Стр. 4
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 |
432. Дополнительные испытания трубопроводов на герметичность могут проводиться пневматическим способом.
433. Порядок и методика проведения испытаний определяются проектом и ТНПА.
434. Испытание трубопроводов на прочность и плотность следует проводить одновременно независимо от способа испытания.
435. При неудовлетворительных результатах испытаний обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытания повторены.
Подчеканка сварных швов и устранение дефектов во время нахождения трубопровода под давлением не допускаются.
436. О проведении испытаний трубопроводов составляют соответствующие акты.
Глава 26
ГИДРАВЛИЧЕСКОЕ ИСПЫТАНИЕ НА ПРОЧНОСТЬ И ПЛОТНОСТЬ
437. Гидравлическое испытание трубопроводов должно производиться преимущественно в теплое время года при положительной температуре окружающего воздуха. Для гидравлических испытаний должна применяться, как правило, вода с температурой не ниже 5 град. C и не выше 40 град. C или специальные смеси (для трубопроводов высокого давления).
Если гидравлическое испытание производится при температуре окружающего воздуха ниже 0 град. C, следует принять меры против замерзания воды и обеспечить надежное опорожнение трубопровода.
После окончания гидравлического испытания трубопровод следует полностью опорожнить и продуть до полного удаления воды.
438. Величина пробного давления на прочность (гидравлическим или пневматическим способом) устанавливается проектом и должна составлять не менее
[s]
20
1,25P -----, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/кв.см),
[s]
t
--------------------------------
s - греческая буква "сигма"
где P - расчетное давление трубопровода, МПа;
[s] - допускаемое напряжение для материала трубопровода при
20
20 град. C;
[s] - допускаемое напряжение для материала трубопровода при
t
максимальной положительной расчетной температуре.
Во всех случаях величина пробного давления должна приниматься такой, чтобы эквивалентное напряжение в стенке трубопровода при пробном давлении не превышало 90% предела текучести материала при температуре испытания.
Величину пробного давления на прочность для вакуумных трубопроводов и трубопроводов без избыточного давления для токсичных и взрывопожароопасных сред следует принимать равной 0,2 МПа (2 кгс/кв.см).
439. Арматуру следует подвергать гидравлическому испытанию пробным давлением после изготовления или ремонта.
440. При заполнении трубопровода водой воздух следует удалять полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в технической документации.
441. При испытаниях обстукивание трубопроводов не допускается.
442. Испытываемый трубопровод допускается заливать водой непосредственно от водопровода или насосом при условии, чтобы давление, создаваемое в трубопроводе, не превышало испытательного давления.
443. Требуемое давление при испытании создается гидравлическим прессом или насосом, подсоединенным к испытываемому трубопроводу через два запорных вентиля.
После достижения испытательного давления трубопровод отключается от пресса или насоса.
Испытательное давление в трубопроводе выдерживают в течение 10 минут (испытание на прочность), после чего его снижают до рабочего давления, при котором производят тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность).
По окончании осмотра давление вновь повышают до испытательного и выдерживают еще 5 минут, после чего снова снижают до рабочего и вторично тщательно осматривают трубопровод.
Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений.
После окончания гидравлического испытания все воздушники на трубопроводе должны быть открыты и трубопровод должен быть полностью освобожден от воды через соответствующие дренажи.
444. Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружено течи и запотевания.
445. Одновременное гидравлическое испытание нескольких трубопроводов, смонтированных на общих несущих строительных конструкциях или эстакаде, допускается, если это установлено проектом.
Глава 27
ПНЕВМАТИЧЕСКОЕ ИСПЫТАНИЕ НА ПРОЧНОСТЬ И ПЛОТНОСТЬ
446. Пневматическое испытание на прочность проводится для трубопроводов на Р 10 МПа (100 кгс/кв.см) и ниже с учетом требований пункта 428 Правил, если давление в трубопроводе выше - с учетом требований пункта 429 Правил.
447. Величина испытательного давления принимается в соответствии с указаниями пункта 438 Правил.
448. Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или инертным газом и только в светлое время суток.
449. В случае установки на трубопроводе арматуры из серого чугуна величина давления испытания на прочность должна составлять не более 0,4 МПа (4 кгс/кв.см).
450. Пневматическое испытание трубопроводов на прочность в действующих цехах, а также на эстакадах и в каналах, где уложены трубопроводы, находящиеся в эксплуатации, допускается в обоснованных случаях безопасными методами.
451. Пневматическое испытание следует проводить по документации, согласованной и утвержденной в установленном порядке.
