УК ОБЩИЙ. Гост 325692013 Трубопроводы технологические стальные
 Скачать 0.81 Mb.
|
|
13.2.3 Во всех случаях величина пробного давления должна приниматься такой, чтобы максимальные напряжения в стенке трубопровода при пробном давлении не превышали 95% предела текучести материала при температуре испытания. 13.2.4 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/см ). 13.2.5 В случае, если трубопровод и его элементы работают в диапазоне температур ползучести и допускаемое напряжение для материалов трубопроводов и его элементов при расчетной температуре определяют на базе предела длительной прочности или предела ползучести, допускается в формуле (6) вместо использовать величину допускаемого напряжения при расчетной температуре , полученную только на базе не зависящих от времени характеристик (предела текучести и временного сопротивления), без учета ползучести и длительной прочности [9]. 13.2.6 Давление в трубопроводе при испытании должно увеличиваться до значения около 50% от установленного испытательного давления. Затем давление необходимо увеличивать поэтапно приблизительно по 10% от заданного испытательного давления до его достижения. Трубопроводная система должна поддерживаться при этом испытательном давлении в течение не менее 30 мин. Затем давление необходимо уменьшить до расчетного давления, и все поверхности элементов, сварных соединений и сами сварные соединения должны быть подвергнуты тщательному визуальному осмотру. Во время этого осмотра на трубопроводе должны отсутствовать следы пластической деформации. Продолжительность испытания на прочность и 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. 13.2.7 Арматура должна подвергаться гидравлическому испытанию пробным давлением в соответствии с ГОСТ 356. 13.2.8 При заполнении трубопровода водой воздух должен быть удален полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана: - для испытания трубопровода на заводе-изготовителе - в технической документации; - для испытания трубопровода в процессе монтажа - в инструкции производителя работ. 13.2.9 Использование сжатого воздуха или другого газа для подъема давления не допускается. 13.2.10 При испытании не допускается обстукивание стальных трубопроводов. 13.2.11 Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не выявлены разрывы, видимые деформации, падение давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружены течи и запотевания. 13.2.12 Одновременное гидравлическое испытание нескольких трубопроводов, смонтированных на общих несущих строительных конструкциях или эстакаде, допускается только в том случае, если это разрешено проектом. 13.3 Пневматическое испытание на прочность и плотность 13.3.1 Пневматическое испытание на прочность и плотность проводят для трубопроводов на PN 100 с учетом требований 13.1.12, а если давление в трубопроводе выше - с учетом требований 13.1.13. 13.3.2 Величину испытательного давления принимают в соответствии с 13.2.1 при условии принятия мер по защите персонала и окружающего оборудования согласно 13.3.5, 13.3.7, 13.3.8 и 13.3.10. 13.3.3 В случае, если испытания не были проведены согласно 13.3.2 или они невозможны, давление пневмоиспытания должно составлять 110% от максимально допустимого давления. 13.3.4 Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или инертным газом и только в светлое время суток. 13.3.5 Особое внимание необходимо уделить таким факторам как: а) расположение трубопроводной системы относительно других зданий, дорог и участков, открытых для людей и всего другого оборудования и конструкций; б) поддержание во время испытаний самых строгих существующих мер безопасности и гарантий, что только персонал, участвующий в испытаниях, имеет доступ к участку испытаний, а район, непосредственно прилегающий к зоне испытаний, должен быть закрыт и обеспечен предупреждающими знаками, применяемыми для опасных и вредных зон; в) перед пневмоиспытанием проведение неразрушающего контроля в объеме 100% продольных швов. Необходимо выполнить также ультразвуковой контроль в объеме не менее 10% для всех кольцевых швов, включая все стыковые соединения рассматриваемого трубопровода; г) поддержание температуры испытания не менее чем на 25°С выше температуры хрупкого излома материалов трубопровода. 13.3.6 При пневматическом испытании трубопроводов на прочность подъем давления следует вести плавно, со скоростью, равной 5% от в минуту, но не более 0,2 МПа (2 кгс/см ) в минуту, с периодическим осмотром трубопровода на следующих этапах: - при расчетном давлении до 0,2 МПа (2 кгс/см ) осмотр проводят при давлении, равном 0,6 пробного давления, и при рабочем давлении; - при расчетном давлении выше 0,2 МПа (2 кгс/см ) осмотр проводят при давлении, равном 0,3 и 0,6 пробного давления, и при рабочем давлении. Во время осмотра подъем давления должен быть приостановлен. При осмотре обстукивание трубопровода, находящегося под давлением, запрещается. Места утечки определяют по звуку просачивающегося воздуха, а также по пузырям при покрытии сварных швов, фланцевых и других соединений мыльной эмульсией и другими методами. Дефекты устраняют только при снижении давления до нуля и отключении компрессора. 13.3.7 На время проведения пневматических испытаний на прочность как внутри помещений, так и снаружи должна устанавливаться охраняемая (охранная) зона. Минимальное расстояние от края зоны до трубопровода должно составлять не менее 25 м при надземной прокладке трубопровода и не менее 10 м при подземной. Границы охранной зоны должны отмечаться флажками. 13.3.8 Во время подъема давления в трубопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в охранной зоне запрещается. Окончательный осмотр трубопровода разрешается по истечении 10 минут лишь после того как испытательное давление будет снижено до расчетного. Осмотр должен проводиться специально выделенными для этой цели и проинструктированными лицами. Находиться в охранной зоне кому-либо, кроме этих лиц, запрещается. 13.3.9 Компрессор и манометры, используемые при проведении пневматического испытания трубопроводов, должны располагаться вне охранной зоны. 13.3.10 Для наблюдения за охранной зоной устанавливают специальные посты. Число постов для наружных трубопроводов определяют из расчета один пост на 200 м длины трубопровода. В остальных случаях число постов определяют исходя из местных условий, с тем чтобы охрана зоны была надежно обеспечена. 