Стр. 2
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 |
125. Заковы, плены, песочницы, раковины, обнаруженные внешним осмотром на обрабатываемых поверхностях поковок, могут быть допущены при условии, что их глубина не превышает 75% фактического одностороннего припуска на технологическую обработку.
126. Для механических испытаний отбирают трубы и поковки с наибольшей и наименьшей твердостью.
127. С одного конца каждой отобранной трубы отрезают:
2 образца для испытаний на растяжение при 20 град. C;
2 образца для испытаний на ударный изгиб при 20 град. C;
2 образца для испытаний на растяжение при рабочей температуре;
2 образца для испытаний на ударный изгиб при отрицательной температуре;
1 образец для исследования микроструктуры;
1 образец для испытания на сплющивание;
1 образец для испытания на статический изгиб.
128. От каждой отобранной поковки вырезают:
1 образец для испытания на растяжение при 20 град. C;
2 образца для испытаний на ударный изгиб при 20 град. C;
1 образец для испытания на растяжение при рабочей температуре;
2 образца для испытаний на ударный изгиб при отрицательной температуре.
129. Отбор образцов для проверки стойкости к межкристаллитной коррозии выполняется согласно ТНПА и технической документации.
130. Необходимость испытаний на стойкость против межкристаллитной коррозии труб, поковок, наплавленного металла или металла сварного соединения, а также определения содержания ферритной фазы устанавливается проектом.
131. Для макроисследования металла труб допускается использовать образцы, на которых определялся ударный изгиб.
132. При неудовлетворительных результатах испытаний, проведенных в соответствии с требованиями пунктов 126 - 128 настоящих Правил, хотя бы по одному из показателей по нему должны производиться повторные испытания на удвоенном количестве образцов, взятых от других труб (поковок) той же партии.
При неудовлетворительных результатах повторных испытаний проводятся повторные испытания каждой трубы (поковки). Трубы (поковки), показавшие неудовлетворительные результаты, бракуются.
133. Химический состав металла труб, поковок, деталей указывается в сертификатах (паспортах) на заготовку.
134. Металл труб и поковок из стали марки 03Х17Н14М3 следует подвергать контролю на содержание ферритной фазы. Содержание ферритной фазы не должно превышать 0,5 балла (1 - 2%).
135. На поверхностях готовых колен и отводов допускаются следы от зажима матриц.
136. Отклонения габаритных размеров сборочных единиц должны соответствовать 16-му квалитету. Суммарное отклонение габаритных размеров сборочной единицы не должно превышать +/-10 мм.
137. Габаритные размеры и масса сборочных единиц, в том числе и в упаковке, не должны превышать установленных габаритов и нагрузок для перевозки транспортными средствами.
138. Смещение кромок по внутреннему диаметру в стыковых швах труб и деталей трубопроводов допускается в пределах 10% от толщины стенки, но не более 1 мм. При смещении более чем на 1 мм должна производиться расточка по внутреннему диаметру под углом 12 - 15 град. Глубина расточки не должна выходить за пределы расчетной толщины стенки.
139. Смещение кромок по наружному диаметру в стыковых швах труб и деталей трубопроводов не должно превышать 30% толщины более тонкой трубы или детали, но не более 5 мм. В случае превышения указанных значений на трубе или детали трубопровода с наружной стороны должен быть выполнен скос под углом 12 - 15 град. При сборке труб с деталями трубопроводов, на которых не допускается скос, следует применять переходники, обеспечивающие допускаемое смещение.
Раздел IV
ПРИМЕНЕНИЕ ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ
Глава 8
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ
140. По способу присоединения к трубопроводу арматуру разделяют
на фланцевую, муфтовую, цапковую и приварную. Муфтовая и цапковая
чугунная арматура рекомендуется для трубопроводов с условным
проходом D не более 50 мм, транспортирующих негорючие нейтральные
у
среды. Муфтовая и цапковая стальная арматура может применяться на
трубопроводах для всех сред при условном проходе D не более 40 мм.
у
141. Фланцевая и приварная арматура допускается к применению для всех категорий трубопроводов.
По эксплуатационному назначению трубопроводная арматура условно подразделяется на запорную, регулирующую, предохранительную, распределительную, защитную и фазоразделительную.
Применяемая трубопроводная арматура должна соответствовать требованиям безопасности, предъявляемым к промышленной трубопроводной арматуре.
142. Трубопроводную арматуру следует поставлять комплектной, проверенной, испытанной и обеспечивающей расконсервацию без разборки.
Арматура должна комплектоваться эксплуатационной документацией.
На арматуре следует указывать условное давление, условный диаметр, марку материала и заводской или инвентаризационный номер.
Арматуру, не имеющую эксплуатационной документации и маркировки, можно использовать для трубопроводов категории V только после ее ревизии, испытаний и технического диагностирования (экспертизы) с оформлением дубликатов документов.
Чугунную арматуру с условным проходом более 200 мм независимо от наличия паспорта, маркировки и срока хранения перед установкой следует подвергнуть ревизии и гидравлическому испытанию на прочность и плотность.
143. Материал арматуры для трубопроводов следует выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды и требований нормативно-технической документации. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам.
144. При выборе арматуры с электроприводом следует руководствоваться условиями безопасной работы со взрывозащищенным электрооборудованием (при необходимости).
Глава 9
УСЛОВИЯ ВЫБОРА И ПРИМЕНЕНИЯ ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ
145. Для уменьшения усилий при открывании запорной арматуры с ручным приводом и условным проходом свыше 500 мм при условном давлении до 1,6 МПа (16 кгс/кв.см) включительно и с условным проходом свыше 350 мм при условном давлении свыше 1,6 МПа (16 кгс/кв.см) ее рекомендуется снабжать обводными линиями (байпасами) для выравнивания давления по обе стороны запорного органа. Условный проход обводной линии должен быть не менее:
50 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном от 350 - 600 мм;
80 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном от 700 - 800 мм;
100 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном 1000 мм;
125 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном 1200 мм;
150 мм при диаметре условного прохода арматуры, равном 1400 мм.
