УК ОБЩИЙ. Гост 325692013 Трубопроводы технологические стальные
 Скачать 0.81 Mb.
|
|
В.1 Технические решения по снижению пульсации потока, вибрации трубопровода и виброзащите окружающих объектов Вибрацию снижают уменьшением или снятием возмущающих воздействий. При этом необходимо в первую очередь устранить резонансные колебания пульсирующего потока и отстроить от возможного совпадения резонансы потока и механической системы. Применяют следующие способы отстройки системы от резонансных колебаний газа: а) изменение длин и диаметров участков трубопроводной системы, если это допускается компоновкой системы; б) установка диафрагм, которые рассеивают энергию колебаний газа и изменяют амплитудно-частотный спектр газа в трубопроводной системе. Ориентировочно диаметр расточки диафрагм составляет 0,5 D. Оптимальный диаметр расточки диафрагмы d, обеспечивающий эффективное гашение пульсации, для однофазных потоков может быть определен по формуле , (В.1) где - средняя скорость газа в трубопроводе, м/с; С - скорость звука в газе, м/с. Для двухфазных потоков этот диаметр , (В.2) где - коэффициент гидравлического сопротивления диафрагмы; в) установка буферных емкостей с целью уменьшения амплитуды пульсации давления за счет рассеивания энергии, затрачиваемой на возбуждение массы газа в объеме буферной емкости, и изменения спектра собственных частот колебаний. Для наиболее эффективного гашения колебаний буферную емкость устанавливают непосредственно у источника возбуждения колебаний (цилиндр компрессора). На несколько цилиндров одной ступени целесообразно устанавливать общую емкость; г) установка акустических фильтров в тех случаях, когда возникает необходимость в значительном снижении колебаний, а требующиеся для этого габаритные размеры буферной емкости превышают допустимые по условиям компоновки. Акустический фильтр характеризуется четким дискретным спектром полос пропускания и гашения частот колебаний газа; д) изменение температуры и давления нагнетания компрессора, если это возможно по технологии работы. От этих параметров зависят величины плотности продукта и скорости звука, влияющие на частотный спектр системы; е) интерференционный способ гашения пульсаций, который эффективен в очень узкой полосе частот колебаний. Этот способ предусматривает применение специальных ответвлений или петель, длину которых подбирают равной нечетному числу полуволн; ж) сочетание в одной трубопроводной системе различных способов гашения пульсаций. Так, возможна установка диафрагм на входе в емкость или на выходе из емкости. При этом размеры емкости могут быть уменьшены примерно на 30% по сравнению с емкостью без диафрагмы. Дополнительные потери давления при установке диафрагмы меньше, чем дополнительные потери при резонансных колебаниях. Последовательность проведения отстройки от резонансных колебаний, а также снижения колебаний давления газа представляет собой итерационный процесс внесения изменений в конструкцию трубопроводной системы с последующей проверкой эффективности изменений расчетом по специальным программам. В.2 Снижение вибрации и виброзащита окружающих объектов В.2.1 В трубопроводных обвязках поршневых машин максимальная энергия приходится на низшие гармоники. Расчеты допустимо проводить по нескольким первым (до 3-5) собственным частотам каждого пролета и осуществлять отстройку по этим значениям. Для устранения механических резонансов проводят корректировку трубопроводной системы. Спектр собственных частот любой механической системы зависит от ее объемно-конструктивных решений, условий закрепления и инерционно-жесткостных параметров. Для трубопроводных систем такими параметрами являются: 1 - число участков, расположенных между опорами, их конфигурация; 2 - наличие сосредоточенных масс и их величина; 3 - условия опирания; 4 - упругие опоры и их характеристики жесткости; 5 - инерционно-жесткостные параметры участков. Сосредоточенные массы увеличивают инерционные характеристики и снижают значения собственных частот. Практически понижение значения собственной частоты способом включения дополнительной массы может быть эффективным при величине массы, соизмеримой с массой участка. В реальных системах сосредоточенные массы конечных размеров увеличивают жесткость системы. В большинстве случаев в реальных трубопроводных системах сосредоточенные массы имеют самостоятельные опоры и могут рассматриваться как разделители системы на независимые, с жесткими заделками в точках присоединения масс. Ужесточение системы включением дополнительной массы - фактор конструктивного увеличения собственной частоты. Влияние масс в каждом конкретном случае может быть получено только расчетом всей системы в целом. В.2.2 Собственные частоты трубопровода зависят от условий закрепления его концевых и промежуточных участков. При применении скользящих односторонних опор необходимо предварительно провести расчет на статическую прочность и убедиться в том, что соответствующие односторонние связи замкнутые. При отключении односторонней опоры (в случае разомкнутой связи) в исходных данных для расчета собственных частот принимают суммарную длину пролета между двумя соседними опорами, что может существенно снизить значение собственной (парциальной) частоты участка. Целесообразность применения упругих опор определяют по результатам расчета. Упругие опоры, уменьшая эквивалентную жесткость всей системы, снижают нижнюю границу частотного диапазона участка и системы. Применение их эффективно при отстройке от резонанса в сторону уменьшения значений собственных частот. В.2.3 Необходимость отстройки трубопроводной системы от резонансов определяют по каждому из потенциально возможных механизмов возбуждения вибрации согласно 9.4. Для вывода системы за пределы резонанса достаточно изменить длину участка на 15%-20%. Следует вначале проводить корректировку в сторону увеличения , т.