ПОИСК ДОКУМЕНТОВ

Постановление Министерства по чрезвычайным ситуациям Республики Беларусь от 21.03.2007 № 20 "Об утверждении Правил устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов"

Текст документа с изменениями и дополнениями по состоянию на ноябрь 2013 года

< Главная страница

Стр. 2

Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | Стр. 4 |

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 1,5D  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.

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

300. Расстояние от поперечного сварного соединения до края опоры или подвески должно обеспечить (при необходимости) возможность его термообработки и контроля.

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

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

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

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

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

303. При сборке поперечных сварных стыков продольные сварные швы соединяемых элементов должны быть смещены поворотом вокруг продольной оси элементов относительно друг друга.

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

305. Отклонение от перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца к оси трубы или детали принимается согласно приложению 13.

306. Несоосность уплотнительных поверхностей сопрягаемых фланцев не должна превышать удвоенного отклонения, указанного в приложении 13, при этом зазор должен быть одинаковым по всей окружности и соответствовать толщине прокладки.

307. При сборке фланцевых соединений следует выполнять следующие требования:

гайки болтов должны быть расположены с одной стороны фланцевого соединения;

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

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

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

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

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

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

309. Расстояние от фланца арматуры, или фланца компенсатора до опоры, подвески, стены, перегородки, или перекрытия должно быть не менее 400 мм.

310. В местах расположения измерительных диафрагм вместо них при монтаже допускается временно устанавливать монтажные кольца в соответствии с нормативно-технической документацией.

311. Арматура, имеющая механический или электрический привод, до передачи ее в монтаж должна проходить проверку работоспособности привода.

312. Положение корпуса арматуры относительно направления потока среды и установка осей штурвалов определяются проектом.

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

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

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

316. Осевые компенсаторы следует устанавливать соосно с трубопроводами.

Допускаемые отклонения от проектного положения присоединительных патрубков компенсаторов при их установке и сварке должны соответствовать документации на компенсаторы.

317. При установке компенсаторов направление стрелки на их корпусе должно совпадать с направлением движения вещества в трубопроводе.

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

319. Монтажная длина сильфонных, линзовых и сальниковых компенсаторов принимается с учетом поправок на температуру наружного воздуха при монтаже.

320. Растяжение компенсаторов до монтажной длины следует производить с помощью приспособлений, предусмотренных конструкцией компенсатора, или натяжными монтажными устройствами. Растяжка (сжатие) компенсаторов оформляется актом.

321. При монтаже сальниковых компенсаторов обеспечивается свободное перемещение подвижных частей и сохранность набивки.

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

компенсатора.

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

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

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

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

327. Монтаж трубопроводов, пересекающих железнодорожные пути, автодороги, проезды и другие инженерные сооружения, следует производить по согласованию в установленном порядке.

     328. Для обогрева технологических трубопроводов преимущественно
применяются  трубопроводы  D   не  менее  20  мм с соединением их на
                            у

сварке (за исключением мест установки фланцевой арматуры).

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

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

Глава 20 ОСОБЕННОСТИ МОНТАЖА ТРУБОПРОВОДОВ С УСЛОВНЫМ ДАВЛЕНИЕМ СВЫШЕ 10 МПА (100 КГС/КВ.СМ) ДО 320 МПА (3200 КГС/КВ.СМ)

331. Сборочные единицы и детали трубопроводов должны соответствовать государственным стандартам и нормативно-технической документации. При приемке в монтаж трубопроводов и других изделий следует проверять:

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

резьбу шпилек - прокручиванием гаек;

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

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

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

332. Требования к очистке, смазке, сборке, соосности и зазорам в разъемных соединениях трубопроводов устанавливаются в проектной документации или нормативно-технической документации.

Не допускается устранять зазоры, непараллельности или несоосности между сборочными единицами или деталями путем натяжения трубопроводов.

333. Крепежные детали должны быть одной партии и затянуты с помощью устройств, обеспечивающих контроль усилия затяжки. Порядок сборки соединений, контроля усилий затяжки должен быть приведен в нормативно-технической документации или производственной инструкции (технологической карте) с учетом величин, приведенных в рабочей документации или (при отсутствии) согласно приложению 14.

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

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

335. Расстояние между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях и других строительных конструкциях следует принимать с учетом возможности сборки и разборки соединения с применением механизированного инструмента. При этом для трубопроводов с условным диаметром до 65 мм указанное расстояние принимается не менее 300 мм и не менее 500 мм для трубопроводов большего диаметра и указывается в документации.