13.4 Промывка и продувка трубопровода 13.4.1 Трубопроводы должны промываться или продуваться в соответствии с указаниями проекта. Промывка может осуществляться водой, маслом, химическими реагентами и др. Продувка может осуществляться сжатым воздухом, паром или инертным газом. Промывка, продувка трубопроводов должны осуществляться по специально разработанной схеме. При проведении промывки (продувки) в зимнее время должны приниматься меры против промерзания трубопроводов. О проведении промывки и продувки составляют акт. 13.4.2 Промывка водой должна осуществляться со скоростью 1-1,5 м/с. После промывки трубопровод должен быть полностью опорожнен и продут воздухом или инертным газом. 13.4.3 Продувку трубопроводов следует проводить под давлением, равным рабочему, но не более 4 МПа (40 кгс/см ). Продувка трубопроводов, работающих под избыточным давлением до 0,1 МПа (1 кгс/см ) или вакуумом, должна проводиться под давлением не более 0,1 МПа (1 кгс/см ). 13.4.4 Продолжительность продувки, если нет специальных указаний в проекте, должна составлять не менее 10 мин. 13.5 Дополнительные испытания на герметичность 13.5.1 Трубопроводы, содержащие группы сред 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 других трубопроводов устанавливается проектом. Трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического оборудования, следует испытывать совместно с этим оборудованием. 13.5.2 Дополнительное испытание на герметичность проводят воздухом или инертным газом после завершения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки. 13.5.3 Дополнительное испытание на герметичность проводят давлением, равным рабочему, а для вакуумных трубопроводов - давлением 0,1 МПа (1 кгс/см ). 13.5.4 Продолжительность дополнительных испытаний должна составлять не менее 24 ч 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 администрацией предприятия, но должна быть не менее 4 ч. 13.5.5 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 1 ч для трубопроводов группы А и вакуумных и 0,2% за 1 ч для трубопроводов группы Б(а), Б(б). Скорость падения давления для трубопроводов, транспортирующих вещества других групп, устанавливается проектом. Эти нормы относятся к трубопроводам внутренним диаметром до 250 мм включительно. При испытании трубопроводов больших диаметров нормы падения давления в них определяют умножением приведенных величин, указанных в формуле (10), на поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле , (8) где - внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм. Если испытываемый трубопровод состоит из участков различных диаметров, средний внутренний диаметр его определяют по формуле , (9) где , , - внутренний диаметр участков, м; , , - длина участков трубопровода, соответствующая указанным диаметрам, м. Падение давления в трубопроводе во время испытания его на герметичность определяют по формуле , (10) где - падение давления, % от испытательного давления; , - сумма манометрического и барометрического давлений соответственно в конце и в начале испытания, МПа; , - температура в трубопроводе соответственно в начале и в конце испытания, К. Давление и температуру в трубопроводе определяют как среднее арифметическое показаний манометров и термометров, установленных на нем во время испытаний. 13.5.6 Испытание на герметичность с определением падения давления можно проводить только после выравнивания температур в трубопроводе. Для наблюдения за температурой в трубопроводе в начале и в конце испытываемого участка следует устанавливать термометры. 13.5.7 После окончания дополнительного испытания на герметичность по каждому трубопроводу составляют акт. 13.6 Сдача-приемка смонтированных трубопроводов 13.6.1 Сдача-приемка трубопроводов после монтажа должна осуществляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта. 13.6.2 Монтажная организация до начала пусконаладочных работ должна передать владельцу трубопровода "Свидетельство о монтаже" (см. приложение П). Исполнительный чертеж участка, прилагаемый к свидетельству, выполняется в аксонометрическом изображении в границах присоединения к оборудованию или к запорной арматуре. Чертеж должен содержать нумерацию элементов трубопровода и нумерацию сварных соединений (раздельно обозначают сварные соединения, выполняемые при монтаже и на предприятии-изготовителе). Для трубопроводов, подлежащих изоляции или прокладываемых в непроходных каналах, указывают расстояние между сварными соединениями. Нумерация сварных соединений на исполнительном чертеже и на всех формах, входящих в состав "Свидетельства о монтаже", должна быть единой. Для трубопроводов с номинальным давлением PN 100 нумеруют также разъемные соединения. К исполнительному чертежу прикладывают спецификацию на детали и изделия, применяемые при изготовлении и монтаже трубопровода. 13.6.3 Составляют опись сопроводительных документов предприятия - изготовителя сборочных единиц, изделий и материалов, применяемых при монтаже трубопровода и входящих в состав "Свидетельства о монтаже" (см. приложение П). 13.6.4 Комплектовать "Свидетельство о монтаже" (см. приложение П) участков трубопроводов следует на технологический блок или технологический узел, указанный в рабочей документации. 14 Требования к эксплуатации трубопроводов 14.1 Обслуживание 14.1.1 Лица, осуществляющие на предприятии надзор за трубопроводами, а также лица, ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, должны назначаться из числа лиц, имеющих соответствующую квалификацию и практический опыт работы, прошедших обучение и аттестацию. 14.1.2 На трубопроводы всех категорий составляют паспорт установленного образца (приложение М). Перечень документов, прилагаемых к паспорту, должен соответствовать требованиям 14.4. 14.1.3 В паспорт трубопровода необходимо вносить дату проведенных ревизий и данные о ремонтах. 14.1.4 На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой сталей с рабочей температурой 400°С и выше, а также на трубопроводах из хромомолибденовой (рабочая температура 500°С и выше) и из высоколегированной аустенитной стали (рабочая температура 550°С и выше) должно проводиться наблюдение за ростом остаточной деформации. 14.2 Надзор во время эксплуатации 14.2.1 В период эксплуатации трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является постоянное и тщательное наблюдение за состоянием трубопроводов и их деталей (сварных швов, разъемных соединений, включая крепеж, прокладок), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций, подвесок и т.д. Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале не реже одного раза в смену. 14.2.2 Технологические трубопроводы, работающие в водородсодержащих средах, необходимо периодически обследовать с целью оценки их технического состояния в соответствии с НД. 14.2.3 При периодическом обследовании необходимо проверять: - техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и при необходимости неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.; - устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов; - полноту и порядок ведения технической документации по эксплуатации и ремонту трубопроводов. Результаты периодического обследования трубопроводов оформляют актом. 14.2.4 Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации следует тщательно осматривать с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливает техническая администрация предприятия, но не реже одного раза в 3 месяца. Максимально допустимую амплитуду вибрации технологических трубопроводов принимают в соответствии с 10.7.1. 14.2.5 Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях можно проводить без снятия изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает сомнение, то должно быть проведено частичное или полное удаление изоляции. 14.2.6 Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходных каналах или в грунте, должен проводиться путем их вскрытия на отдельных участках длиной не менее 2 м. Число участков в зависимости от условий эксплуатации устанавливает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию. 14.2.7 Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до плюс 60°С с соблюдением необходимых мер по технике безопасности. При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен и подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с действующими инструкциями. 14.2.8 При наружном осмотре должно быть проверено состояние: - изоляции и покрытий; - сварных швов; - фланцевых, муфтовых и других соединений; - опор; - компенсирующих устройств; - дренажных устройств; - арматуры и ее уплотнений; - реперов для замера остаточной деформации; - сварных тройниковых соединений, гибов и отводов; - одновременно проверяют вибрацию трубопровода. 14.3 Ревизия трубопроводов 14.3.1 Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия (освидетельствование), которую проводит служба технического надзора предприятия совместно с механиками, начальниками установок (производств) и лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов. Результаты ревизии служат основанием для оценки технического состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации. 14.3.2 Как правило, ревизия трубопроводов должна быть приурочена к планово-предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов. 14.3.3 Сроки проведения ревизии трубопроводов на давление до 10 МПа (100 кгс/см ) устанавливает предприятие- владелец в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопроводов, опыта эксплуатации, результатов предыдущего наружного осмотра и ревизии. Сроки должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода в период между ревизиями и не должны быть реже указанных в таблице К.1 приложения К (если нет других указаний в паспортной или иной документации). 14.3.4 Для трубопроводов свыше 10 МПа (100 кгс/см ) установлены следующие виды ревизии: выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливает администрация предприятия в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в 4 года. 14.3.5 Срок ревизии трубопроводов при производственной необходимости может быть продлен предприятием- владельцем с учетом результатов предыдущей ревизии и технического состояния трубопроводов. 14.3.6 При проведении ревизии особое внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким участкам могут быть отнесены те 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 не работающие участки). 14.3.7 Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных действующими инструкциями по организации и безопасному производству ремонтных работ. 14.3.8 При ревизии трубопроводов необходимо: а) провести наружный осмотр трубопровода согласно требованиям 14.2.8; б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля. Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (колена, тройники, врезки, места сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, места скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойные зоны, дренажи), а также на прямых участках внутриустановочных, внутрицеховых и межцеховых трубопроводов. При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной 20 м и менее и межцеховых трубопроводов длиной 100 м и менее должен быть выполнен замер толщины стенки не менее чем в трех точках. Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте должен проводиться в 3-4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4-6 точках по выпуклой, вогнутой и нейтральной частям. Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключить влияние на них инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии и т.п.). Результаты замеров фиксируют в паспорте трубопровода. Примечания 1 Вопрос о частичном или полном удалении изоляции при ревизии трубопроводов решает лицо, осуществляющее надзор за эксплуатацией трубопроводов. 2 На трубопроводах, выполненных из сталей аустенитного класса (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т и т.п.), работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, сквозные засверловки не допускаются; в) провести ревизию воротников фланцев внутренним осмотром (при разборке трубопровода) либо измерением толщины неразрушающими методами контроля. Число фланцев, подвергаемых ревизии, устанавливает лицо, осуществляющее надзор за эксплуатацией трубопроводов; г) провести радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков, если качество их при ревизии вызвало сомнение; д) проверить механические свойства металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащих средах, если это предусмотрено действующими НД или проектом. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора предприятия; е) измерить на участках трубопроводов деформацию по состоянию на время проведения ревизии согласно требованиям 14.1.4; ж) разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами; з) проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и, выборочно, прокладок; и) испытать трубопровод в соответствии с 13.1.1 и 14.3.19. 