146. При выборе типа запорной арматуры следует руководствоваться следующими положениями:
основным типом запорной арматуры, рекомендуемой к применению для трубопроводов с условным проходом от 50 мм и выше, является задвижка, имеющая минимальное гидравлическое сопротивление, надежное уплотнение затвора, небольшую строительную длину и допускающая переменное направление движения среды;
клапаны (вентили) рекомендуется применять для трубопроводов диаметром до 50 мм; при большем диаметре они могут быть использованы, если гидравлическое сопротивление запорного устройства не имеет существенного значения или при ручном дросселировании давления;
краны следует применять, если применение другой арматуры недопустимо или нецелесообразно;
применение запорной арматуры в качестве регулирующей (дросселирующей) не допускается.
147. Арматуру в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды рекомендуется выбирать в соответствии с нормативно-технической документацией и обосновывать выбор в проекте.
148. Запорная трубопроводная арматура по герметичности затвора выбирается из условий обеспечения норм герметичности.
Классы герметичности затворов следует выбирать в зависимости от назначения арматуры:
класс А - для веществ групп А, Б (а), Б (б);
класс В - для веществ групп Б (в) и В на Р более 4 МПа
у
(40 кгс/кв.см);
класс С - для веществ группы В на Р менее 4 МПа
у
(40 кгс/кв.см).
149. Арматуру из углеродистых и легированных сталей допускается применять для сред со скоростью коррозии не более 0,5 мм/год.
Для сред со скоростью коррозии более 0,5 мм/год арматуру выбирают по рекомендациям специализированных организаций и обосновывают ее выбор в проекте.
150. Арматуру из ковкого чугуна марки не ниже КЧ 30-6 и из серого чугуна марки не ниже СЧ 18-36 следует применять для трубопроводов, транспортирующих среды группы В, с учетом ограничений, указанных в пункте 154 Правил.
151. Для сред групп А (б), Б (а), кроме сжиженных газов, Б (б),
кроме ЛВЖ с температурой кипения ниже 45 град. C, Б (в) арматуру из
ковкового чугуна допускается использовать, если пределы рабочих
температур среды не ниже -30 град. C и не выше 150 град. C при
давлении среды не более 1,6 МПа (16 кгс/кв.см). При этом для рабочих
давлений среды до 1 МПа (10 кгс/кв.см) применяется арматура,
рассчитанная на давление P не менее 1,6 МПа (16 кгс/кв.см), а для
у
рабочих давлений более 1 МПа (10 кгс/кв.см) - арматура, рассчитанная
на давление не менее 2,5 МПа (25 кгс/кв.см).
152. Не допускается применять арматуру из ковкого чугуна на трубопроводах, транспортирующих среды группы А (а), сжиженные газы группы Б (а); ЛВЖ с температурой кипения ниже 45 град. C группы Б (б).
153. Не допускается применять арматуру из серого чугуна на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, а также на паропроводах и трубопроводах горячей воды, используемых в качестве спутников.
154. Арматуру из серого и ковкого чугуна не допускается применять независимо от среды, рабочего давления и температуры в следующих случаях:
на трубопроводах, подверженных вибрации;
на трубопроводах, работающих при резкопеременном температурном режиме среды;
при возможности значительного охлаждения арматуры в результате дроссель-эффекта;
на трубопроводах, транспортирующих вещества групп А и Б, содержащие воду или другие замерзающие жидкости, при температуре стенки трубопровода ниже 0 град. C независимо от давления;
в обвязке насосных агрегатов при установке насосов на открытых площадках;
в обвязке резервуаров и емкостей для хранения взрывопожароопасных и токсичных веществ.
155. На трубопроводах, работающих при температуре среды ниже 40 град. C, следует применять арматуру из соответствующих легированных сталей, специальных сплавов или цветных металлов, имеющих при наименьшей возможной температуре корпуса ударную вязкость металла (KCV) не ниже 20 Дж/кв.см (2 кгс·м/кв.см).
156. Для жидкого и газообразного аммиака допускается применение специальной арматуры из ковкого чугуна при температуре ниже 30 град. C, если заводом-изготовителем не регламентируются другие температурные пределы, а также в пределах параметров и условий, изложенных в пункте 151 Правил.
157. Запорная арматура с условным проходом D более 400 мм
у
должна применяться с управляющим приводом (шестеренчатым, червячным,
электрическим, пневматическим, гидравлическим и другим). Выбор типа
привода обусловливается соответствующими требованиями
технологического процесса и устанавливается в проекте. Запорная
арматура с электроприводом должна иметь дублирующее ручное
управление.
158. В гидроприводе арматуры следует применять негорючие и незамерзающие жидкости, соответствующие условиям эксплуатации.
159. С целью исключения возможности выпадения в пневмоприводах конденсата в зимнее время газ осушают до точки росы при отрицательной расчетной температуре трубопровода.
160. Быстродействующая арматура с приводом должна отвечать требованиям безопасного ведения технологического процесса.
161. При ручном приводе можно применять дистанционное управление арматурой с помощью цепей, шарнирных соединений и т.п.
162. Приварную арматуру следует применять на трубопроводах, в которых опасные среды обладают высокой проникающей способностью через разъемные соединения (фланцевые, муфтовые и другие).