452. При пневматическом испытании трубопроводов на прочность
подъем давления следует производить плавно со скоростью, равной 5%
от Р в минуту, но не более 0,2 МПа (2 кгс/кв.см) в минуту с
у
периодическим осмотром трубопровода на следующих этапах:
при рабочем давлении до 0,2 МПа (2 кгс/кв.см) - осмотр производится при давлении, равном 0,6 от пробного давления, и при рабочем давлении;
при рабочем давлении выше 0,2 МПа (2 кгс/кв.см) - осмотр производится при давлении, равном 0,3 и 0,6 от пробного давления, и при рабочем давлении.
Во время осмотра подъем давления не допускается. При осмотре обстукивание трубопровода, находящегося под давлением, не допускается.
Места утечки определяются по звуку просачивающегося воздуха, а также по пузырям при покрытии сварных швов и фланцевых соединений мыльной эмульсией и другими методами.
Дефекты устраняются при снижении избыточного давления до нуля и отключении компрессора.
453. На время проведения пневматических испытаний на прочность как внутри помещений, так и снаружи должна устанавливаться охраняемая (безопасная) зона. Минимальное расстояние зоны должно составлять не менее 25 м при надземной прокладке трубопровода и не менее 10 м при подземной. Границы зоны огораживаются и обозначаются согласно документации на испытания.
454. Во время подъема давления в трубопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в безопасной зоне не допускается.
Окончательный осмотр трубопровода допускается после того, как испытательное давление будет снижено до расчетного, и проводится в установленном порядке.
455. Компрессор и манометры, используемые при проведении пневматического испытания трубопроводов, следует располагать в безопасной зоне.
456. Для наблюдения за безопасной зоной устанавливаются специальные посты. Число постов определяется исходя из условий, чтобы охрана и безопасность зоны были надежно обеспечены.
Глава 28
ПРОМЫВКА И ПРОДУВКА ТРУБОПРОВОДА
457. Трубопроводы должны промываться или продуваться в соответствии с указаниями проекта.
Промывка может осуществляться водой, маслом, химическими реагентами и другими допустимыми веществами.
Продувка может осуществляться сжатым воздухом, паром или инертным газом.
458. Промывка водой должна осуществляться со скоростью 1 - 1,5 м/с.
После промывки трубопровод должен полностью опорожняться и продуваться воздухом или инертным газом.
459. Продувка трубопроводов должна производиться под давлением, равным рабочему, но не более 4 МПа (40 кгс/кв.см). Продувка трубопроводов, работающих под избыточным давлением до 0,1 МПа (1 кгс/кв.см) или вакуумом, должна производиться под давлением не более 0,1 МПа (1 кгс/кв.см).
460. Продолжительность продувки, если нет специальных указаний в проекте, должна составлять не менее 10 минут.
461. Во время промывки (продувки) снимаются диафрагмы, приборы, регулирующая, предохраняющая арматура и устанавливаются катушки и заглушки.
462. Во время промывки или продувки трубопровода арматура, установленная на спускных линиях и тупиковых участках, должна быть полностью открыта, а после окончания промывки или продувки тщательно осмотрена и очищена.
463. Монтажные шайбы, установленные вместо измерительных диафрагм, могут быть заменены рабочими диафрагмами только после промывки или продувки трубопровода.
Глава 29
ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ИСПЫТАНИЯ НА ГЕРМЕТИЧНОСТЬ
464. Все трубопроводы групп А, Б (а), Б (б), а также вакуумные трубопроводы, помимо обычных испытаний на прочность и плотность, должны подвергаться дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления во время испытания.
Необходимость проведения дополнительных испытаний на герметичность остальных трубопроводов устанавливается проектом.
Трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического оборудования, следует испытывать совместно с этим оборудованием.
465. Дополнительное испытание на герметичность проводится воздухом или инертным газом после проведения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки.
466. Дополнительное испытание на герметичность производится давлением, равным рабочему, а для вакуумных трубопроводов давлением 0,1 МПа (1 кгс/кв.см).
467. Продолжительность дополнительных испытаний должна составлять не менее 24 часов для строящихся межцеховых, внутрицеховых и межзаводских трубопроводов и указываться в проектной документации для каждого трубопровода, подлежащего испытанию.
При периодических испытаниях, а также после ремонта, связанного со сваркой и разборкой трубопровода, продолжительность испытания устанавливается не менее 4 часов.
468. Результаты дополнительного пневматического испытания на герметичность смонтированных технологических трубопроводов, прошедших ремонт, связанный с разборкой или сваркой, признаются удовлетворительными, если скорость падения давления окажется не более 0,1% за час для трубопроводов группы А и вакуумных и 0,2% за час для трубопроводов группы Б (а), Б (б).
Скорость падения давления для трубопроводов, транспортирующих вещества других групп, устанавливается проектом.