14.3.9 При неудовлетворительных результатах ревизии необходимо определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и т.п.) и выполнить более частые измерения толщины стенки всего трубопровода. При неудовлетворительных результатах ревизии должны быть проверены еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй - аналогичным ревизуемому участку. 14.3.10 Объем выборочной ревизии трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см ) и трубопроводов I и II категории должен быть: - не менее двух участков каждого блока установки независимо от температуры среды; - не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры среды. Под коллектором понимают трубопровод, объединяющий ряд параллельно работающих блоков. 14.3.11 Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием коррозии или эрозии, возможность работы должна быть подтверждена расчетом на прочность. 14.3.12 При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см ) должна быть проведена полная ревизия этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30% каждого из указанных трубопроводов или менее при соответствующем техническом обосновании. 14.3.13 При полной ревизии разбирают весь трубопровод полностью, проверяют состояние труб и деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе. Сроки и обязательность полной ревизии трубопроводов настоящим стандартом не регламентируются. 14.3.14 Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность. При разборке единичных фланцевых соединений, связанной с заменой прокладок, арматуры или отдельных элементов (тройник, катушка и т.п.), допускается проводить испытание только на плотность. При этом вновь устанавливаемые арматура или элемент трубопровода должны быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением. 14.3.15 После проведения ревизии составляют акты, к которым прикладывают все протоколы и заключения о проведенных исследованиях. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода. Акты и остальные документы прикладывают к паспорту. 14.3.16 После истечения назначенного проектом расчетного срока службы трубопровод должен быть подвергнут экспертизе промышленной безопасности с целью установления возможности и срока дальнейшей эксплуатации. 14.3.17 Ревизия арматуры 14.3.17.1 При применении арматуры с сальниками особое внимание следует обращать на набивочный материал (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку). 14.3.17.2 Для создания плотности запорную арматуру следует закрывать с номинальным усилием, указанным в эксплуатационной документации. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании и закрывании арматуры. 14.3.17.3 Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, проводят в период ревизии трубопровода. 14.3.17.4 При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы: - внешний осмотр; - разборка и осмотр состояния отдельных деталей; - осмотр внутренней поверхности и при необходимости контроль неразрушающими методами; - притирка уплотнительных поверхностей; - сборка, испытание на прочность и плотность корпуса и сварных швов, герметичность затвора и функционирование. 14.3.18 Контрольные засверловки 14.3.18.1 В случаях, когда характер и закономерность коррозионного износа трубопровода не могут быть установлены методами контроля, используемыми при ревизии, для своевременной сигнализации о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру допускается выполнять контрольные засверловки. 14.3.18.2 Необходимость в контрольных засверловках определяет служба технического надзора предприятия для каждого конкретного случая с учетом ограничений, изложенных в 14.3.18.4. 14.3.18.3 Глубина контрольных засверловок должна быть равна расчетной толщине плюс П С (где П - половина периода между очередными ревизиями, год; С - фактическая скорость коррозии трубопровода, мм/год). 14.3.18.4 Трубопроводы, по которым транспортируются вещества группы А(а), А(б), газы всех групп, трубопроводы, работающие под вакуумом и давлением PN>100, трубопроводы в блоках I категории взрывоопасности, а также трубопроводы, выполненные из хромоникелевых сталей типа 18-8 и работающие в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, контрольным засверловкам не подвергают. В этих случаях должен быть усилен контроль за состоянием толщины стенок трубопровода измерением ультразвуковым толщиномером. 14.3.18.5 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 т.п. 14.3.18.6 Отверстия контрольных засверловок на отводах и полуотводах должны быть расположены 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. 14.3.18.7 Места расположения контрольных засверловок на трубопроводе должны быть четко обозначены. 14.3.18.8 Потеря герметичности контрольного отверстия на трубопроводе свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру, поэтому такой трубопровод необходимо подвергнуть внеочередной ревизии. 14.3.19 Периодическое испытание трубопроводов 14.3.19.1 Надежность трубопроводов проверяют периодическими испытаниями на прочность и плотность согласно требованиям раздела 13. При проведении испытания на прочность и плотность допускается применение акустико-эмиссионного контроля. 14.3.19.2 Периодичность испытания трубопроводов на прочность и плотность приурочивают ко времени проведения ревизии трубопровода. Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением до 10 МПа (100 кгс/см ) включительно должны быть равны удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой согласно требованиям 14.3.3 и приложения К для данного трубопровода, но не реже одного раза в 8 лет. Сроки проведения испытания (не реже) для трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см ): - для трубопроводов с температурой до 200°С - один раз в 8 лет; - для трубопроводов с температурой свыше 200°С - один раз в 4 года. 14.3.19.3 Испытательное давление и порядок проведения испытания должны соответствовать требованиям раздела 13 с записью результатов в паспорт трубопровода. 14.3.20 Нормы отбраковки 14.3.20.1 Трубы, детали трубопроводов, арматура, в том числе литая (корпуса задвижек, клапанов и т.