163. Арматуру, устанавливаемую на трубопроводах высокого давления, следует изготавливать в соответствии с чертежами и техническими условиями на эту арматуру. Материалы применяются в соответствии со спецификацией чертежей.
164. Детали арматуры не должны иметь дефектов, влияющих на прочность и плотность при ее эксплуатации.
Поковки, штамповки, литье подлежат неразрушающему контролю (радиография, УЗД или другой равноценный метод).
Обязательному контролю подлежат также концы патрубков литой приварной арматуры.
Не допускаются срывы резьбы шпинделя, втулки и наружной резьбы патрубков корпуса и фланцев.
Резьба на корпусе патрубков и фланцев должна быть метрической с крупным шагом и полем допуска 6g. Форма впадин резьбы закругленная. Уплотнительные поверхности должны быть тщательно притерты. Раковины, свищи, плены, волосовины, трещины, закаты, риски и другие дефекты, снижающие герметичность, прочность и надежность уплотнения, недопустимы.
165. Для трубопроводов с рабочим давлением свыше 35 МПа (350 кгс/кв.см) применение литой арматуры не допускается.
166. Арматуру с фланцами, имеющими гладкую уплотнительную поверхность, в трубопроводах высокого давления применять не допускается.
167. При применении линзовых и овальных прокладок уплотняющую поверхность фланцев арматуры при условном давлении до 20 МПа (200 кгс/кв.см) и выше следует выполнять в соответствии с ТНПА и технической документацией.
Арматуру с уплотнением фланцев "выступ-впадина" в случае применения специальных, например асбометаллических, прокладок допускается применять при рабочих давлениях не выше 35 МПа (350 кгс/кв.см).
Раздел V
ТРЕБОВАНИЯ К УСТРОЙСТВУ ТРУБОПРОВОДОВ
Глава 10
РАЗМЕЩЕНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ
168. Прокладка трубопроводов должна осуществляться по проекту в соответствии с ТНПА и технической документацией.
169. Прокладка трубопроводов должна обеспечивать:
возможность использования предусмотренных проектом подъемно-транспортных средств и непосредственного контроля за техническим состоянием;
разделение на технологические узлы и блоки с учетом производства монтажных и ремонтных работ с применением средств механизации;
возможность выполнения всех видов работ по контролю, термической обработке сварных швов, испытаниям и диагностированию;
изоляцию и защиту трубопроводов от коррозии, атмосферного и статического электричества;
предотвращение образования ледяных и других пробок в трубопроводе;
наименьшую протяженность трубопроводов;
исключение провисания и образования застойных зон;
возможность самокомпенсации температурных деформаций трубопроводов и защиту от повреждений;
возможность беспрепятственного перемещения подъемных механизмов, оборудования и средств пожаротушения.
170. При выборе трассы трубопровода следует предусматривать возможность самокомпенсации от температурных деформаций за счет поворотов трасс.
Трасса трубопроводов должна располагаться, как правило, со стороны, противоположной размещению тротуаров и пешеходных дорожек.
171. Трубопроводы необходимо проектировать с уклонами, обеспечивающими их опорожнение при остановке.
Уклоны трубопроводов следует принимать не менее:
для легкоподвижных жидких веществ - 0,002;
для газообразных веществ по ходу среды - 0,002;
для газообразных веществ против хода среды - 0,003;
для кислот и щелочей - 0,005.
Для трубопроводов с высоковязкими и застывающими веществами величины уклонов принимаются исходя из конкретных свойств и особенностей веществ, протяженности трубопроводов и условий их прокладки (в пределах до 0,02).
В обоснованных случаях допускается прокладка трубопроводов с меньшим уклоном или без уклона, но при этом должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие их опорожнение.
172. Для трубопроводов групп А, Б прокладка должна быть надземной на несгораемых конструкциях, эстакадах, этажерках, стойках, опорах.
Допускается прокладка этих трубопроводов на участках присоединения к насосам и компрессорам в непроходных каналах.
В непроходных каналах допускается прокладка трубопроводов, транспортирующих вязкие, легкозастывающие и горючие жидкости группы Б (в) (мазут, масла и тому подобное), а также в обоснованных случаях при прокладке дренажных трубопроводов групп А и Б в случае периодического опорожнения оборудования.
Для трубопроводов группы В помимо надземной прокладки допускается прокладка в каналах (закрытых или с засыпкой песком), тоннелях или в земле. При прокладке в земле рабочая температура трубопровода не должна превышать 150 град. C. Применение низких опорных конструкций допускается в тех случаях, когда это не препятствует движению транспорта и средств пожаротушения.
При прокладке трубопроводов в тоннелях и проходных каналах необходимо руководствоваться ТНПА и технической документацией.
173. Каналы для трубопроводов групп А и Б следует выполнять из сборных несгораемых конструкций, перекрывать железобетонными несгораемыми конструкциями (железобетонными плитами), засыпать песком и при необходимости предусматривать защиту от проникновения в них грунтовых вод.
174. Прокладка трубопроводов в полупроходных каналах допускается только на отдельных участках трассы протяженностью не более 100 м, в основном при пересечении трубопроводами групп Б (в) и В внутризаводских железнодорожных путей и автодорог с усовершенствованным покрытием.
При этом в полупроходных каналах следует предусматривать проход шириной не менее 0,6 м и высотой не менее 1,5 м до выступающих конструкций. На концах канала предусматриваются выходы и люки.
175. В местах ввода (вывода) трубопроводов групп А, Б в цех (из цеха) по каналам или тоннелям следует предусматривать средства по предотвращению попадания вредных и горючих веществ из цеха в канал и обратно (установка диафрагм из несгораемых материалов или устройство водо- и газонепроницаемых перемычек в каждом конкретном случае определяется проектом).