Глава 21 ДОКУМЕНТАЦИЯ И МАРКИРОВКА ТРУБОПРОВОДОВ ИЛИ СБОРОЧНЫХ ЕДИНИЦ, ПОСТАВЛЯЕМЫХ ОРГАНИЗАЦИЯМИ-ИЗГОТОВИТЕЛЯМИ

336. Каждый трубопровод или сборочная единица поставляется со следующей документацией:

сборочный чертеж трубопровода или сборочной единицы в двух экземплярах;

паспорт на сборочные единицы стальных трубопроводов комплектных трубопроводных линий;

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

ведомость на упаковку (комплектовочная ведомость) в одном экземпляре;

упаковочный лист в трех экземплярах, из которых:

один экземпляр отправляется почтой;

один экземпляр - в упаковочном ящике;

один экземпляр - на упаковочном ящике.

337. Сборочные единицы из нержавеющих сталей и стали 20ЮЧ маркируются яркой несмываемой краской.

338. Сборочные единицы из других сталей маркируются клеймением.

339. Маркировать следует на расстоянии не менее 200 мм от одного из присоединительных концов с указанием в числителе шифра технологической установки, в знаменателе - шифра линии трубопровода. Маркировать - шрифтом в соответствии с нормативно-технической документацией.

340. Схема маркировки сборочных единиц должна быть единой для всех трубопроводов в технологической схеме или проекте.

Места маркировки обводятся яркой несмываемой краской и покрываются бесцветным устойчивым лаком.

341. Детали, арматура, не вошедшие в сборочные единицы, маркируются несмываемой краской номером трубопроводной линии по монтажной спецификации.

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

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

344. С каждой трубопроводной линией потребителю направляется следующая техническая документация:

паспорт;

сведения о трубах и деталях трубопровода;

сведения о сварных соединениях;

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

акт гидравлического испытания сборочных единиц;

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

спецификация;

заключение о техническом контроле.

Оформление технической документации осуществляется в установленном порядке на предприятии.

Раздел VII ТРЕБОВАНИЯ К СВАРКЕ И ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКЕ

Глава 22 СВАРКА

345. При изготовлении, монтаже и ремонте трубопроводов и их элементов допускаются к применению все промышленные методы сварки, допущенные в установленном порядке и обеспечивающие необходимую эксплуатационную надежность сварных соединений.

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

347. Газовую сварку стыков из низколегированных закаливающихся сталей (15ХМ, 12Х1МФ и другие) следует применять при монтаже и ремонте труб с условным диаметром до 40 мм и толщиной стенки не более 5 мм при давлении до 10 МПа (100 кгс/кв.см).

348. Сварка трубопроводов и их элементов производится в соответствии с ТНПА и технической документацией.

349. К производству сварочных работ трубопроводов I - V категорий, включая прихватку и приварку временных креплений, следует допускать сварщиков, аттестованных в установленном порядке.

350. Для сварки трубопроводов и их элементов следует применять следующие сварочные материалы:

электроды покрытые металлические по стандартам или техническим условиям на изготовление и поставку конкретной марки электродов;

электроды вольфрамовые сварочные по стандартам;

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

аргон газообразный по стандарту (высшего и первого сорта);

двуокись углерода (углекислый газ) по стандарту;

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

кислород газообразный технический по стандарту;

ацетилен растворенный и газообразный технический по стандарту.

Допускается применение газа МАФ (метилацетилен-алеиновая фракция) в качестве заменителя ацетилена при условии соответствия полученных соединений требованиям необходимой эксплуатационной надежности.

351. Сварочные материалы должны иметь сертификаты и удовлетворять требованиям государственных стандартов или технических условий.

352. При отсутствии сертификатов сварочные материалы допускается использовать после проверки химического состава и механических свойств наплавленного металла.

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

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

355. Для аустенитных сварочных материалов, предназначенных для сварки соединений, работающих при температуре свыше 350 град. C, проводится контроль на содержание ферритной фазы в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. При температуре эксплуатации соединений свыше 350 до 450 град. C содержание ферритной фазы в наплавленном металле должно быть не более 8%, при температуре свыше 450 град. C - не более 6%.

356. Сварочные материалы, предназначенные для сварки соединений из перлитных хромомолибденовых сталей, работающих в водородсодержащих средах при температуре свыше 200 град. C, должны обеспечивать содержание хрома в наплавленном металле не менее минимального содержания хрома в свариваемой стали, установленного требованиями нормативно-технической документации.