п.), подлежат отбраковке: если расчетная толщина стенки (без учета прибавки на коррозию) оказалась меньше величины, указанных в таблицах 14.1, 14.2, то отбраковочная толщина принимается по таблицам 14.1 или 14.2. Таблица 14.1 - Отбраковочные толщины для труб и деталей трубопроводов В миллиметрах Наружный диаметр, DN 25 57 114 219 325 377 426 Наименьшая допустимая толщина стенки 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 Таблица 14.2 - Отбраковочные толщины для задвижек, арматуры и литых деталей В миллиметрах Номинальный диаметр 80 100 125 150 200 Наименьшая допустимая толщина стенки 4,0 5,0 5,5 6,0 6,5 Примечание - Допускается отступление от этих норм в технически обоснованных случаях. Отбраковочная толщина стенки элементов трубопровода должна указываться в проектной документации. Трубы и детали трубопроводов отбраковывают, если: - при ревизии на поверхности были обнаружены трещины, отслоения, деформации (гофры, вмятины, вздутия и т.п.); - в результате воздействия среды за время работы до очередной ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров, определяемых расчетом на прочность; - изменились механические свойства металла и требуется их отбраковка в соответствии с действующими нормативно- техническими документами и настоящим стандартом; - при исследовании 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 арматуры износились настолько, что не обеспечивают ведение технологического процесса, а отремонтировать или заменить их невозможно. 14.3.20.2 Фланцы отбраковывают при: - неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей; - наличии трещин, раковин и других дефектов; - деформации фланцев; - уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы; - срыве, смятии и износе резьбы в резьбовых фланцах с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см ), а также при наличии люфта в резьбе, превышающего допустимый по действующим НД. Линзы и прокладки овального сечения отбраковывают при наличии трещин, забоин, сколов, смятин уплотнительных поверхностей, деформаций. 14.3.20.3 Крепежные детали отбраковывают: - 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. 14.3.20.4 Сильфонные и линзовые компенсаторы отбраковывают 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 сильфона имеет более низкие значения; - при наработке компенсаторами расчетного числа циклов, указанного в документации, и если они эксплуатируются на пожаровзрывоопасных и токсичных средах. 14.3.20.5 Нормы отбраковки должны указываться в проектной документации на конкретный объект. 14.4 Техническая документация На технологические трубопроводы ведется следующая техническая документация: а) перечень технологических трубопроводов; б) паспорт трубопровода (приложение М). К нему прилагаются: 1) схема трубопровода с указанием категории, исходной и отбраковочной толщины элементов трубопровода, мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, мест спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных стыков, контрольных засверловок (если они имеются) и их нумерации; 2) акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода; 3) удостоверение о качестве ремонтов трубопровода. Первичные документы, в том числе журнал сварочных работ на ремонт трубопровода, подтверждающие качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков, хранят в организации, выполнившей работу, и предъявляют для проверки по требованию службы технического надзора; 4) документация по контролю металла трубопровода, работающего в водородсодержащих средах; в) акты периодического наружного осмотра трубопровода; г) акт испытания трубопровода на прочность и плотность; д) акты на ревизию, ремонт и испытание арматуры; е) эксплуатационный журнал трубопровода (ведется для трубопроводов, на которые не составляют паспорта); ж) журнал установки-снятия заглушек; з) журнал термической обработки сварных соединений; и) заключение о качестве сварных стыков; к) заключение о техническом состоянии арматуры; л) заключение о техническом состоянии разъемных соединений. 15 Подземные трубопроводы 15.1 На подземные трубопроводы распространяются все положения, касающиеся классификации трубопроводов, выбора типов и материалов труб, деталей технологических трубопроводов и арматуры, эксплуатации, ревизии, сроков ее проведения, отбраковки, ремонта, испытания, ведения технической документации и т.д. 15.2 Для ревизии подземных трубопроводов производят вскрытие и выемку грунта на отдельных участках длиной не менее 2 м каждый с последующим снятием изоляции, осмотром антикоррозионной и протекторной защиты, осмотром трубопровода, измерением толщины стенок, а при необходимости (по усмотрению представителей технического надзора) - с вырезкой отдельных участков. Число участков, подлежащих вскрытию для ревизии, в зависимости от условий эксплуатации трубопровода устанавливает технический надзор предприятия, исходя из следующих условий: - при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью приборов вскрытие производят в местах выявленных повреждений изоляции; - при отсутствии на предприятии средств инструментального контроля подземных трубопроводов вскрытие проводят из расчета один участок на длину трубопровода не более 250 м. 15.3 При проведении ремонтно-монтажных работ на подземных трубопроводах должен быть установлен контроль за выполнением требований проекта в отношении компенсации температурных деформаций, качества применяемых материалов, сварных швов, антикоррозионного покрытия и своевременного составления всей необходимой документации по этапам проводимых работ. 15.4 Стальные подземные технологические трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами. Приложение А (обязательное). Приложение А (обязательное) Таблица А.1 - Выбор материалов трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ Технические требования на трубы (стандарт или ТУ) Номи- нальный диаметр, мм Виды испытаний и требований (стандарт или ТУ) Транспорти- руемая среда (см. обозначения таблицы 5.1) Расчетные параметры трубопровода Макси- маль- ное дав- ление, МПа Макси- маль- ная темпе- ратура, °С Тол- щина стенки трубы, мм Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления [ ], °С более 0,35[ ] не более 0,35[ ] Бесшовные трубы 10, 20ГОСТ 1050 ГОСТ 550, группы А, Б 10-300 ГОСТ 550 Все среды 32 475 12 минус 40 минус 40 >12 минус 30 ГОСТ 8731; ГОСТ Р 53383[19], группа В, кроме изготовленных из слитка 50-400 ГОСТ 8731; ГОСТ Р 53383[19] с гарантией гидроиспытания 5 12 минус 40 >12 минус 30 ГОСТ 8733; ГОСТ Р 54157[20], группа В 10-150 ГОСТ 8733; ГОСТ Р 54157[20] Все среды с гарантией гидроиспытания 32 475 6 минус 30 ТУ 14-3-826- 79* 20-50 ТУ 14-3-826-79* Все среды 12 минус 30 ________________* ТУ, упомянутые здесь и далее по тексту, не приводятся. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке. - Примечание изготовителя базы данных. ТУ 14-3-1486- 87 300, 350, 400 ТУ 14-3-1486-87 - минус 40 ТУ 14-3-587-77 500 ТУ 14-3-587-77 12 минус 40 >12 минус 30 ТУ 14-3Р-55- 2001 50-400 ТУ 14-3Р-55- 2001 - минус 30 ТУ 14-3-1577- 88 ТУ 14-3-1577-88 - минус 40 ТУ 14-3-1128- 2000; ТУ 14-3Р- 1128-2007 ТУ 14-3-1128- 2000; ТУ 14-3Р- 1128-2007 12 минус 40 минус 60 >12 минус 30 минус 40 10Г2ГОСТ 4543 ГОСТ 550группы А, Б 10-300 ГОСТ 550 50 475 минус 60 минус 70 12 минус 40 минус 60 ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383[19], группа В, кроме изготовленных из слитка 50-400 ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383[19] с гарантией гидроиспытания - минус 40 минус 60 ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54159[20], группа В 10-50 ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54159[20] с гарантией гидроиспытания 6 ТУ 14-3-826-79 20-50 ТУ 14-3-826-79 10Г2ТУ 14-3-1577-88 ТУ 14-3-1577- 88 50-350 ТУ 14-3-1577-88 6 минус 70 минус 70 >6 минус 40 минус 60 09Г2С, 10Г2ГОСТ 19281 ТУ 14-3-1128- 2000; ТУ 14-3Р- 1128-2007 ТУ 14-3-1128- 2000; ТУ 14-3Р- 1128-2007 63 - минус 60 минус 70 15ХМТУ 14-3Р-55-2001 ТУ 14-3Р-55- 2001 50-400 ТУ 14-3Р-55- 2001 40 560 - *)>0 минус 40 12Х1МФ; 15Х1М1ФГОСТ 20072 63 15Х5М; 15Х5М-УГОСТ 20072 ГОСТ 550, группы А, Б 20-400 ГОСТ 550 40 600 - 15Х5М-УГОСТ 20072 ТУ 14-3Р-62- 2002 350, 450, 500 ТУ 14-3Р-62- 2002 40 600 - *)>0 минус 40 20ЮЧТУ 14-3-1652-89; ТУ 14-3-1745-90; ТУ 14- 3-1600-89; ТУ 14-3Р-54- 2001 ТУ 14-3-1652- 89; ТУ 14-3- 1745-90; ТУ 14- 3-1600-89; ТУ 14-3Р-54-2001 20-400 ТУ 14-3-1652-89; ТУ 14-3-1745-90; ТУ 14-3-1600-89; ТУ 14-3Р-54- 2001 32 450 - минус 40 10Х2М1ГОСТ 550 ГОСТ 550, группы А, Б 50-300 ГОСТ 550 Не ограничено 560 - *)>0 13Х9МТУ 14-3-457-76 ТУ 14-3-457-76 ТУ 14-3-457-76 15ГСТУ 14-3Р-55-2001 ТУ 14-3Р-55- 2001 20-400 ТУ 14-3Р-55- 2001 63 475 - минус 40 минус 40 14ХГСТУ 14-3-433- 78;ТУ 14-3-251-74 ТУ 14-3-433-78; ТУ 14-3-251-74 6-500 ТУ 14-3-433-78; ТУ 14-3-251-74 400 минус 50 30ХМАТУ 14-3-433- 78;ТУ 14-3-251-74 80 450 - минус 30 20Х2МАТУ 14-3-433-78 400 - минус 40 18Х3МФТУ 14-3-251-74 ТУ 14-3-251-74 6-200 ТУ 14-3-251-74 475 - *)>0 минус 50 20Х3МВФТУ 14-3-251- 74 ТУ 14-3-251-74 6-200 ТУ 14-3-251-74 80 510 - *)>0 минус 50 08Х18Н10ТГОСТ 5632 ГОСТ 9940; ГОСТ 9941 50-300 10-200 ГОСТ 9940; ГОСТ 9941 40 700 - минус 253 минус 253 ТУ 14-3-218-80 10-80 ТУ 14-3-218-80 610 - 08Х18Н12ТГОСТ 5632 ТУ 14-3-743-78 350-400 ТУ 14-3-743-78 700 - 12Х18Н10ТГОСТ 5632 ГОСТ 9940; ГОСТ 9941 50-300 10-200 ГОСТ 9940; ГОСТ 9941 - 12Х18Н12ТГОСТ 5632 ТУ 14-3Р-55- 2001 10-400 ТУ 14-3Р-55- 2001 700 - 03Х18Н11ГОСТ 5632 ТУ 14-3-1401 25-80 ТУ 14-3-1401 450 - минус 196 минус 196 03Х17Н14М3ГОСТ 5632 ТУ 14-3-396-75; ТУ 14-3-1348- 85; ТУ 14-3- 1357-85 10-60 70-200 ТУ 14-3-396-75; ТУ 14-3-1348-85; ТУ 14-3-1357-85 450 - 08Х17Н15М3ТГОСТ 5632 ГОСТ 9940; ГОСТ 9941 50-300 10-200 ГОСТ 9940; ГОСТ 9941 600 - 10Х17Н13М2ТГОСТ 5632 700 - 08Х21Н6М2ТГОСТ 5632 ТУ 14-3-1905 70-150 ТУ 14-3-1905 10 300 - минус 40 минус 40 08Х22Н6ТГОСТ 5632 ГОСТ 9940; ГОСТ 9941; ТУ 14-3- 1905 50-300 10-200 ГОСТ 9940; ГОСТ 9941; ТУ 14-3-1905 10 300 - минус 40 минус 40 03ХН28МДТГОСТ 5632 ТУ 14-3-694; ТУ 14-3-751; ТУ 14-3-1201 25-50 ТУ 14-3-694; ТУ 14-3-751; ТУ 14- 3-1201 400 - минус 196 минус 196 06ХН28МДТ(ЭИ-943) ТУ 14-3-318; ТУ 14-3-763; ТУ 14-3-822 80-140 ТУ 14-3-318; ТУ 14-3-763; ТУ 14- 3-822 - ХН32Т ТУ 1320-003- 18648658-90 80-150 ТУ 1320-003- 18648658-90 900 - минус 70 минус 70 Электросварные трубы прямошовные Ст3сп5ГОСТ 380 ГОСТ 10705, группа В 10-500 ГОСТ 10705 Среды групп Б, В 1,6 300 - минус 20 минус 40 ГОСТ 10706, группа В 450-1400 ГОСТ 10706 Среды группы В 2,5 12 Среды группы Б, кроме СУГ 1,6 СтЗсп4-5ГОСТ 380 ТУ 14-3-377-87 200-400 ТУ 14-3-377-87 Среды группы В, кроме пара и горячей воды 200 - ТУ 14-3-1399- 95 200, 350, 400, 500 ТУ 14-3-1399-95 Все среды, кроме группы А(а) и СУГ 300 10 СтЗпс4; СтЗсп4ГОСТ 380 ГОСТ 10706, группа В 400-1400 ГОСТ 10706 Среды группы Б, кроме СУГ 1,6 200 - минус 20 минус 40 20ГОСТ 1050 ГОСТ 10705, группа В 10-500 ГОСТ 10705 Среды групп А(б), Б, кроме СУГ 2,5 300 12 ГОСТ 20295, тип 1 114-426 ГОСТ 20295 Среды групп Б(в), В 400 10 ГОСТ 20295, тип 3 530-1420 Среды групп А(б), Б(а), Б(б), кроме СУГ - Среды группы А(а) и СУГ 200 - ТУ 14-3-377-99 200-400 ТУ 14-3-377-99 Среды группы В, кроме пара и горячей воды 350 - К52ГОСТ 20295 ГОСТ 20295, тип 1 114-426 ГОСТ 20295 Среды групп А(б), Б (а), Б(б), кроме СУГ 4 400 ГОСТ 20295, тип 3 530-1420 ГОСТ 20295 Среды группы А(а) и СУГ 2,5 - минус 40 минус 40 17ГС; 17Г1СТУ 14-1- 1921-76 ТУ 14-3-620-77 76, 500, 700, 800, 1000, 1200 ТУ 14-3-620-77 Среды группы Б, В, кроме СУГ 1,6 300 12 17Г1С-УТУ 14-3-1138- 82 ТУ 14-3-1138- 82 1200 ТУ 14-3-1138-82 Все среды, кроме группы А (а) и СУГ 2,5 400 12 минус 40 минус 40 17Г1С-УТУ 14-3-1424- 86 ТУ 14-3-1424- 86 1000 ТУ 14-3-1424-86 13Г2АФТУ 14-3-1424-86 минус 60 минус 60 12Г2С; 14ХГСТУ 14-3- 1209-86 ТУ 14-3-1209- 86 600 ТУ 14-3-1209-86 Все среды, кроме группы А и СУГ 1,6 250 минус 40 минус 40 09Г2С; 12ГСБ; 13ГС-Х; 08ГБЮ; 13Г2АФ; 13Г1С-Х; 09ГБЮ; 12Г2СБ; 09ГФБ; 13Г1СБ-У; 10Г2СБ; 10Г2ФБ; 10Г2СФБ;10Г2ФБЮ ТУ 14-3-1573-96 ТУ 14-3-1573- 96 500-1000 ТУ 14-3-1573-96 Все среды 5,0 300 - минус 60 минус 60 08Х18Н10Т;10Х18Н10Т; 12Х18Н10Т; 10Х17Н13М2ТГОСТ 5632 ГОСТ 11068 10-100 ГОСТ 11068 Все среды, кроме группы А (а) и СУГ 2,5 600 - минус 196 минус 196 03Х18Н11; 08Х18Н10Т; 12Х18Н10Т; 12Х18Н12Т; 08Х17Н13М2Т; 10Х17Н13М2ТГОСТ 5632 ТУ 14-158-135 200-400 ТУ 14-158-135 5 - Электросварные трубы спиральношовные СтЗсп3; СтЗсп2; Ст3пс2ГОСТ 380 ТУ 14-3-943-80 200-500 ТУ 14-3-943-80 Все среды, кроме группы А и СУГ 1,6 200 6 минус 30 - 12 минус 20 Ст3сп5ГОСТ 380 ТУ 14-3-954-80 500-1400 ТУ 14-3-954-80 с учетом требований п.2.2.10 Все среды, кроме группы А(а) и СУГ 2,5 (25) 300 12 минус 20 минус 20 10, 20ГОСТ 1050 ГОСТ 3262 6-150 ГОСТ 3262 Среды группы В, кроме пара и горячей воды 1,6 200 5 20ГОСТ 1050 ГОСТ 8696, группа В 500-1400 ГОСТ 8696 6 >6 минус 20 ТУ 14-3-684-77 500-1400 ТУ 14-3-684-77 Среды группы В, кроме пара и горячей воды 12 минус 40 минус 40 ТУ 14-3-808-78 500-1600 ТУ 14-3-808-78 Среды групп