Указанные нормы относятся к трубопроводам с внутренним диаметром до 250 мм включительно.
При испытании трубопроводов больших диаметров нормы падения давления в них определяются умножением приведенных величин на поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле
250
K = ---,
D
вн
где D - внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм.
вн
Если испытываемый трубопровод состоит из участков различных диаметров, средний внутренний диаметр его определяется по формуле
2 2 2
D L + D L + ... + D L
1 1 2 2 n n
D = -------------------------,
ср D L + D L + ... + D L
1 1 2 2 n n
где D , D ,... D - внутренний диаметр участков, м;
1 2 n
L , L ,... L - длина участков трубопровода, соответствующая
1 2 n
указанным диаметрам, м.
Падение давления в трубопроводе во время испытания его на герметичность определяется по формуле
T
нач
ДP = 100 (1 - P ---- T ),
кон P кон
нач
--------------------------------
Д - греческая буква "дельта"
где ДP - падение давления, % от испытательного давления;
P , P - сумма манометрического и барометрического давления
кон нач
в конце и начале испытания, МПа;
T , T - температура в трубопроводе в начале и конце
нач кон
испытания, К.
Давление и температуру в трубопроводе определяют как среднее арифметическое показаний манометров и термометров, установленных на нем во время испытаний.
469. Испытание на герметичность с определением падения давления допускается проводить только после выравнивания температур в трубопроводе. Для наблюдения за температурой в трубопроводе в начале и в конце испытываемого участка следует устанавливать термометры.
470. После окончания дополнительного испытания на герметичность по каждому трубопроводу составляется акт по установленной форме.
Глава 30
СДАЧА-ПРИЕМКА СМОНТИРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
471. Сдача-приемка трубопроводов после монтажа осуществляется в соответствии с требованиями настоящих Правил и проекта.
472. До начала пусконаладочных работ готовится необходимая документация, в том числе свидетельство о монтаже.
473. Исполнительный чертеж участка, прилагаемый к свидетельству, выполняется в аксонометрическом изображении в границах присоединения к оборудованию или запорной арматуре без масштаба. Он должен содержать нумерацию элементов трубопровода и нумерацию сварных соединений с выделением монтажных швов. Для трубопроводов, подлежащих изоляции или прокладываемых в непроходных каналах, указывается расстояние между сварными соединениями. Нумерация сварных соединений на исполнительном чертеже и в свидетельстве о монтаже должна быть единой. Для трубопроводов с условным давлением 10 МПа (100 кгс/кв.см) и более нумеруются также разъемные соединения.
К исполнительному чертежу прикладывается спецификация на детали и изделия, применяемые при изготовлении и монтаже трубопровода.
474. Перечни скрытых работ при монтаже технологических трубопроводов указываются в технической документации. Освидетельствование скрытых работ следует производить перед началом последующих работ.
475. Перечень документов на сборочные единицы, детали и материалы, применяемые при монтаже трубопровода, включают в состав свидетельства о монтаже.
476. Комплектовать свидетельство о монтаже участков трубопроводов следует на технологический блок или технологический узел, указанный в проекте, и необходимо прилагать к нему все акты, протоколы, паспорта, сертификаты, чертежи и другие необходимые документы.
Раздел IX
ТРЕБОВАНИЯ К ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ
Глава 31
ОБСЛУЖИВАНИЕ
477. Обслуживание трубопроводов должно осуществляться в соответствии с требованиями настоящих Правил, НПА, ТНПА, локальных нормативных правовых актов, технической и эксплуатационной документации.
478. К обслуживанию трубопроводов могут быть допущены лица не моложе 18 лет, прошедшие обязательные медицинские осмотры, обучение и аттестацию в установленном порядке.
479. По каждой установке (цеху, производству) составляется перечень трубопроводов и разрабатывается эксплуатационная документация.
480. На все трубопроводы высокого давления (свыше 10 МПа (100 кгс/кв.см) и трубопроводы низкого давления (до 10 МПа (100 кгс/кв.см) включительно) категорий I, II, III, а также трубопроводы всех категорий, транспортирующие вещества при скорости коррозии металла трубопровода 0,5 мм/год, составляется паспорт установленного образца согласно приложению 23. Все вышеперечисленные трубопроводы подлежат регистрации на предприятии, являющемся владельцем трубопровода.
481. Паспорт на трубопровод хранится и заполняется в установленном порядке.
482. Для трубопроводов на каждой установке следует завести эксплуатационный журнал.
483. Трубопроводы, работающие в водородсодержащих средах, необходимо периодически обследовать и контролировать в целях оценки технического состояния.