176. Расстояние между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до строительных конструкций как по горизонтали, так и по вертикали следует принимать с учетом возможности сборки, ремонта, осмотра, нанесения изоляции, а также величины смещения трубопровода при температурных деформациях согласно приложению 9, в котором указаны рекомендуемые расстояния между осями смежных трубопроводов и от стенок каналов и стен зданий.
При наличии на трубопроводах арматуры для обогревающих спутников принятые согласно приложению 9 расстояния А и Б следует проверять исходя из условий необходимости обеспечения расстояния в свету не менее:
для неизолированных трубопроводов при D до 600 мм - 50 мм;
у
для неизолированных трубопроводов при D свыше 600 мм и всех
у
трубопроводов с тепловой изоляцией - 100 мм.
Расстояние между нижней образующей или теплоизоляционной
конструкцией и полом или дном канала принимается не менее 100 мм.
Расстояние Б (между осями трубопроводов) определяется
суммированием табличных размеров b , где b = b , b ,..., b .
i i 1 2 8
При расположении фланцев в разных плоскостях (вразбежку)
расстояние между осями неизолированных трубопроводов следует
определять суммированием b большего диаметра и b - b меньшего
4 5 8
диаметра.
177. При проектировании трубопроводов в местах поворотов трассы следует учитывать возможность перемещений, возникающих от изменения температуры стенок трубы, внутреннего давления и других нагрузок.
178. При совместной прокладке трубопроводов и электрических кабелей для определения расстояния между ними следует руководствоваться нормативно-технической документацией.
179. Не допускается прокладка технологических трубопроводов внутри административных, бытовых, хозяйственных помещений и в помещениях электрораспределительных устройств, электроустановок, щитов автоматизации, в помещениях трансформаторов, вентиляционных камер, тепловых пунктов, на путях эвакуации персонала (лестничные клетки, коридоры и тому подобное), а также транзитом через помещения любого назначения.
Трубопроводы групп А и Б, прокладываемые вне опасного производственного объекта, следует располагать от зданий, где возможно нахождение людей (столовая, клуб, медпункт, бытовые и административные здания и т.д.), на расстоянии не менее 50 м при надземной прокладке и не менее 25 м при подземной прокладке.
180. При проектировании трубопроводных трасс рекомендуется учитывать возможность реконструкции, для этого при определении размеров конструкций следует предусматривать резерв как по габаритам, так и по нагрузкам на эти конструкции. В каждом конкретном случае резерв определяется проектом.
181. Не допускается размещение арматуры, компенсаторов, дренажных устройств, разъемных соединений в местах пересечения надземными трубопроводами железных и автомобильных дорог, пешеходных переходов, над дверными проемами, под и над окнами и балконами. В случае необходимости применения разъемных соединений (например, для трубопроводов с внутренним защитным покрытием) должны предусматриваться защитные поддоны и козырьки.
182. Внутрицеховые трубопроводы, транспортирующие вещества групп А, Б и газы группы В (с условным проходом до 100 мм), а также жидкие вещества группы В (независимо от диаметра трубопровода), допускается прокладывать по наружной поверхности глухих стен вспомогательных помещений, обеспечивая их защиту.
По несгораемой поверхности несущих стен производственных зданий допускается прокладывать внутрицеховые трубопроводы с условным проходом до 200 мм исходя из допускаемых нагрузок на эти стены. Такие трубопроводы должны располагаться на 0,5 м ниже или выше оконных и дверных проемов. При этом трубопроводы с легкими газами располагаются выше, а с тяжелыми - ниже оконных и дверных проемов. Прокладка трубопроводов по стенам зданий со сплошным остеклением, а также по легкосбрасываемым конструкциям не допускается.
183. Прокладку трубопроводов на низких и высоких отдельно стоящих опорах или эстакадах можно применять при любом сочетании трубопроводов независимо от свойств и параметров транспортируемых веществ.
При этом трубопроводы с веществами, несовместимыми друг с другом, следует располагать на максимальном удалении друг от друга.
При двух- и трехъярусной прокладке трубопроводов их следует располагать с учетом следующего:
трубопроводы кислот, щелочей и других агрессивных веществ - на самых нижних ярусах;
трубопроводы веществ группы Б (а), Б (б) - на верхнем ярусе и по возможности у края эстакады;
трубопроводы с веществами, смешение которых может вызвать пожар или взрыв, - на максимальном удалении друг от друга.
184. Установка П-образных компенсаторов над проездами и дорогами, как правило, не допускается. Указанная установка компенсаторов допускается при наличии обоснования невозможности или нецелесообразности их размещения в других местах.
185. При прокладке на эстакадах трубопроводов, требующих регулярного обслуживания (не менее одного раза в смену), а также на заводских эстакадах должны предусматриваться проходные мостики из несгораемых материалов шириной не менее 0,6 м и с перилами высотой не менее 0,9 м, а через каждые 200 м и в торцах эстакады при расстоянии менее 200 м - лестницы вертикальные с шатровым ограждением или маршевые.
186. При прокладке трубопроводов на низких опорах расстояние от поверхности земли до низа трубы и теплоизоляции следует принимать в соответствии с требованиями НПА и ТНПА. Для перехода через трубопроводы должны быть оборудованы пешеходные мостики.
Допускается предусматривать укладку трубопроводов диаметром до 300 мм включительно в два и более яруса, при этом расстояние от поверхности площадки до верха труб или теплоизоляции верхнего яруса должно быть, как правило, не более 1,5 м.