357. При наличии требований по стойкости сварных соединений против межкристаллитной коррозии аустенитные сварочные материалы испытываются на склонность к межкристаллитной коррозии.

358. Типы, конструктивные элементы подготовленных кромок и сварных швов должны соответствовать ТНПА.

359. Резка труб и подготовка кромок под сварку производятся механическим способом. Допускается применение газовой резки для труб из углеродистых, низколегированных и теплоустойчивых сталей, а также воздушно-дуговой и плазменной резки для труб из всех марок сталей. При огневой резке труб должен быть предусмотрен припуск на механическую обработку, величина которого определяется нормативно-технической документацией.

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

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

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

     0,5 мм - для D  до 65 мм;
                   у

     1,0 мм - для D  свыше 65 до 125 мм;
                   у

     1,5 мм - для D  свыше 125 до 500 мм;
                   у

     2,0 мм - для D  свыше 500 мм.
                   у

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

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

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

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

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

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

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

     369.   Смещение   кромок  по  внутреннему  диаметру  не  должно
превышать  значений, указанных в приложении 15. Если смещение кромок
превышает  допустимое  значение,  то  плавный  переход в месте стыка
должен   быть   обеспечен  путем  проточки  конца  трубы  с  меньшим
внутренним диаметром под углом не более 15 град. Для трубопроводов с
P   до  10  МПа  (100  кгс/кв.см) допускается калибровка концов труб
 у

методом цилиндрической или конической раздачи.

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

     1,5 мм - для  трубопроводов Р  свыше  10 МПа  (100 кгс/кв.см) и
                                  у

трубопроводов I категории;

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

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

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

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

374. Прихватки должны быть равномерно расположены по периметру стыка. Их количество, длина и высота зависят от диаметра и толщины трубы, а также способа сварки в документации.

375. Сборка стыков труб и других элементов, работающих под давлением до 10 МПа (100 кгс/кв.см), может осуществляться на остающихся подкладных кольцах или съемных медных кольцах.

Глава 23 ТЕРМИЧЕСКАЯ ОБРАБОТКА

376. Необходимость выполнения термической обработки сварных соединений и ее режимы (скорость нагрева, температура при выдержке, продолжительность выдержки, скорость охлаждения, охлаждающая среда и другое) указываются в документации.

377. К проведению работ по термической обработке сварных соединений допускаются термисты, прошедшие специальную подготовку и аттестованные в соответствующем порядке.

378. Термообработке подлежат:

стыковые соединения элементов из углеродистых сталей с толщиной стенки более 36 мм;

сварные соединения штуцеров с трубами из углеродистых сталей при толщине стенки трубы и штуцера соответственно более 36 и 25 мм;

стыковые соединения элементов из низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей с толщиной стенки более 30 мм;

сварные соединения штуцеров с трубами из низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей при толщине стенки трубы и штуцера соответственно более 30 и 25 мм;

стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами, предназначенные для эксплуатации в средах, содержащих сероводород, при парциальном давлении более 0,0003 МПа независимо от толщины стенки и марки стали;

стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из хромокремнемарганцовистых, хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых, хромованадиевольфрамовых и хромомолибденованадиевольфрамовых сталей независимо от толщины стенки;

стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из углеродистых и низколегированных сталей, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание (по указаниям в проекте);

стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из аустенитных сталей, стабилизированных титаном или ниобием, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание, а также при температурах выше 350 град. C в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, должны подвергаться стабилизирующему отжигу (по указаниям в проекте);

сварные соединения продольных швов лепестковых переходов из углеродистых и низколегированных сталей независимо от толщины стенки;

приварные к трубопроводу детали опор.

379. Для термической обработки сварных соединений следует применять как общий печной нагрев, так и местный по кольцу любым методом, обеспечивающим одновременный и равномерный нагрев сварного шва и примыкающих к нему с обеих сторон участков основного металла по всему периметру. Минимальная ширина участка, нагреваемого до требуемой температуры, не должна быть менее двойной толщины стенки в каждую сторону от края шва, но не менее 50 мм.

380. Участки трубопровода, расположенные возле нагреваемого при термообработке кольца, покрываются теплоизоляцией для обеспечения плавного изменения температуры по длине.