484. Для трубопроводов высокого давления следует вести журнал учета периодических испытаний и освидетельствований.
485. На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой стали с рабочей температурой 400 град. C и выше, а также на трубопроводах из хромомолибденовой (рабочая температура 500 град. C и выше) и из высоколегированной аустенитной стали (рабочая температура 550 град. C и выше) следует осуществлять контроль за ростом остаточных деформаций в установленном порядке.
Глава 32
ЭКСПЛУАТАЦИЯ И НАДЗОР
486. Руководитель организации - владелец трубопроводов должен обеспечить содержание трубопроводов в исправном состоянии путем организации надлежащего обслуживания и надзора.
Для ведения надзора за состоянием трубопроводов и безопасностью их обслуживания руководитель организации должен назначить приказом ответственное лицо, имеющее соответствующую квалификацию.
487. В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и так далее с ежесменными записями результатов в эксплуатационном журнале, для чего в организации должны быть назначены лица, ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
488. При периодическом контроле следует проверять:
техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и при необходимости неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных участков и т.п.;
устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;
полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.
489. Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.
Выявленные при этом дефекты подлежат устранению.
Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливаются в технической документации, но не реже одного раза в 3 месяца.
490. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции. В необходимых случаях проводится частичное или полное удаление изоляции.
491. Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации.
492. Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов снижена до 60 град. C, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.
При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен и подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.
493. При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, а также состояние:
изоляции и покрытий;
сварных швов;
фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для установки приборов;
опор;
компенсирующих устройств;
дренажных устройств;
арматуры и ее уплотнений;
реперов для замера остаточной деформации;
сварных тройниковых соединений, гибов и отводов.
Глава 33
РЕВИЗИЯ (ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ) ТРУБОПРОВОДОВ
494. Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия (освидетельствование), которая проводится в соответствии с ТНПА (методики, инструкции), согласованными с органом надзора.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
495. Продление сроков службы трубопроводов и его элементов проводится в установленном порядке.
496. Сроки проведения ревизии трубопроводов при давлении до 10 МПа (100 кгс/кв.см) устанавливаются в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопроводов, условий эксплуатации, результатов предыдущих осмотров и ревизии. Сроки ревизии, как правило, не должны быть реже указанных в приложении 24.
497. Для трубопроводов высокого давления (свыше 10 МПа (100 кгс/кв.см) предусматриваются следующие виды ревизии: выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливаются в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года.
Первую выборочную ревизию трубопроводов, как правило, следует производить не позднее чем через 2 года после ввода трубопровода в эксплуатацию.
498. Отсрочка в проведении ревизии трубопроводов допускается с учетом результатов предыдущей ревизии и технического состояния трубопроводов, обеспечивающего их дальнейшую надежную и безопасную эксплуатацию, но не может превышать более одного года и согласовывается в установленном порядке.
499. При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).
500. Приступать к ревизии следует после выполнения необходимых подготовительных работ.
501. При ревизии трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/кв.см) следует:
провести наружный осмотр трубопровода;
измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.
Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяются в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации.
Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойных зонах, дренажах), а также на прямых участках трубопроводов.
При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной до 20 м и межцеховых трубопроводов длиной до 100 м следует выполнять замер толщины стенок не менее чем в трех местах.
Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте следует производить в 3 - 4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4 - 6 точках по выпуклой и вогнутой частям.
Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключая влияние на них инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии и тому подобного).
Результаты замера фиксируются в паспорте трубопровода.
Ревизию постоянно действующих участков факельных линий, не имеющих байпасов, проводят без их отключения путем измерения толщины стенки ультразвуковыми толщиномерами и обмыливания фланцевых соединений.
Места частичного или полного удаления изоляции при ревизии трубопроводов определяются конкретно для каждого участка трубопровода.
Ревизия воротников фланцев проводится визуальным осмотром (при разборке трубопровода) или измерением толщины неразрушающими методами контроля (ультразвуковым или радиографическим) не менее чем в трех точках по окружности воротника фланца. Толщину стенки воротника фланца допускается контролировать также с помощью контрольных засверловок. На трубопроводах, выполненных из сталей аустенитного класса (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т и тому подобное), работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, сквозные засверловки не допускаются.
Внутренний осмотр участков трубопроводов проводится с помощью ламп, приборов, луп, эндоскопа или других средств.
Внутренняя поверхность должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости - протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в наиболее неблагоприятных условиях (где возможны коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменение направления потока, застойные зоны). Демонтаж дефектного участка трубопровода при наличии разъемных соединений проводится путем их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.
Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшения толщины стенки труб и деталей трубопроводов.
При необходимости проводится радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков и металлографические и механические испытания.