187. При соответствующих обоснованиях, если позволяет несущая способность трубопроводов, допускается крепление к ним других трубопроводов меньшего диаметра. Не допускается такой способ крепления к трубопроводам, транспортирующим:
технологические среды групп А, Б;
технологические среды с температурой свыше 300 град. C и ниже -40 град. C или давлением свыше 10 МПа (100 кгс/кв.см) независимо от температуры;
вещества с температурой самовоспламенения в прикрепляемом трубопроводе ниже 0,8 от температуры веществ в несущем трубопроводе.
Возможность крепления трубопроводов должна подтверждаться расчетом и обосновываться в проекте.
188. При прокладке паропроводов совместно с другими трубопроводами следует дополнительно руководствоваться Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденными постановлением Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 25 января 2007 г. N 6 (Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, 2007 г., N 84, 8/15906).
189. Трубопроводы, проходящие через стены или перекрытия зданий, следует заключать в специальные гильзы или футляры. Сварные и резьбовые соединения трубопроводов внутри футляров или гильз не допускаются.
Внутренний диаметр гильзы принимается на 10 - 12 мм больше наружного диаметра трубопровода (при отсутствии изоляции) или наружного диаметра изоляции (для изолированных трубопроводов).
Гильзы должны быть жестко заделаны в строительные конструкции, зазор между трубопроводом и гильзой (с обоих концов) должен заполняться негорючим материалом, допускающим перемещение трубопровода вдоль его продольной оси.
190. На трубопроводах выброса в атмосферу от технологических аппаратов, содержащих взрыво- и пожароопасные вещества, должны устанавливаться огнепреградители. На выбросах от аппаратов с азотным дыханием и на выбросах от предохранительных клапанов огнепреградители могут не устанавливаться при обосновании в проекте.
191. Трубопроводы для выброса газовых технологических сред (факельные трубопроводы) должны отвечать требованиям НПА и ТНПА по устройству и безопасной эксплуатации факельных систем.
192. Всасывающие и нагнетательные коллекторы компрессоров со средами групп А и Б следует располагать, как правило, вне машинных залов. Отключающая (запорная) от коллектора арматура на всасывающем трубопроводе со средами групп А и Б в каждой машине должна быть установлена у коллектора, вне здания, с целью ограничения количества вредных и взрывопожароопасных веществ, которые могут попасть в помещение при аварийных ситуациях. На нагнетательных линиях газовых компрессоров, работающих на общий коллектор, предусматривается установка обратных клапанов между компрессором и запорной арматурой.
193. Прокладка технологических трубопроводов в каналах допускается при соответствующем обосновании в проекте и с учетом пунктов 172, 174 настоящих Правил.
194. Межцеховые трубопроводы групп А и Б не допускается прокладывать под и над зданиями.
Трубопроводы групп А, Б (а), Б (б) не допускается укладывать в общих каналах с паропроводами, теплопроводами, кабелями силового и слабого тока.
195. Подземные трубопроводы, прокладываемые непосредственно в грунте, в местах пересечения автомобильных дорог и железнодорожных путей должны быть проложены в защитных металлических и бетонных трубах, концы которых должны отстоять от головки рельсов или от обочины дороги не менее чем на 2 м; расстояние от верхней образующей защитной трубы до подошвы шпалы железнодорожного пути должно быть не менее 1 м; до полотна автодороги - не менее 0,5 м.
196. Свободная высота эстакад для трубопроводов над проездами и проходами должна быть не менее:
для железнодорожных путей (над головкой рельса) - 5,55 м;
для автомобильных дорог - 5 м (4,5 при соответствующем обосновании);
для пешеходных дорог - 2,2 м.
197. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должно быть не менее:
до оси железнодорожного пути нормальной колеи - 2,45 м;
до бордюра автодороги - 1,0 м.
198. Пересечение эстакад с воздушными линиями электропередачи выполняется в соответствии с требованиями НПА и ТНПА по устройству и безопасной эксплуатации электроустановок.
Воздушные линии электропередачи на пересечениях с эстакадами должны проходить только над трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередачи (нижних проводов с учетом их провисания) следует принимать в зависимости от напряжения:
при напряжении до 1 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 1,0 м;
при напряжении от 1 до 20 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 3,0 м;
при напряжении от 35 до 110 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 4,0 м;
при напряжении до 150 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 4,5 м;
при напряжении до 220 кВ расстояние над трубопроводом должно составлять 5,0 м.
Расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов до нижней части вагонеток (с учетом провисания троса) подвесной дороги должно быть не менее 3 м.
При определении вертикального и горизонтального расстояния между воздушными линиями электропередачи и трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток, галерей, площадок, рассматриваются как части трубопровода.
199. При подземной прокладке трубопроводов в случае одновременного расположения в одной траншее двух и более трубопроводов они должны располагаться в один ряд (в одной горизонтальной плоскости). Расстояние между ними в свету следует принимать при следующих условных диаметрах трубопроводов:
до 300 мм - не менее 0,4 м;
более 300 мм - не менее 0,5 м.
200. Подземные трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии специальной усиленной противокоррозионной защитой (изоляцией).
201. Глубина заложения подземных трубопроводов должна быть не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней части трубы или теплоизоляции в тех местах, где не предусмотрено движение транспорта, а на остальных участках глубина заложения принимается исходя из условий сохранения прочности трубопровода с учетом всех действующих нагрузок.
Трубопроводы, транспортирующие застывающие, увлажненные и конденсирующиеся вещества, должны располагаться на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта с уклоном к конденсатосборникам, другим емкостям или аппаратам.
202. По возможности следует избегать пересечения и сближения до расстояния менее 11 м трубопроводов с рельсовыми путями электрифицированных (на постоянном токе) дорог и другими источниками блуждающих токов.
203. В обоснованных случаях допускается уменьшение указанного расстояния при условии применения соответствующей защиты от блуждающих токов с обоснованиями в проекте.