381. Для трубопроводов из хромоникелевых аустенитных сталей независимо от величины рабочего давления применение газопламенного нагрева не допускается.

382. При проведении термической обработки должны соблюдаться условия, обеспечивающие возможность свободного теплового расширения и отсутствие пластических деформаций.

383. Термообработку сварных соединений следует производить без перерывов. При вынужденных перерывах в процессе термообработки (отключение электроэнергии, выход из строя нагревателя) следует обеспечить медленное охлаждение сварного соединения до 300 град. C. При повторном нагреве время пребывания сварного соединения при температуре выдержки суммируется со временем выдержки первоначального нагрева.

384. Режимы нагрева, выдержки и охлаждения при термической обработке труб и других элементов с толщиной стенки более 20 мм должны регистрироваться самопишущими приборами.

385. Термообработку одного и того же сварного соединения допускается производить не более трех раз.

Глава 24 КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ

386. Контроль качества сварных соединений стальных трубопроводов включает:

пооперационный контроль;

визуальный осмотр и измерения;

ультразвуковой или радиографический контроль;

капиллярный или магнитопорошковый контроль;

определение содержания ферритной фазы;

стилоскопирование;

измерение твердости;

механические испытания;

контроль другими методами (металлографические исследования, испытание на стойкость против межкристаллитной коррозии, метод акустической эмиссии и другие), предусмотренными проектом;

гидравлические или пневматические испытания.

Окончательный контроль качества сварных соединений, подвергающихся термообработке, должен проводиться после проведения термообработки.

Конструкция и расположение сварных соединений должны обеспечивать проведение контроля качества сварных соединений предусмотренными документацией методами.

387. Пооперационный контроль предусматривает:

проверку качества и соответствия труб и сварочных материалов требованиям стандартов и технических условий на изготовление и поставку;

проверку качества подготовки концов труб и деталей трубопроводов под сварку и качества сборки стыков (угол скоса кромок, совпадение кромок, зазор в стыке перед сваркой, правильность центровки труб, расположение и число прихваток, отсутствие трещин в прихватках);

проверку температуры предварительного подогрева;

проверку качества и технологии сварки (режима сварки, порядка наложения швов, качества послойной зачистки шлака);

проверку режимов термообработки сварных соединений.

388. Визуальному осмотру и измерениям подлежат все сварные соединения после их очистки от шлака, окалины, брызг металла и загрязнений на ширине не менее 20 мм по обе стороны от шва.

389. По результатам визуального осмотра и измерений сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям:

форма и размеры шва должны быть стандартными;

поверхность шва должна быть мелкочешуйчатой; ноздреватость, свищи, скопления пор, прожоги, незаплавленные кратеры, наплывы в местах перехода сварного шва к основному металлу трубы не допускаются.

Допускаются отдельные поры в количестве не более 3 на 100 мм сварного шва с размерами, не превышающими указанных в приложении 16 для балла 1.

390. При расшифровке радиографических снимков не учитываются включения (поры) длиной 0,2 мм и менее, если они не образуют скоплений и сетки дефектов.

391. Число отдельных включений (пор), длина которых меньше указанной в приложении 16, не должно превышать: 10 - для балла 1; 12 - для балла 2; 15 - для балла 3 на любом участке снимка длиной 100 мм, при этом их суммарная длина не должна быть больше, чем указано в приложении 16.

Для сварных соединений протяженностью менее 100 мм нормы, приведенные в приложении 16, по суммарной длине включений (пор), а также по числу отдельных включений (пор) следует пропорционально уменьшать.

     Оценку  участков  сварных  соединений трубопроводов P  свыше 10
                                                          у

МПа (100 кгс/кв.см), в которых обнаружены скопления включений (пор),
следует увеличить на один балл.

Оценку участков сварных соединений трубопроводов всех категорий, в которых обнаружены цепочки включений (пор), следует увеличить на один балл.

Переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным. Подрезы в местах перехода от шва к основному металлу допускаются по глубине не более 10% толщины стенки трубы, но не более 0,5 мм. При этом общая протяженность подреза на одном сварном соединении не должна превышать 30% длины шва.

     В  сварных  соединениях  трубопроводов  на  Р   свыше   10  МПа
                                                  у

(100 кгс/кв.см), а также в трубопроводах I категории, работающих при
температуре ниже -70 град. C, не допускаются подрезы, трещины в шве,
в зоне  термического влияния  и в основном  металле, а отклонения от
прямолинейности сваренных  встык труб не должны  превышать  величин,
установленных требованиями пункта 370 настоящих Правил.