Проверка механических свойств металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащих средах, проводится в случаях, предусмотренных проектом. Механические свойства металла следует проверять также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение.
Проводятся также следующие работы:
измерение на участках трубопроводов деформаций по состоянию на время проведения ревизии;
выборочная разборка резьбовых соединений на трубопроводе, осмотр их и контроль резьбовыми калибрами;
проверка состояния и условий работы опор, крепежных деталей и выборочно прокладок;
испытание трубопроводов.
502. При неудовлетворительных результатах ревизии следует определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и тому подобное) и выполнить более частые замеры толщины стенки всего трубопровода.
503. Объем выборочной ревизии трубопроводов высокого давления (свыше 10 МПа (100 кгс/кв.см) составляет:
не менее двух участков каждого агрегата установки независимо от температуры;
не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры среды.
504. При ревизии контрольного участка трубопровода высокого давления следует:
провести наружный осмотр согласно требованиям;
при наличии фланцевых или муфтовых соединений произвести их разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;
произвести замер толщины стенок труб и других деталей контрольного участка;
при обнаружении в процессе осмотра дефектов в сварных швах (околошовной зоне) или при возникновении сомнений в их качестве произвести контроль неразрушающими методами (радиографический, ультразвуковой и т.д.);
при возникновении сомнений в качестве металла проверить его механические свойства и химический состав;
проверить состояние муфт, фланцев, их уплотнительных поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;
провести контроль наличия остаточных деформаций, если это предусмотрено проектом;
провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых соединений, работающих при температуре 400 град. C.
505. Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах.
При неудовлетворительных результатах ревизии следует дополнительно проверить еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй - аналогичным ревизуемому участку.
506. Если при ревизии трубопровода высокого давления будет обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием коррозии или эрозии, возможность эксплуатации следует подтверждать расчетом на прочность. При необходимости проводится экспертиза промышленной безопасности.
507. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков следует провести полную ревизию этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30% каждого из указанных трубопроводов.
508. Выборочная ревизия трубопроводов высокого давления производится периодически в сроки, установленные проектом, но не реже чем в следующие сроки:
в производстве аммиака трубопроводы, предназначенные для транспортирования азотоводородных и других водородсодержащих газовых смесей при температуре среды до 200 град. C, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 град. C - через 8 лет;
в производстве метанола трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей, содержащих кроме водорода окись углерода, при температуре среды до 200 град. C, - через 12 лет, при температуре среды свыше 200 град. C - через 6 лет;
в производстве капролактама трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 град. C, - через 10 лет, трубопроводы, предназначенные для транспортирования окиси углерода при температуре свыше 150 град. C, - через 8 лет;
в производстве синтетических жирных спиртов (СЖС) трубопроводы, предназначенные для транспортирования водородных газовых смесей при температуре среды до 200 град. C, - через 10 лет, при температуре среды свыше 200 град. C - через 8 лет; трубопроводы, предназначенные для транспортирования пасты (катализатор с метиловыми эфирами) при температуре среды до 200 град. C, - через 3 года;
в производстве мочевины:
трубопроводы, предназначенные для транспортирования плава мочевины от колонны синтеза до дросселирующего вентиля, - через 1 год;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования аммиака от подогревателя до смесителя при температуре среды до 200 град. C, - через 12 лет;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования углекислого газа от компрессора до смесителя при температуре среды до 200 град. C, - через 6 лет;
трубопроводы, предназначенные для транспортирования углеаммонийных солей (карбамата) при температуре среды до 200 град. C, - через 4 года.
Выборочную ревизию трубопроводов, предназначенных для транспортирования других жидких и газообразных сред и других производств, следует также производить:
при скорости коррозии до 0,1 мм/год и температуре до 200 град. C - через 10 лет;
при скорости коррозии до 0,1 мм/год и температуре 200 - 400 град. C - через 8 лет;
для сред со скоростью коррозии до 0,65 мм/год и температурой среды до 400 град. C - через 6 лет.
При неудовлетворительных результатах выборочной ревизии назначается полная ревизия трубопровода.
509. При полной ревизии разбирается весь трубопровод полностью, проверяется состояние узлов труб и деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе.
510. Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.
Для трубопроводов с Р <= 10 МПа (100 кгс/кв.см) в обоснованных
у
случаях при разборке фланцевых соединений, связанной с заменой
прокладок, арматуры или отдельных элементов, допускается проводить
испытания только на плотность. При этом вновь устанавливаемые
арматуру или элементы трубопровода следует предварительно испытать
на прочность пробным давлением.
511. После проведения ревизии составляются акты, к которым прикладываются все протоколы и заключения о проведенных проверках. Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода. Акты и остальные документы прикладываются к паспорту.