204. В местах пересечения подземных трубопроводов с путями электрифицированных железных дорог применяются диэлектрические прокладки.
Глава 11
УСТРОЙСТВА ДРЕНАЖА И ПРОДУВКИ ТРУБОПРОВОДОВ
205. Трубопроводы независимо от транспортируемого продукта должны иметь дренажи для слива воды после гидравлического испытания и воздушники в верхних точках трубопроводов для удаления газа.
Необходимость специальных устройств для дренажа и продувки определяется проектом в зависимости от назначения и условий работы трубопровода.
206. Опорожнение трубопроводов, как правило, должно производиться в технологическое оборудование, имеющее устройства для периодического или непрерывного отвода жидкости. При невозможности обеспечения полного опорожнения (при наличии "мешков", обратных уклонов и так далее) в нижних точках трубопроводов следует предусматривать специальные дренажные устройства непрерывного или периодического действия.
207. Трубопроводы, в которых возможна конденсация продукта, должны иметь дренажные устройства для непрерывного удаления жидкости.
В качестве дренажных устройств непрерывного действия в зависимости от свойств и параметров среды могут применяться конденсатоотводчики, гидравлические затворы, сепараторы и другие устройства с отводом жидкости в закрытые системы и сборники.
208. Непрерывный отвод дренируемой жидкости из трубопровода предусматривается из специального штуцера-кармана, ввариваемого в дренируемый трубопровод.
Диаметр штуцера-кармана в зависимости от диаметра дренируемого трубопровода следует принимать согласно приложению 10.
На трубопроводах условным диаметром менее 100 мм штуцера-карманы не предусматриваются.
Диаметр отводящей трубы, присоединяемой к штуцеру-карману, определяется гидравлическим расчетом.
209. В качестве дренажных устройств периодического действия следует предусматривать 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 следует проектировать стационарными.
Для продуктов 1-го и 2-го классов опасности и сжиженных газов устройства для опорожнения с помощью гибких шлангов не допускаются.
Диаметр дренажного трубопровода принимается в соответствии с гидравлическим расчетом исходя из условий регламентированного времени дренажа, но не менее 25 мм.
210. 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 принимаются в зависимости от диаметра трубопровода согласно приложению 11.
211. Для опорожнения трубопроводов от воды после гидравлического испытания в первую очередь используются устройства для технологического дренажа трубопроводов. При отсутствии технологического дренажа предусматриваются штуцера, ввариваемые непосредственно в дренируемый трубопровод.
Диаметры дренажных штуцеров рекомендуется принимать согласно приложению 12.
212. Для трубопроводов, предназначенных для транспортирования сжиженных газов, пожаровзрывоопасных продуктов и веществ 1-го и 2-го 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 принимаются в зависимости от диаметра трубопровода, но не менее указанных в пункте 211 Правил.
213. Применение гибких шлангов для удаления сжиженных газов из стационарного оборудования не допускается.
Для заполнения и опорожнения нестационарного оборудования (слив и налив железнодорожных цистерн, контейнеров, бочек и баллонов) допускается применение гибких шлангов, рассчитанных на соответствующее давление.
214. Трубопроводы с технологическими средами 1, 2 и 3-го классов опасности следует продувать в специальные сбросные трубопроводы с последующим использованием или обезвреживанием продувочных газов и паров. Продувку остальных трубопроводов допускается осуществлять через продувочные свечи в атмосферу.
215. Схема продувки трубопровода и расположение продувочных свечей определяются при проектировании в каждом конкретном случае с соблюдением требований ТНПА и технической документации.
216. Продувочные свечи должны иметь устройства для отбора проб с арматурой, а продувочные свечи для горючих и взрывоопасных продуктов - также огнепреградители.
217. 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.
218. Все виды конденсатоотводящих устройств и все дренажные трубопроводы, размещаемые вне помещений, должны быть надежно защищены от замерзания теплоизоляцией и обогревом.
Глава 12
РАЗМЕЩЕНИЕ АРМАТУРЫ
219. 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 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 допускается располагать в производственных помещениях при условии дублирования его из безопасного места.
220. 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 нормативно-технической документации по промышленной безопасности.
221. Управление запорной арматурой с дистанционным управлением, предназначенной для аварийного сброса газа, следует осуществлять из операторной.
222. Регулирующие клапаны, обеспечивающие параметры непрерывного технологического процесса, следует снабжать обводной (байпасной) линией с соответствующими запорными устройствами. При невозможности по условиям безопасности осуществления ручного регулирования технологическим процессом требуется устройство байпасной линии с регулирующим клапаном.
223. При установке привода к арматуре маховики для ручного управления должны открывать арматуру движением против часовой стрелки, а закрывать - по часовой стрелке.
224. Направление осей шпинделей должно определяться в проектной документации и быть безопасным.
225. На запорной арматуре устанавливаются указатели, показывающие ее состояние: "открыто", "закрыто".
226. При расположении арматуры на трубопроводе следует руководствоваться указаниями, имеющимися в технических условиях и нормативно-технической документации.
227. В местах установки арматуры и сложных трубопроводных узлов массой более 30 кг, требующих периодической разборки, проектом предусматриваются переносные или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа.
228. На нагнетательных линиях компрессоров и центробежных насосов предусматривается 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.
229. На трубопроводах, подающих вещества групп А и Б в емкости (сосуды), работающие под избыточным давлением, устанавливаются 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.
230. 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), следует устанавливать два запорных органа с дренажным устройством между ними с условным проходом 25 мм, соединенным с атмосферой. На дренажной арматуре устанавливаются съемные заглушки.
Дренажные устройства трубопроводов группы А и жидких сероводородсодержащих сред должны соединяться с закрытой системой дренажа.