392. Дефекты сварных соединений подлежат устранению в установленном порядке.

393. Контроль качества сварных соединений неразрушающими методами следует проводить в соответствии с действующей нормативно-технической документацией.

394. К неразрушающему контролю основного металла и сварных соединений методами, перечисленными в пункте 386 настоящих Правил, допускаются специалисты, прошедшие специальную теоретическую подготовку, практическое обучение, подтверждение квалификации и сертификацию в соответствии с государственным стандартом СТБ ЕН 473 "Квалификация и сертификация персонала в области неразрушающего контроля. Общие требования". Уровень квалификации специалистов, выполняющих неразрушающий контроль с расшифровкой и оценкой результатов в соответствии с применяемыми ТНПА, должен быть не ниже 2-го (2-й или 3-й по СТБ ЕН 473). Повторная проверка знаний (аттестация) указанных специалистов проводится не реже одного раза в 12 месяцев.

395. Неразрушающему контролю подвергают наихудшие по результатам внешнего осмотра сварные швы по всему периметру трубы. Число контролируемых сварных швов определяется технической документацией на объект, но во всех случаях должно быть не ниже приведенных в приложении 17.

     396.   Контроль   сварных   соединений   радиографическим   или
ультразвуковым   методом   следует   производить  после   устранения
дефектов,   выявленных   внешним  осмотром   и  измерениями,  а  для
трубопроводов,  рассчитанных  на Р  свыше  10 МПа (100 кгс/кв.см), и
                                  у

для  трубопроводов  I  категории,  работающих  при температуре  ниже
-70 град. C, после  контроля на выявление  выходящих на  поверхность
дефектов магнитопорошковым или капиллярным методом.

397. Метод контроля (ультразвуковой, радиографический или оба метода в сочетании) выбирают исходя из возможности обеспечения более полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом особенностей физических свойств металла, а также освоенности данного метода контроля для конкретного объекта и вида сварных соединений.

398. Перед контролем сварные соединения должны быть замаркированы так, чтобы их положение было легко обнаружить на картах контроля, радиографических снимках и обеспечить привязку результатов контроля к соответствующему участку сварного шва.

     399.   При   радиографическом   контроле   следует   обеспечить
чувствительность   для   трубопроводов  на  P   свыше  10  МПа  (100
                                             у

кгс/кв.см), категорий I и II - на уровне класса 2, для трубопроводов
категорий III, IV и V - на уровне класса 3.

400. Оценку качества сварных соединений по результатам радиографического контроля следует проводить по балльной системе.

Суммарный балл качества сварного соединения определяется сложением наибольших баллов, полученных при раздельной оценке качества соединений по плоскостным (трещины, несплавления, непровары) и объемным (поры, шлаковые включения) дефектам, согласно приложениям 16 и 18.

Величина вогнутости корня шва и выпуклости корневого шва для трубопроводов I - IV категорий, за исключением трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже -70 град. C, не регламентируется.

Сварным соединениям с конструктивным непроваром присваивается балл 0.

При необходимости точная глубина непровара определяется методом профильной радиографической толщинометрии в месте его наибольшей величины по плотности снимка или по ожидаемому местоположению.

При расшифровке снимков определяют вид дефектов и их размеры в соответствии с ТНПА.

В заключении или журнале радиографического контроля следует указать балл сварного соединения, определенный согласно приложению 18, наибольший балл участка сварного соединения, определенный согласно приложению 16, а также суммарный балл качества сварного соединения (например: 0/2 = 2 или 6/6 = 12).

Сварные соединения, оцененные указанным или большим баллом, подлежат исправлению и повторному контролю. Сварные соединения трубопроводов III и IV категорий, оцененные соответственно суммарным баллом 4 и 5, исправлению не подлежат, но необходимо подвергнуть дополнительному контролю удвоенное от первоначального объема количество стыков, выполненных данным сварщиком.

Если при дополнительном контроле для трубопроводов III и IV категорий хотя бы один стык будет оценен соответственно баллом 4 и 5, контролю подвергают 100% стыков, выполненных данным сварщиком.