Б, В, кроме СУГ 2,5 350 минус 40 12 минус 30 К42ГОСТ 20295 ГОСТ 20295, тип 2 500-800 ГОСТ 20295 300 - минус 30 К50, К52ГОСТ 20295 ГОСТ 20295 Все среды, кроме группы А(а) и СУГ 400 6 минус 50 минус 60 >6 минус 40 минус 50 Среды группы А(а), СУГ 300 6 минус 40 минус 50 09Г2ФБТУ 14-3-1363-85 ТУ 14-3-1363- 85 1400 ТУ 14-3-1363-85 Среды групп Б, В, кроме СУГ 7,5 350 - минус 60 минус 60 *) Значение минимальной температуры не ниже 0°С принято применительно к сварным швам трубопровода, сваренного из труб указанных марок сталей. Таблица А.2 - Поковки Марка стали Технические требования Допустимые параметры эксплуатации Вид испытания и дополни- тельное требование Номер примечания к данной таблице Темпе- ратура стенки, °С Давление среды, МПа (кгс/см ), не более Ст5сп ГОСТ 380 КП.245(КП.25) ГОСТ 8479 От -20 до +400 5(50) Группа IV ГОСТ 8479- 70 1, 7 Ст3сп ГОСТ 380 КП.195(КП.20) ГОСТ 8479 От -20 до +450 1 20 ГОСТ 1050 КП.195(КП.20), КП.215(КП.22) ГОСТ 8479 От -30 до +475 Не ограничено 1, 2, 3, 6, 9 20К ГОСТ 5520 КП.195(КП.20) ГОСТ 8479 1, 9 20, 22КОСТ 108.030.113 ОСТ 108.030.113 ОСТ 108.030.113 2, 6, 9 22К, 22К-Ш, 22К-ВД, 22К- ВРВТУ 108.11.543 ТУ 302.02.092 ТУ 302.02.092 9 20КА ТУ 05764417-013 ТУ 05764417-013 От -40 до +475 ТУ 05764417-013 - 20ЮЧ ТУ 26-0303-1532 ТУ 26-0303-1532 ТУ 26-0303-1532 16ГС ГОСТ 19281 КП.245 (КП.25) ГОСТ 8479 Группа IV ГОСТ 8479- 70 1, 4, 9 15ГС, 16ГСОСТ 108.030.113 ОСТ 108.030.113, СТО 00220227-006- 2010** ОСТ 108.030.113, СТО 00220227-006-2010** 4, 9 ________________** Документ является авторской разработкой. За дополнительной информацией обратитесь по ссылке, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных. 10Г2 ГОСТ 4543 КП.215(КП.22) ГОСТ 8479 От -70 до +475 Группа IV ГОСТ 8479- 70 1, 2, 4, 5, 9 09Г2С ГОСТ 19281 КП.245 (КП.25) ГОСТ 8479 От -70 до +475 - - 1, 4, 9 20Х ГОСТ 4543 КП.395 (КП.40) ГОСТ 8479 От -40 до +475 Не ограничено Группа IV ГОСТ 8479 1 15ХМ ГОСТ 4543 КП.275 (КП.28) ГОСТ 8479 От -40 до +560 1, 2, 11 09ГСНБЦ ТУ 05764417-013 От -40 до +350 - - 09ХГН2АБ ТУ 05764417-013 От -60 до +350 15Х5ВФ, 15Х5М ГОСТ 20072 КП.395 (КП.40) ГОСТ 8479 От -40* до +650 Не ограничено Группа IV ГОСТ 8479 13%, 35% KCU 50 Дж/см 1, 2, 11 12Х1МФОСТ 108.030.113 ОСТ 108.030.113 От -20* до +570 ОСТ 108.030.113 11 12МХ ГОСТ 20072 Группа 1У- КП.235(КП.24) ГОСТ 8479 От -40* до +450 Группа IV ГОСТ 8479 1, 11 12ХМ, 15ХМТУ 302.02.031 ТУ 302.02.031 От -40* до +560 ТУ 302.02.031 11 10Х2М1А-АТУ 108.13.39 ТУ 108.13.39 ТУ 108.13.39 10, 11 10Х2М1А-А, 10Х2М1А-ВД, 10Х2М1А-ШТУ 302.02.121 ТУ 302.02.121 ТУ 302.02.121 10, 11 20Х2МА СТО 00220227-006- 2010 СТО 00220227-006- 2010 От -40* до +475 СТО 00220227-006- 2010 11 15Х2МФА-АТУ 302.02.014 ТУ 302.02.014 От -40* до +560 Группа II ТУ 302.02.014 10, 11 08Х22Н6Т,08Х21Н6М2Т ГОСТ 5632 ГОСТ 25054 От -40 до +300 Группа IV ГОСТ 25054 1 12Х18Н9Т, 12Х18Н10ТГОСТ 5632 От -253 до +610 1, 2, 8 От +610 до +700 5(50) 08Х18Н10ТГОСТ 5632 От -253 до +610 Не ограничено 1 От +610 до +700 5(50) 10Х17Н13М2Т ГОСТ 5632 От -253 до +700 Не ограничено 1, 8 03Х18Н11 ГОСТ 5632 От -253 до +450 1 03Х17Н14МЗ ГОСТ 5632 ГОСТ 25054 От -196 до +450 Не ограничено Группа IV ГОСТ 25054 1 10Х17Н13МЗТ ГОСТ 5632 От -196 до +600 1, 8 08Х17Н15МЗТ ГОСТ 5632 06ХН28МДТ ГОСТ 5632 От -196 до +400 5(50) 1 08Х13, 12Х13 ГОСТ 5632 От -40 до +550 6,4 (64) 1, 7 Примечания1 Допускается применять поковки группы II для невзрывоопасных сред при давлении менее 0,07 МПа (0,7 кгс/см ).2 Допускается наравне с поковками применять стальные горячекатаные кольца для изготовления фланцев из сталей марки 20 ТУ 14-1-1431 и марок 20, 10Г2, 15Х5М, 12Х18Н10Т ТУ 14-3-375.3 Допускается применять приварные встык фланцы из поковок группы IV-КП.215 (КП.22) по ГОСТ 8479 и горячекатаных колец из стали марки 20 по ГОСТ 1050 для температуры стенки от минус 31°С до минус 40°С при условии проведения термообработки - закалки и последующего высокого отпуска или нормализации после приварки фланца к корпусу или патрубку. При этом патрубок, привариваемый к корпусу, должен быть изготовлен из стали марки 16ГС (09Г2С, 10Г2). Ударная вязкость основного металла - не менее 30 Дж/см (3 кгс·м/см ) на образце KCU. Допускается применение ответных фланцев штуцеров из стали марки 20 в термообработанном состоянии при температуре стенки от минус 30°С до минус 40°С.4 Поковки из сталей марок 15ГС, 16ГС, 09Г2С, 10Г2 следует испытывать на ударный изгиб при температуре стенки ниже минус 30°С. Ударная вязкость - не менее 30 Дж/см (3 кгс·м/см ) на образце KCU.5 Допускается применение заготовок, полученных методом электрошлакового переплава из сталей марок 20Ш, 10Г2Ш ТУ 0251-16 [81] на параметры, аналогичные сталям 20 и 10Г2.6 Допускается применять поковки из стали марки 20 с толщиной в месте сварки не более 12 мм при температуре стенки не ниже минус 40°С без проведения термической обработки сварного соединения.7 Для изготовления деталей, не подлежащих сварке.8 При температуре свыше 350°С для сред, не вызывающих межкристаллитную коррозию.9 Контроль ультразвуковым методом при условиях, оговоренных в 5.4.1, 5.4.2 [8].10 Для каждой плавки определяется фактор , где содержание элементов - в процентах.11 Для деталей, подвергающихся сварке и испытывающих напряжения свыше 0,35 [ ], минимальная температура равна 0°С. Таблица А.3 - Стальные отливки Марка стали Технические требования Допустимые параметры эксплуатации Вид испытаний и дополни- тельное требование Номер примечания к данной таблице Темпе- ратура стенки, °С Давление среды, МПа (кгс/см ), не более 20Л, 25Л ГОСТ 977 ГОСТ 977, ТУ 4112-091- 00220302 От -30 до +450 Не ограничено Группа 3 ГОСТ 977, ТУ 4112-091-00220302 1, 2 35Л, 45Л ГОСТ 977 3 20ГМЛ СТ ЦКБА 014- 2004 От -60 до +450 ОСТ 26-07-402 - 20ХМЛ ГОСТ 977 ГОСТ 977, ТУ 4112-091- 00220302 От -40 до +540 Группа 3 ГОСТ 977 20Х5МЛ ГОСТ 977 От -40 до +600 Группа 3 ГОСТ 977, ТУ 4112-091-00220302 20Х5ТЛТУ 4112-091- 00220302 ТУ 4112-091- 00220302 От -40 до +425 ТУ 4112-091-00220302 20Х5ВЛТУ 4112-091- 00220302 От -40 до +550 20Х8ВЛ ГОСТ 977 ГОСТ 977, ТУ 4112-091- 00220302 От -40 до +600 Группа 3 ГОСТ 977, ТУ 4112-091-00220302 20ХН3ЛТУ 4112-091- 00220302 ТУ 4112-091- 00220302 От -70 до +450 ТУ 4112-091-00220302 и ударная вязкость при температуре минус 70°С, если температура стенки ниже минус 30°С 10Х18Н9Л, 12Х18Н9ТЛ, 12Х18Н12МЗТЛ ГОСТ 977 ГОСТ 977 От -253 до +600 Группа 3 ГОСТ 977, ТУ 4112-091-00220302 