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, может устанавливаться один запорный орган и дренажное устройство с заглушкой на дренажной арматуре.
231. В случае возможности повышения давления, в том числе за счет объемного расширения жидких сред, свыше расчетного на трубопроводах должны устанавливаться предохранительные устройства. Сбросы от предохранительных клапанов должны отвечать требованиям правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем.
232. 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, чем указано, для ее обслуживания должны предусматриваться стационарные или переносные площадки, лестницы и ограждения. Время закрытия (открывания) запорной арматуры должно соответствовать требованиям проекта.
233. 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.
Глава 13
ОПОРЫ И ПОДВЕСКИ ТРУБОПРОВОДОВ
234. Трубопроводы следует монтировать на опорах или подвесках. Расположение опор (неподвижных, скользящих, катковых, пружинных и так далее), подвесок и расстояние между ними определяются проектом.
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 тому подобному.
235. Опоры и подвески рассчитываются 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.
236. Опоры и подвески располагаются 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.
237. Для трубопроводов, транспортирующих вещества с отрицательной температурой, при необходимости исключения потерь холода следует применять опоры с теплоизолирующими прокладками.
238. 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.
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.
239. Для обеспечения проектного уклона трубопровода разрешается установка под подушки опор металлических подкладок, привариваемых к строительным конструкциям.
240. 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.
241. В проекте при необходимости указываются величины предварительного смещения подвижных опор и тяг подвесок, а также данные по регулировке пружинных опор подвесок.
При применении подвесок в проекте указываются длины тяг в пределах от 150 до 2000 мм, кратные 50 мм.
242. Опоры под трубопроводы должны устанавливаться с соблюдением следующих требований:
они должны плотно прилегать к строительным конструкциям;
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;
уклон трубопровода проверяется приборами или специальными приспособлениями (нивелиром, гидростатическим уровнем и другими);
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;
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;
пружины опор и подвесок должны быть затянуты в соответствии с указаниями в проекте; на время монтажа и гидравлического испытания трубопроводов пружины разгружаются распорными приспособлениями;
опоры, устанавливаемые на дне лотков и каналов, не должны препятствовать свободному стоку воды по дну лотка или канала.
243. 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.
244. Подвижные и неподвижные опоры трубопроводов с сероводородсодержащими средами должны применяться, как правило, хомутовые. Применение приварных к трубопроводу деталей опор без последующей термообработки трубопровода не допускается.
245. Приварка элементов подвижных опор к трубопроводам из термически упрочненных труб и труб контролируемой прокатки не допускается.
Глава 14
КОМПЕНСАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
246. Температурные деформации следует компенсировать за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При невозможности ограничиться самокомпенсацией (например, на совершенно прямых участках значительной протяженности) на трубопроводах устанавливаются 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.
247. Не допускается применять сальниковые компенсаторы на технологических трубопроводах, транспортирующих среды групп А и Б.
248. Не допускается установка линзовых, сальниковых и волнистых компенсаторов на трубопроводах с условным давлением свыше 10 МПа (100 кгс/кв.см).
249. П-образные компенсаторы следует применять для технологических трубопроводов всех категорий. Их изготавливают либо гнутыми из цельных труб, либо с использованием гнутых, крутоизогнутых или сварных отводов.
250. 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 пункта 56 настоящих Правил.
251. Применять водогазопроводные трубы для изготовления П-образных компенсаторов не допускается, а электросварные со спиральным швом рекомендуются только для прямых участков компенсаторов.
252. 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.
253. П-образные компенсаторы перед монтажом должны быть установлены на трубопроводах вместе с распорными приспособлениями, которые удаляют после закрепления трубопроводов на неподвижных опорах.
254. Линзовые компенсаторы, осевые, а также линзовые компенсаторы шарнирные применяются для технологических трубопроводов в соответствии с нормативно-технической документацией.
255. 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 на расстоянии не более 1,5 D компенсатора.
у
256. При монтаже трубопроводов компенсирующие устройства должны быть предварительно растянуты или сжаты. Величина предварительной растяжки (сжатия) компенсирующего устройства указывается в проектной документации и в паспорте на трубопровод. Величина растяжки может изменяться на величину поправки, учитывающей температуру при монтаже.
257. Качество компенсаторов, подлежащих установке на технологических трубопроводах, должно подтверждаться паспортами или сертификатами.
258. 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.
259. Расчет П-образных, Г-образных и Z-образных компенсаторов следует производить в соответствии с ТНПА и технической документацией.
Глава 15
ТРЕБОВАНИЯ К СНИЖЕНИЮ ВИБРАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
260. 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.
На трубопроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой рабочей среды 300 град. C и выше должны быть установлены указатели перемещений для контроля за расширением трубопроводов и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы. Места установки указателя и расчетные значения перемещений по ним должны быть указаны в проекте трубопровода.
К указателям тепловых перемещений должен быть обеспечен свободный доступ.
261. 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.
262. Конструкцию и габариты буферных и акустических емкостей для гашения пульсации, места установки выбирают по результатам расчета.
В качестве буферной емкости для гашения пульсации можно использовать аппараты, комплектующие компрессор (холодильники, сепараторы, маслоотделители и так далее), при соответствующей проверке расчетом объема и места установки аппарата.
Глава 16
ТЕПЛОВАЯ ИЗОЛЯЦИЯ, ОБОГРЕВ
263. Необходимость применения тепловой изоляции определяется в каждом конкретном случае в зависимости от свойств транспортируемых веществ, места и способа прокладки трубопровода, требований технологического процесса, охраны труда и взрывопожаробезопасности.