     401.  Сварные  соединения трубопроводов на P  свыше 10 МПа (100
                                                 у

кгс/кв.см)  и  трубопроводов I категории, работающих при температуре
ниже  -70 град. C, по результатам ультразвукового контроля считаются
годными, если:

отсутствуют протяженные дефекты;

отсутствуют непротяженные (точечные) дефекты эквивалентной площадью более:

1,6 кв.мм при толщине стенки трубы до 10 мм включительно;

2,0 кв.мм при толщине стенки трубы до 20 мм включительно;

3,0 кв.мм при толщине стенки трубы свыше 20 мм;

количество непротяженных дефектов не более двух на каждые 100 мм шва по наружному периметру эквивалентной площадью:

1,6 кв.мм при толщине стенки трубы до 10 мм включительно;

2,0 кв.мм при толщине стенки трубы до 20 мм включительно;

3,0 кв.мм при толщине стенки трубы свыше 20 мм.

Оценка качества сварных соединений трубопроводов I - IV категорий (за исключением трубопроводов I категории, работающих при температуре ниже -70 град. C) по результатам ультразвукового контроля должна соответствовать требованиям приложения 19.

Точечные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда эхо-сигналов от них превышает амплитуду эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.

Протяженные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда сигналов от них превышает 0,5 амплитуды эхо-сигналов от искусственного отражателя. Условная протяженность цепочки точечных дефектов измеряется в том случае, если амплитуда эхо-сигнала от них составляет 0,5 и более амплитуды эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.

     Сварные соединения трубопроводов с P  до 10 МПа (100 кгс/кв.см)
                                         у

по  результатам  контроля  капиллярным  (цветным)  методом считаются
годными, если:
     индикаторные следы дефектов отсутствуют;
     все  зафиксированные  индикаторные  следы являются одиночными и
округлыми;
     наибольший  размер  каждого  индикаторного  следа  не превышает
трехкратных  значений  норм  для  ширины  (диаметра),  приведенных в
приложении 16 для балла 2;
     суммарная  длина  всех индикаторных следов на любом участке шва
длиной 100 мм не превышает суммарной длины, приведенной в приложении
16 для балла 2.
     Округлые  индикаторные  следы с максимальным размером до 0,5 мм
включительно  не  учитываются  независимо от толщины контролируемого
металла.
     Сварные  соединения  трубопроводов  с  P   свыше  10  МПа  (100
                                             у

кгс/кв.см)  и  трубопроводов I категории, работающих при температуре
ниже  -70  град.  C,  считаются  годными,  если  индикаторные  следы
дефектов  отсутствуют.  При  этом  чувствительность  контроля должна
соответствовать 2-му классу.
     402.  Сварные  соединения по результатам магнитопорошкового или
магнитографического  контроля  считаются  годными,  если отсутствуют
протяженные дефекты.
     403.  Определение содержания ферритной фазы следует производить
в   сварных   соединениях   трубопроводов   из  аустенитных  сталей,
рассчитанных  на  P   свыше 10 МПа (100 кгс/кв.см), в объеме 100% на
                   у

сборочных единицах, предназначенных для работы при температуре свыше
350 град. C, а в остальных случаях по требованию проекта.
     404. Стилоскопированию на наличие основных легирующих элементов
подлежат  сварные  соединения легированных сталей трубопроводов с P
                                                                   у

до 10 МПа (100 кгс/кв.см) в следующих случаях:
     выборочно,  но  не  менее  двух  соединений,  выполненных одним
сварщиком из одной партии сварочных материалов;
     если    соответствие    использованных   сварочных   материалов
назначенным вызывает сомнение;
     если  после термической обработки твердость сварного соединения
не соответствует установленным требованиям.
     Сварные  соединения  трубопроводов  из легированных сталей с P
                                                                   у

свыше  10  МПа  (100  кгс/кв.см) подлежат стилоскопированию в объеме
100%.

Результаты стилоскопирования считаются удовлетворительными, если при контроле подтверждено наличие (отсутствие) и содержание соответствующих химических элементов в наплавленном или основном металле. При неудовлетворительных результатах стилоскопирования хотя бы одного сварного соединения в случае выборочного контроля стилоскопированию подлежат все сварные швы, выполненные с использованием той же партии сварочных материалов сварщиком, выполнившим данное сварное соединение.

405. Измерение твердости проводится для сварных соединений трубопроводов, изготовленных из хромокремнемарганцовистых, хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых, хромованадиевольфрамовых и хромомолибденованадиевольфрамовых сталей.