10Х21Н6М2Л ТУ 4112-091-00220302 ТУ 4112-091- 00220302 От -40 до +300 ТУ 4112-091-00220302 40Х24Н12СЛ ГОСТ 977 ГОСТ 977 От 0 до +1200 - Группа 3 ГОСТ 977 25Х23Н7СЛ ГОСТ 977 От 0 до +1000 Примечания1 При содержании углерода более 0,25% сварку следует проводить с предварительным подогревом и последующей термической обработкой.2 Допускается применять отливки из углеродистых сталей марок 20Л, 25Л до температуры стенки минус 40°С при условии проведения термической обработки в режиме "нормализация + отпуск" или "закалка + отпуск".3 Для несвариваемых деталей. Таблица А.4 - Крепежные детали Марка стали Технические требования Допустимые параметры эксплуатации Назначение Температура стенки, °С Давление среды, МПа (кгс/см ), не более Класс прочности 5.6, 6.6, 8.8, 21, 22, 23, 5, 6, 8, 10 ГОСТ Р 52627 [21] ГОСТ Р 52627 [21] От -30 до +300 2,5 (25) Шпильки, болты, гайки Ст3сп4 ГОСТ 380 СТП 26.260.2043 От -20 до +300 2,5 (25) 10 (100) Шайбы 10 ГОСТ 1050 От 0 до +300 2,5 (25) Гайки От -40 до +450 10 (100) Шайбы 20, 25 ГОСТ 1050, ГОСТ 10702 От -40 до +425 2,5 (25) Шпильки, болты 10 (100) Гайки От -40 до +450 Шайбы 30, 35, 40, 45 ГОСТ 1050, ГОСТ 10702 От -40 до +425 Шпильки, болты 16 (160) Гайки От -40 до +450 Шайбы 30Х, 35Х, 38ХА, 40Х ГОСТ 4543 От -40 до +425 Шпильки, болты От -40 до +450 Гайки От -70 до +450 Шайбы 30Х ГОСТ 4543 ГОСТ 10495 От -50 до +200 63 (630) Гайки 09Г2С ГОСТ 19281, категории 7 СТП 26.260.2043 От -70 до +425 16 (160) Шпильки, болты, гайки От -70 до +450 Шайбы 10Г2 ГОСТ 4543 От -70 до +425 Шпильки, болты, гайки От -70 до +450 Шайбы 18Х2Н4МА ГОСТ 4543 СТП 26.260.2043 От -70 до +400 16 (160) Шпильки, болты, гайки От -70 до +450 Шайбы 12Х13, 20Х13, 30Х13 ГОСТ 5632 От -30 до +475 10 (100) Шпильки, болты, гайки, шайбы 20Х13 ГОСТ 18968 ГОСТ 20700 От 0 до +450 Не ограничено Шпильки, болты, шайбы От 0 до +510 Гайки 10Х17Н13М2Т, 10Х17Н13М3Т, 08Х17Н15М3Т, 31Х19Н9МВБТ ГОСТ 5632 СТП 26.260.2043 От -70 до +600 16 (160) Шпильки, болты, гайки, шайбы 31Х19Н9МВБТ ГОСТ 5949 ГОСТ 23304, ГОСТ 20700 От 0 до +625 Не ограничено Шпильки, болты, гайки 06ХН28МДТ ГОСТ 5632 СТП 26.260.2043 От -70 до +400 16 (160) Шпильки, болты, гайки, шайбы 10Х14Г14Н4Т ГОСТ 5632 От -70 до +500 Шпильки, болты 07X21Г7АН5 ГОСТ 5632 От -70 до +400 08Х15Н24В4ТР ГОСТ 5632 От -70 до +600 Шпильки, болты, гайки, шайбы 07X16Н6 ГОСТ 5949 От -40 до +325 10(100) 10Х11Н22Т3МР ГОСТ 20700 ГОСТ 20700 От -70 до +650 Не ограничено Шпильки, болты, гайки 30ХМ, 30ХМА, 35ХМ ГОСТ 4543 СТП 26.260.2043 От -40 до +450 16 (160) Шпильки, болты От -40 до +510 Гайки От -70 до +450 Шайбы 40ХФА ГОСТ 4543 ГОСТ 10494 От -50 до +400 80 (800) Шпильки 25Х1МФ ГОСТ 20072 СТП 26.260.2043 От -50 до +510 80 (800) Шпильки, болты От -50 до +540 16 (160) Гайки От -70 до +540 Шайбы 25Х2М1Ф ТУ 14-1-552 От -50 до +510 16 (160) Шпильки, болты, гайки От -70 до +540 Шайбы 25Х2М1Ф ГОСТ 20072 ГОСТ 20700 От -50 до +540 Не ограничено Шпильки, болты От 0 до +565 10 (100) Гайки ГОСТ 10494 От -50 до +510 Шпильки 23Х1М1Ф1ТР, 20Х1М1Ф1БР ГОСТ 20072 СТП 26.260.2043 От -50 до +565 16 (160) Шпильки, болты, гайки От -70 до +565 Шайбы ГОСТ 20700 От -50 до +580 Не ограничено Шпильки, болты, гайки 15ХМ ГОСТ 4543 СТП 26.260.2043 От -70 до +565 16 (160) Шайбы ГОСТ 20700 От 0 до +545 Не ограничено 20ХНЗА, 10Г2 ГОСТ 4543 СТП 26.260.2043 От -70 до +425 16 (160) Шпильки, болты, гайки От -70 до +450 Шайбы 37Х12Н8Г8МФБ ГОСТ 5632 От -40 до +450 Шпильки, болты, гайки От -70 до +600 Шайбы 12Х18Н10Т, 08Х18Н10Т ГОСТ 5632 От -70 до +600 Шпильки, болты, гайки, шайбы 45Х14Н14В2М ГОСТ 5632 СТП 26.260.2043 От -70 до +600 16 (160) Шпильки, болты, гайки, шайбы 18Х12ВМБФР ГОСТ 5632 От -40 до +580 Шпильки, болты, гайки, шайбы 12Х1МФ ГОСТ 20072 ГОСТ 20700 От -40 до +570 Не ограничено Шайбы 08Х16Н13М2Б ГОСТ 5632 От -70 до +625 Шпильки, болты, гайки От -70 до +650 Шайбы ХН35ВТ ГОСТ 5632 От -70 до +650 Шпильки, болты, гайки 08Х22Н6Т, 08Х21Н6М2Т, 14Х17Н2ГОСТ 5632 СТП 26.260.2043 От -40 до +200 16 (160) Шпильки, болты, гайки, шайбы От -70 до +350 20 (200) Приложение Б (обязательное). Регламент проведения в зимнее время пуска (остановки) и испытаний на герметичность трубопроводов, расположенных на открытом воздухе или в неотапливаемых помещениях и эксплуатируемых под давлением Приложение Б (обязательное) Б.1 Пуск (остановка) или испытание на герметичность в зимнее время, т.е. повышение (снижение) давления в трубопроводе при повышении (снижении) температуры стенки должны осуществляться в соответствии с графиком на рисунке Б.1. - давление пуска; - давление рабочее; - минимальная температура воздуха, при которой допускается пуск трубопровода под давлением ; - минимальная температура, при которой сталь и ее сварные соединения допускаются для работы под давлением в соответствии с требованиями приложения А, таблица А.1 Рисунок Б.1 - График зависимости давления от минимальных температур при пуске Б.2 Давление пуска принимают согласно таблице Б.1 в зависимости от рабочего давления . Таблица Б.1 - Давление пуска в зависимости от рабочего давления , МПа Менее 0,1 От 0,1 до 0,3 Более 0,3 , МПа 0,1 0,35 Примечание - - При температуре давление пуска принимается равным рабочему давлению Достижение давлений и следует осуществлять постепенно, по 0,25 или 0,25 в течение часа с 15-минутными выдержками давлений на ступенях 0,25 (0,25 ); 0,5 (0,5 ); 0,75 (0,75 ), если нет других указаний в проектной документации. Б.3 Величины температур и принимают по таблице Б.2 в зависимости от марки сталей. Таблица Б.2 - Определение температур и в зависимости от марки стали Марка стали Минимальная температура воздуха , °С Минимальная температура стенки трубопровода , °С Допускаемая средняя температура наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 в районе расположения трубопровода Ст3сп4, Ст3пс4, Ст3Гпс4, Ст3сп5 Минус 40 Минус 20 Не ниже минус 40°С 10, 20 Минус 30 10Г2, 15ГС Минус 60 Минус 40 Не регламентируется 09Г2С Минус 60 15ХМ, 12Х1МФ, 15Х1М1Ф и все Cr- Mo стали Минус 40 0 Не ниже минус 40°С 20ЮЧ Минус 40 Не регламентируется 08Х22Н6Т, 08Х21Н6М2Т Минус 60 Все аустенитные стали Не регламентируется Не регламентируется Скорость подъема (снижения) температуры должна быть не более 30°С в 1 ч, если нет других указаний в технической документации. Приложение В (рекомендуемое). Расчетно-экспериментальные методы и средства защиты трубопровода от вибрации Приложение В (рекомендуемое) |