512. После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния трубопровод должен быть подвергнут комплексному обследованию (экспертизе промышленной безопасности) с целью установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации, определения необходимости ремонта или прекращения эксплуатации.
513. Во время эксплуатации следует принять необходимые меры по организации постоянного и тщательного контроля за исправностью арматуры, а также за своевременным проведением ревизий, ремонта и диагностирования.
514. При применении арматуры с сальниками особое внимание следует обращать на состояние набивочных материалов (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку).
515. Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная, может быть использована для рабочих температур не выше 200 град. C.
516. Для температур выше 200 град. C и давления до 25 МПа (250 кгс/кв.см) допускается применять прографиченную асбестовую набивку, если кольцо пересыпать слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.
517. Для высоких температур следует применять специальные набивки, в частности асбометаллические, пропитанные особыми составами, стойкими к разрушению и вытеканию под влиянием транспортируемой среды и высокой температуры.
518. Для давления свыше 32 МПа (320 кгс/кв.см) и температур более 200 град. C следует применять специальные набивки.
519. Сальниковые набивки арматуры следует изготавливать из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура на оправке следует нарезать заготовки колец со скошенными под углом 45 град. концами.
520. Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку, смещая линии разреза и уплотнение каждого кольца. Высоту сальниковой набивки следует принимать такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1/6 - 1/7 ее высоты, но не менее чем на 5 мм.
Сальники следует подтягивать равномерно без перекоса грундбуксы.
521. Для обеспечения плотности сальникового уплотнения следует следить за чистотой поверхности шпинделя и штока арматуры.
522. Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом арматуры следует выбирать с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры.
523. Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавным, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться без заедания.
524. Предохранительные клапаны обслуживаются в соответствии с ТНПА.
525. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании и закрывании арматуры.
526. Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе и обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопровода.
527. Ревизию и ремонт арматуры следует производить в специализированных мастерских или ремонтных участках. В обоснованных случаях допускается ревизия арматуры путем ее разборки и осмотра непосредственно на месте установки (приварная арматура, крупногабаритная, труднодоступная и т.д.) с обеспечением необходимых мер безопасности.
528. При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы:
визуальный осмотр;
разборка и осмотр состояния отдельных деталей;
осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами;
притирка уплотнительных поверхностей (при необходимости);
сборка, опробование и опрессовка на прочность и плотность.
529. При планировании сроков ревизии и ремонта арматуры следует в первую очередь проводить ревизию и ремонт арматуры, работающей в наиболее сложных условиях. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляются актами и заносятся в эксплуатационную документацию.
530. В случаях, когда характер и скорость коррозионного износа трубопровода не могут быть установлены типовыми методами контроля, используемыми при ревизии, для контроля приближения толщины стенки к отбраковочному размеру допускается выполнять контрольные засверловки.
531. Трубопроводы, по которым транспортируются вещества группы А (а), А (б), газы всех групп, трубопроводы, работающие под вакуумом и высоким давлением (свыше 10 МПа (100 кгс/кв.см), трубопроводы в блоках I категории взрывоопасности, а также трубопроводы, выполненные из аустенитных сталей и работающие в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, контрольным засверловкам не подвергают. В этих случаях следует установить контроль за состоянием толщины стенок трубопровода путем замера ультразвуковым толщиномером или иными допускаемыми методами.
532. При засверловке контрольных отверстий следует пользоваться сверлом диаметром 2,5 - 5 мм, заправленным под острым углом, чтобы предотвратить возможные большие утечки продукта.
533. Отверстия при контрольных засверловках следует располагать в местах поворотов, сужений, врезок, застойных зонах, а также в тройниках, дренажных отводах, перед запорной арматурой и после нее и тому подобных местах.
534. Отверстия контрольных засверловок на отводах и полуотводах следует располагать преимущественно по наружному радиусу гиба из расчета одно отверстие на 0,2 м длины, но не менее одного отверстия на отвод или секцию сварного отвода.
535. Глубина контрольных засверловок устанавливается равной расчетной толщине трубопровода плюс П x С (где П - половина периода между очередными ревизиями, год, С - фактическая скорость коррозии трубопровода, мм/год).
536. Места расположения контрольных засверловок на трубопроводе следует четко обозначить и зафиксировать в документации.
537. Пропуск контрольного отверстия на трубопроводе свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру, поэтому такой трубопровод следует подвергнуть внеочередной ревизии.
538. Периодические испытания трубопроводов на прочность и плотность проводят, как правило, во время проведения ревизии трубопровода.
Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/кв.см) принимаются равными удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой согласно требованиям пункта 496 для данного трубопровода, но не реже одного раза в 8 лет.
Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/кв.см) должны быть не реже:
для трубопроводов с температурой до 200 град. C - один раз в 8 лет;
для трубопроводов с температурой свыше 200 град. C - один раз в 4 года.
539. Порядок проведения испытания трубопроводов должен соответствовать требованиям раздела VIII настоящих Правил.
При проведении испытания на прочность и плотность допускается применение акустико-эмиссионного контроля.
540. Результаты периодических испытаний трубопроводов оформляются в установленном порядке.
541. Трубы, элементы трубопроводов и арматуры, в том числе литой (корпуса задвижек, вентили, клапаны и тому подобное), подлежат отбраковке, если:
при ревизии на поверхности были обнаружены трещины, отслоения, деформации (гофры, вмятины, вздутия и тому подобное);
в результате воздействия среды толщина стенки стала ниже проектной и достигла величины, определяемой расчетом на прочность без учета прибавки на коррозию (отбраковочный размер);
изменились механические свойства металла;
при контроле сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению;
размеры резьбовых соединений вышли из поля допусков или на резьбе имеются срывы витков, трещины, коррозионный износ;
трубопровод не выдержал гидравлического или пневматического испытания;
уплотнительные элементы износились и не обеспечивают безопасное ведение технологического процесса.
Отбраковочные толщины стенок элементов трубопроводов и арматуры следует указывать в проектной документации с учетом требований нормативно-технических документов.
542. Фланцы отбраковываются при:
неудовлетворительном состоянии уплотнительных поверхностей;
наличии трещин, раковин и других дефектов;
деформации;
уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы;
срыве, смятии и износе резьбы в резьбовых фланцах высокого давления, а также при наличии люфта в резьбе, превышающего допустимые пределы. Линзы и прокладки овального сечения отбраковываются при наличии трещин, забоин, сколов, смятин уплотнительных поверхностей, деформации.
543. Крепежные детали отбраковываются:
при появлении трещин, срыва или коррозионного износа резьбы;
в случаях изгиба болтов и шпилек;
при остаточной деформации, приводящей к изменению профиля резьбы;
в случае износа боковых граней головок болтов и гаек;
в случае снижения механических свойств металла ниже допустимого уровня.
544. Сильфонные и линзовые компенсаторы отбраковываются в следующих случаях:
толщина стенки сильфона или линзы достигла расчетной величины, указанной в паспорте компенсатора;
толщина стенки сильфона достигла 0,5 мм, а расчетная толщина стенки сильфона имеет более низкие значения;
при наработке компенсаторами допустимого числа циклов с учетом условий эксплуатации в пожароопасных и токсичных средах.
545. Нормы отбраковки следует указывать в технической документации с учетом условий конкретного объекта и требований нормативно-технических документов.
Глава 34
ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
546. Трубопроводы комплектуются следующей технической документацией:
перечень трубопроводов;
проектная документация (в том числе расчеты);
паспорт трубопровода и эксплуатационные документы;
исполнительная схема трубопроводов с указанием на ней марки стали, диаметров и толщин труб, протяженности трубопровода, расположения опор, компенсаторов, подвесок, арматуры, воздушников и дренажных устройств, сварных соединений, указателей для контроля тепловых перемещений и проектных величин перемещений, устройств для измерения ползучести (для трубопроводов, которые работают при температурах, вызывающих ползучесть металла), контрольных засверловок (если они имеются), их нумерации;
акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода;
удостоверение о качестве ремонтов трубопроводов, в том числе журнал сварочных работ на ремонт трубопроводов, подтверждающие качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков;
документация по контролю металла трубопроводов, работающих в водородсодержащих средах;
акт периодического визуального осмотра трубопровода;
акт испытания трубопровода на прочность и плотность;
акты на ревизию, ремонт и испытание арматуры;
эксплуатационные журналы трубопроводов;
акты отбраковки;
журнал установки-снятия заглушек;
журнал термической обработки сварных соединений трубопроводов;
заключение о качестве сварных стыков;
заключения обследований, проверок.