Измерение твердости необходимо производить на каждом термообработанном сварном соединении по центру шва, в зоне термического влияния, по основному металлу. Результаты измерения твердости должны соответствовать требованиям нормативно-технической документации. При отсутствии таких требований значения твердости не должны превышать указанных в приложении 20; при твердости, превышающей допустимую, сварные соединения следует подвергнуть стилоскопированию и при положительных его результатах - повторной термообработке. На сварных соединениях наружным диаметром менее 50 мм замер твердости не производится.

При этом твердость следует замерять на контрольных сварных соединениях и заносить в паспорт трубопровода.

406. При выявлении методами неразрушающего контроля дефектных сварных соединений контролю подвергается удвоенное от первоначального объема количество сварных соединений на данном участке трубопровода, выполненных одним сварщиком.

Если при дополнительном контроле хотя бы одно сварное соединение будет признано негодным, контролю следует подвергать 100% сварных соединений, выполненных на данном участке трубопровода.

407. Дефекты, обнаруженные в процессе контроля, должны быть устранены с последующим контролем исправленных участков.

Исправлению подлежат все дефектные участки сварного соединения, выявленные при внешнем осмотре и измерениях, контроле неразрушающими физическими методами. В стыках, забракованных по результатам радиографического контроля, исправлению подлежат участки шва, оцененные наибольшим баллом. В случае, если стык забракован по сумме одинаковых баллов, исправлению подлежат участки с непроваром.

Исправлению путем местной выборки и последующей подварки (без повторной сварки всего соединения) подлежат участки сварного шва, если размеры выборки после удаления дефектного участка шва не превышают значений, указанных в приложении 21.

Сварное соединение, в котором для исправления дефектного участка требуется произвести выборку размером более допустимого согласно приложению 21, следует полностью удалить, а на его место вварить катушку.

408. Механические свойства стыковых сварных соединений при изготовлении трубопроводов должны подтверждаться результатами механических испытаний контрольных сварных соединений.

     409.  Контрольные  сварные  соединения  должны  свариваться  на
партию однотипных производственных стыков. В партию входят сваренные
в  срок  не  более  трех  месяцев  не  более ста однотипных стыковых
соединений с условным диаметром D  до 150 мм или не более пятидесяти
                                 у

стыков с D  175 мм и выше.
          у

Механические свойства стыковых сварных соединений при монтаже и ремонте трубопроводов должны подтверждаться результатами механических испытаний контрольных сварных соединений.

Однотипными считаются соединения из сталей одной марки, выполненные одним сварщиком по единому технологическому процессу и отличающиеся по толщине стенки не более чем на 50%.

Однотипными по условному диаметру являются соединения:

     D  6 - 32 мм;
      у

     D  50 - 50 мм;
      у

     D  175 мм и выше.
      у

     410.  Количество  контрольных сварных соединений для проведения
механических  испытаний  и  металлографических  исследований  должно
соответствовать следующим требованиям:
     при D  трубы 6 - 32 мм необходимо 4 контрольных соединения;
          у

     при D  трубы 50 - 150 мм необходимо 2 контрольных соединения;
          у

     при   D    трубы  175  мм  и  более  необходимо  1  контрольное
            у

соединение.
     При  необходимости  проведения  испытаний  на  стойкость против
межкристаллитной  коррозии  должно  быть  сварено  на два соединения
больше,  чем  указано  для D  6 - 32 мм, и на одно соединение больше
                            у

для  D  50 мм и выше. При диаметре труб D  450 мм и выше допускается
      у                                  у

сваривать контрольные сварные соединения из пластин.

411. Из контрольных сварных соединений должны изготавливаться образцы для следующих видов испытаний:

на статическое растяжение при температуре 20 град. C - два образца;

на ударный изгиб (KCU) при температуре 20 град. C - три образца с надрезом по центру шва;

на ударный изгиб (KCU) при рабочей температуре для трубопроводов, работающих при температуре стенки -20 град. C и ниже, - три образца с надрезом по центру шва;

на статический изгиб - два образца;

для металлографических исследований - два образца (по требованию проекта);

на ударный изгиб (KCU) при температуре 20 град. C - три образца с надрезом по зоне термического влияния (по требованию проекта);

для испытаний на стойкость к межкристаллитной коррозии - четыре образца (по требованию проекта).

Испытания на ударный изгиб проводятся на образцах с концентратором типа U (KCU).

412. Образцы необходимо вырезать методами, не изменяющими структуру и механические свойства металла. Не допускается применение правки заготовок образцов как в холодном, так и в горячем состоянии.