264. Тепловой изоляции трубопроводы подлежат в следующих случаях:
при необходимости предупреждения и уменьшения тепло- или холодопотерь (для сохранения температуры, предотвращения конденсации, образования ледяных, гидратных или иных пробок и т.п.);
при температуре стенки трубопровода за пределами рабочей или обслуживаемой зоны выше 60 град. C, а на рабочих местах и в обслуживаемой зоне 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.
265. Тепловая изоляция трубопроводов должна соответствовать требованиям ТНПА и технической документации.
266. При прокладке трубопровода с обогреваемыми спутниками тепловая изоляция осуществляется совместно с обогреваемыми спутниками.
267. Необходимость обогрева, выбор теплоносителя, диаметр обогреваемого спутника и толщина теплоизоляции определяются проектом на основании соответствующих расчетов.
268. 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.
269. 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 12 град. C должен входить пароизоляционный слой. Необходимость в пароизоляционном слое при температуре транспортируемых веществ свыше 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.
270. Для арматуры, фланцевых соединений, 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 от толщины тепловой изоляции труб.
271. Для трубопроводов с рабочей температурой выше 250 град. C и ниже -60 град. C не допускается применение однослойных теплоизоляционных конструкций из формованных изделий (перлитоцементных, известковокремнеземистых, совелитовых, вулканитовых).
272. 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 других).
273. Для трубопроводов, транспортирующих активные окислители, не допускается применять тепловую изоляцию с содержанием органических и горючих веществ более 0,45% по массе.
274. Теплоизоляционные материалы и изделия, содержащие органические компоненты, допускаются к применению на трубопроводах с рабочей температурой выше 100 град. C при наличии соответствующих обоснований.
275. Для трубопроводов, подверженных вибрации, не рекомендуется предусматривать порошкообразные теплоизоляционные материалы, минеральную вату и вату из непрерывного стеклянного волокна.
Глава 17
ЗАЩИТА ОТ КОРРОЗИИ И ОКРАСКА ТРУБОПРОВОДОВ
276. При транспортировке агрессивных веществ защиту от коррозии внутренней поверхности стальных трубопроводов следует обеспечивать с учетом химических и физических свойств веществ, конструкции и материалов элементов трубопроводов, условий эксплуатации и других факторов.
277. 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.
278. 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 строительных норм и правил.
279. Для защиты трубопроводов от подземной коррозии в проекте предусматриваются решения по обеспечению их надежной эксплуатации.
280. Решение о необходимости электрохимической защиты принимается в соответствии с требованиями ТНПА и технической документации на основании коррозионных исследований, выполняемых с целью выявления на участках прокладки трубопроводов опасности почвенной коррозии или коррозии блуждающими токами.
281. Проектирование системы электрохимической защиты (катодной, протекторной, дренажной) необходимо производить в соответствии с требованиями нормативно-технической документации.
282. При бесканальной прокладке подземных трубопроводов проектирование средств защиты от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, следует осуществлять для трубопроводов без тепловой изоляции.
283. Трубопроводы, транспортирующие вещества с температурой ниже 20 град. C и подлежащие тепловой изоляции, следует защищать от коррозии, как трубопроводы без тепловой изоляции.
284. При электрохимической защите трубопроводов следует предусматривать изолирующие фланцевые соединения (далее - ИФС). Размещение ИФС - согласно строительным нормам и правилам.
285. Для измерения электропотенциалов допускается использовать отключающие устройства, конденсатосборники и другое оборудование и сооружения.
286. При проектировании мероприятий по антикоррозионной защите технологических трубопроводов конструктивные решения должны обеспечивать доступность осмотра и восстановление антикоррозионных покрытий.
287. Опознавательную окраску и маркировку трубопроводов и их элементов следует выполнять в соответствии с НПА, ТНПА и технической документацией по промышленной безопасности.
Раздел VI
ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ ТРУБОПРОВОДОВ
Глава 18
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖУ ТРУБОПРОВОДОВ
288. Монтаж трубопроводов следует производить в соответствии с требованиями настоящих Правил, разработанного плана производства работ (далее - ППР) и проекта.
289. Не допускается отступление от проекта и ППР без проведения согласования в установленном порядке.
290. При монтаже трубопроводов следует осуществлять входной контроль качества материалов, деталей трубопроводов и арматуры на соответствие их сертификатам соответствия, стандартам, техническим условиям и другой технической документации, а также операционный контроль качества выполненных работ. Результаты входного контроля оформляются актом с приложением всех документов, подтверждающих качество изделий.
291. Отклонение линейных размеров сборочных единиц трубопроводов не должно превышать +/-3 мм на 1 м, но не более +/-10 мм на всю длину.
292. Изделия и материалы, на которые истекли расчетные сроки, указанные в ТНПА и технической документации, могут быть переданы в монтаж только после проведения ревизии, устранения дефектов, испытания, экспертизы и других работ, обеспечивающих их качество и безопасность применения.
293. Условия хранения изделий и материалов для монтажа трубопроводов должны соответствовать требованиям технической документации.
294. Если труба в процессе монтажа разрезается на несколько частей, то на все вновь образовавшиеся части наносится клеймение, соответствующее клеймению первоначальной трубы.
Глава 19
МОНТАЖ ТРУБОПРОВОДОВ
295. При приемке в монтаж сборочных единиц, труб, элементов и других изделий, входящих в трубопровод, необходимо визуальным осмотром (без разборки) проверить соответствие их требованиям документации и комплектности.
296. Не допускается монтаж сборочных единиц, труб, деталей и других изделий, загрязненных, поврежденных коррозией, деформированных, с поврежденными защитными покрытиями.
297. Специальные виды очистки внутренних поверхностей трубопроводов (обезжиривание, травление), если нет других указаний в документации, могут выполняться после монтажа в период пусконаладочных работ.
298. 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.
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 |
| 