Приложение 1
к Правилам устройства
и безопасной эксплуатации
технологических трубопроводов
КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ Р <= 10 МПА (100 КГС/КВ.СМ)
у
------+-------------------+---------------------------------------------------------------------------------------------------¬
¦Груп-¦Транспортируемые ¦Категория трубопроводов ¦
¦па ¦вещества +-----------------------+----------------------+---------------------+----------------+-------------+
¦ ¦ ¦ I ¦ II ¦ III ¦ IV ¦ V ¦
¦ ¦ +-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦ ¦P , МПа ¦ t , ¦ P , МПа ¦ t , ¦P , МПа ¦ t , ¦ P , ¦t ,¦P ,¦t ,¦
¦ ¦ ¦ расч ¦ расч ¦ расч ¦ расч ¦ расч ¦ расч ¦ расч ¦ расч ¦ расч ¦ расч ¦
¦ ¦ ¦(кгс/кв.см)¦ град. C ¦(кгс/кв.см) ¦ град. C ¦(кгс/кв.см)¦ град. C ¦МПа (кгс/¦град. ¦ МПа ¦град. ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ кв.см) ¦ C ¦ (кгс/¦ C ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦кв.см)¦ ¦
+-----+-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ 1 ¦ 2 ¦ 3 ¦ 4 ¦ 5 ¦ 6 ¦ 7 ¦ 8 ¦ 9 ¦ 10 ¦ 11 ¦ 12 ¦
+-----+-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ А ¦Вещества с токсич- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ным действием ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦а) чрезвычайно и ¦Независимо ¦ Независимо¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦высокоопасные ве- ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦щества классов 1, 2¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦б) умеренно опасные¦ Свыше 2,5 ¦Свыше 300 и¦ Вакуум от ¦От -40 до¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦вещества класса 3 ¦ (25) ¦ ниже -40 ¦ 0,08 (0,8) ¦ 300 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦(абс) до 2,5¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (25) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦ ¦Вакуум ниже¦ Независимо¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦ ¦0,08 (0,8) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ (абс) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ Б ¦Взрыво- и ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦пожароопасные ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦вещества ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦а) горючие газы ¦ Свыше 2,5 ¦Свыше 300 и¦ Вакуум от ¦От -40 до¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦(ГГ), в том ¦ (25) ¦ ниже ¦ 0,08 (0,8) ¦ 300 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦числе сжиженные ¦ ¦ -40 ¦(абс) до 2,5¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦углеводородные ¦ ¦ ¦ (25) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦газы (СУГ) +-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦ ¦Вакуум ниже¦ Независимо¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦ ¦0,08 (0,8) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ (абс) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦б) легко ¦ Свыше 2,5 ¦Свыше 300 и¦ Свыше 1,6 ¦От 120 до¦До 1,6 (16)¦От -40 до¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦воспламеняющиеся ¦ (25) ¦ ниже -40 ¦(16) до 2,5 ¦ 300 ¦ ¦ 120 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦жидкости (ЛВЖ) ¦ ¦ ¦ (25) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦ ¦Вакуум ниже¦ Независимо¦Вакуум выше ¦От -40 до¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦ ¦0,08 (0,8) ¦ ¦ 0,08 (0,8) ¦ 300 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ (абс) ¦ ¦ (абс) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ +-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦в) горючие жидкости¦ Свыше 6,3 ¦Свыше 350 и¦ Свыше 2,5 ¦Свыше 250¦ Свыше 1,6 ¦Свыше 120¦ До 1,6 ¦От -40¦ ¦ ¦
¦ ¦(ГЖ) ¦ (63) ¦ ниже -40 ¦(25) до 6,3 ¦ до 350 ¦(16) до 2,5¦ до 250 ¦ (16) ¦до 120¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ ¦ ¦ (63) ¦ ¦ (25) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ +-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ ¦ ¦Вакуум ниже¦ То же ¦Вакуум ниже ¦ То же ¦ Вакуум до ¦От -40 до¦ - ¦ - ¦ - ¦ - ¦
¦ ¦ ¦ 0,003 ¦ ¦ 0,08 (0,8) ¦ ¦0,08 (0,8) ¦ 250 ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ (0,03) ¦ ¦ (абс) ¦ ¦ (абс) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
¦ ¦ ¦ (абс) ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦ ¦
+-----+-------------------+-----------+-----------+------------+---------+-----------+---------+---------+------+------+------+
¦ В ¦Трудногорючие (ТГ) ¦Вакуум ниже¦ - ¦ Свыше 6,3 ¦Свыше 350¦ Свыше 2,5 ¦От 250 до¦Свыше 1,6¦ Свыше¦До 1,6¦От -40¦
¦ ¦и негорючие ¦ 0,003 ¦ ¦(63) вакуум ¦ до 450 ¦(25) до 6,3¦ 350 ¦ (16) до ¦120 до¦ (16) ¦до 120¦
¦ ¦вещества (НГ) ¦ (0,03) ¦ ¦ ниже 0,08 ¦ ¦ (63) ¦ ¦ 2,5 (25)¦ 250 ¦ ¦ ¦
Страницы: | Стр.1 | Стр.2 | Стр.3 | Стр.4 | Стр.5 | Стр.6 | Стр.7 | Стр.8 |
| 