413. Испытание на статическое растяжение стыковых соединений труб с условным проходом до 50 мм может быть заменено испытанием на растяжение целых стыков со снятым усилением.

414. Испытание на статический изгиб сварных соединений труб с условным проходом до 50 мм может быть заменено испытанием целых стыков на сплющивание.

415. Результаты механических испытаний сварных соединений должны удовлетворять требованиям приложения 22.

Показатели механических свойств сварных соединений должны определяться как среднеарифметическое значение результатов испытаний отдельных образцов. Результаты испытаний на статическое растяжение и статический изгиб считаются неудовлетворительными, если хотя бы один из образцов показал значение ниже установленных требований более чем на 10%. Результаты испытаний на ударный изгиб считаются неудовлетворительными, если хотя бы один из образцов показал значение ниже установленных требований.

Испытанию на ударный изгиб подвергаются сварные соединения труб с толщиной стенки 12 мм и более. В обоснованных случаях испытания на ударный изгиб производят для труб с толщиной стенки 6 - 11 мм.

416. В разнородных соединениях прочность оценивается по стали с более низкими механическими свойствами, а ударная вязкость и угол изгиба - по менее пластичной стали.

417. При проведении металлографических исследований (по требованию проекта) определяются наличие в сварном соединении недопустимых дефектов и соответствие формы и размеров сварного шва установленным требованиям.

418. Качество сварных соединений по результатам испытаний на стойкость против межкристаллитной коррозии (по требованию проекта) считается удовлетворительным, если результаты испытаний соответствуют установленным требованиям.

Раздел VIII ТРЕБОВАНИЯ К ИСПЫТАНИЮ И ПРИЕМКЕ СМОНТИРОВАННЫХ ТРУБОПРОВОДОВ

Глава 25 ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

419. Трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила, после окончания монтажных и сварочных работ, термообработки (при необходимости), контроля качества сварных соединений неразрушающими методами, а также после установки и окончательного закрепления всех опор, подвесок (пружины пружинных опор и подвесок на период испытаний должны быть разгружены) и оформления документов, подтверждающих качество выполненных работ, подвергаются визуальному осмотру, испытанию на прочность и плотность и при необходимости дополнительным испытаниям на герметичность с определением падения давления.

420. Вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное испытание на герметичность), способ испытания (гидравлический, пневматический) и величина испытательного давления указываются в проекте для каждого трубопровода.

421. При визуальном осмотре трубопровода проверяются: соответствие смонтированного трубопровода проектной документации; правильность установки запорных устройств, легкость их закрывания и открывания; установка всех проектных креплений и снятие всех временных креплений; окончание всех сварочных работ, включая врезки воздушников и дренажей; завершение работ по термообработке (при необходимости).

422. Испытанию, как правило, подвергается весь трубопровод полностью. Допускается проводить испытание трубопровода отдельными участками.

423. При испытании на прочность и плотность испытываемый трубопровод (участок) отсоединяется от аппаратов и других трубопроводов заглушками. Использование запорной арматуры для отключения испытываемого трубопровода (участка) допускается в обоснованных случаях.

424. При проведении испытаний вся запорная арматура, установленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта, сальники - уплотнены; на месте регулирующих клапанов и измерительных устройств должны быть установлены монтажные катушки; все врезки, штуцера, бобышки должны быть заглушены.

425. Места расположения заглушек на время проведения испытания должны быть отмечены предупредительными знаками и пребывание около них людей не допускается.

426. Давление при испытании должно контролироваться двумя манометрами, прошедшими поверку и опломбированными. Манометры должны быть класса точности не ниже 1,5, с диаметром корпуса не менее 160 мм и шкалой на номинальное давление 4/3 измеряемого. Один манометр устанавливается у опрессовочного агрегата после запорного вентиля, другой - в точке трубопровода, наиболее удаленной от опрессовочного агрегата.

427. Допускается проводить испытания с нанесенной тепловой или антикоррозионной изоляцией трубопроводов из бесшовных труб или заранее изготовленных и испытанных блоков (независимо от применяемых труб) при условии, что сварные монтажные стыки и фланцевые соединения будут иметь доступ для осмотра.

428. Испытание на прочность и плотность трубопроводов с условным давлением до 10 МПа (100 кгс/кв.см) может быть гидравлическим или пневматическим. Как правило, испытание проводится гидравлическим способом.

Страницы: | Стр. 1 | Стр. 2 | Стр. 3 | Стр. 4 |

Архив документов Папярэдні | Наступны