е. сокращения длины пролета. При каждом вновь принятом значении длины пролета проверяют условия согласно 9.4 по всем возмущающим частотам. В случае вывода системы из зоны одного и входа в зону другого резонанса систему корректируют по новому резонансному режиму. При невозможности корректировки в сторону увеличения корректировку проводят уменьшением , т.е. удлинением участка, определяющего . В.2.4 При ограничении возможностей варьирования длиной пролета отстройку системы от резонанса проводят выбором типа опор и подбором их жесткости. Изменение расположения сосредоточенных масс задается расчетчиком только при наличии в системе сосредоточенных масс. При их отсутствии специально вводить сосредоточенные дополнительные массы для изменения спектра частот следует только при невозможности применения других способов отстройки от резонанса. В.2.5 При неэффективности способов, изложенных в В.2.1-В.2.4, необходимо изменить геометрию системы, обеспечив свободу вариации , максимально спрямив трассу, по возможности избегая лишних поворотов. При этом способе необходимо проведение поверочных расчетов трубопровода на прочность и жесткость. При неэффективности способов, изложенных в В.2.1-В.2.5, изменение инерционно-жесткостных параметров трубопровода обеспечивают варьированием диаметра трубопровода. При наличии специальных инерционно-жесткостных гасителей, антивибраторов, исходя из экономической и технической целесообразности их применения, просчитывают варианты частотных спектров системы с гасителями, и по формам колебаний дают оценку их эффективности. Корректировку трубопроводной системы для устранения механического резонанса проводят для каждого механизма возбуждения колебаний не менее чем по пяти гармоникам и по числу собственных частот колебаний системы или по удвоенному значению числа участков системы. В.3 Инструментальное обследование и мониторинг трубопроводных систем и нагнетательных машин при пуске и эксплуатации В.3.1 Инструментальные обследования вибрации В.3.1.1 Целями обследования являются: - измерение уровней вибрации трубопроводов, сравнение их с допускаемыми (см. В.4.2); - определение степени опасности вибрации; - анализ спектров вибрации, диагностика частотных спектров вибровозмущений и их интенсивности; - оценка уровней вибрации элементов нагнетательных машин (таблицы В.3-В.9) как источников вибрации; - измерение уровней пульсации давления, сравнение их с допускаемыми, определение необходимости их снижения; - определение необходимости виброзащиты окружающих объектов; - составление заключения о необходимости периодического или постоянного мониторинга вибрации трубопроводов и нагнетательных машин. В.3.1.2 Измерения вибрации выполняют в следующем порядке: Измерение в каждом намеченном сечении проводят по трем осям. Принимают следующие направления осей: - Y - по оси вала машины; - X - в горизонтальной плоскости; - Z - нормально к плоскости XY. Направление Y выдерживают по всей трассе для каждого участка. Точки измерения: - нагнетательная машина - торцы цилиндров, нагнетательные патрубки, фундаментные болты; - опоры трубопровода; - середина каждого пролета между опорами, при наличии в пролете между опорами отводов - на концах отвода. Определяют частотный спектр вибрации. Измеряют размахи виброперемещений: - общий (суммарный) уровень; - для каждой частотной составляющей спектра. Во время измерений фиксируют режим нагружения трубопровода: - состав перекачиваемой среды; - температура на каждом участке; - давление; - производительность; - время и дата проведения измерений. При меняющихся режимах эксплуатации требуются измерения на 3-4 режимах производительности. Результаты измерений протоколируются с указанием исполнителей. В.3.2 Мониторинг системы В.3.2.1 Вид мониторинга (периодический или постоянный) вибрации трубопроводных систем определяется проектной документацией или назначается по результатам инструментальных обследований. При периодическом мониторинге выполняются все требования В.3.1. Периодичность измерений вибрации при опорных уровнях не выше 2 (согласно В.4.2) назначают не реже одного раза в месяц; при значениях вибрации, приближающихся к 3-му уровню - не реже одного раза в неделю. При стабилизации вибрации около 3-го уровня в течение 4 измерений (1 месяц) допустимо увеличить периодичность до одного месяца. При возрастании уровня с 3-го до 4-го необходим ежедневный мониторинг, а при достижении средних значений размаха вибрации в полосе 3-го-4-го уровней требуется срочная остановка и реконструкция системы. В.3.2.2 При стационарном мониторинге предусматривается: - на нагнетательных машинах - не менее одной точки фиксации (по X, Y, Z); - на трубопроводных системах - не менее чем в трех точках по трассе. Допускается фиксация уровней вибрации для каждой точки по одному или двум наиболее виброопасным направлениям. По максимальным уровням вибрации из всех намеченных точек по трассе и координатам выбирают не менее двух для включения сигнализации достижения аварийного уровня. В.4 Нормирование пульсации потока и вибрации трубопроводов В.4.1 Пульсация потока продукта Неравномерность потока ограничивают в зависимости от рабочего давления (таблица В.1). Таблица В.1 - Ограничения неравномерности пульсации потока , МПа Св. 0,5 до 1,0 Св. 1,0 до 2,0 Св. 2,0 до 5,0 Св. 5,0 , % 4-8 От 4 до 6 От 3 до 5 От 2 до 4 От 2 до 3 Для всасывающих линий нефтяного газа допускается большее значение пульсации давления. В.4.2 Вибрации трубопроводов Их нормируют по амплитуде виброперемещений в зависимости от частоты вибрации. Различают четыре опорных уровня вибрации: - расчетный при проектировании; - допускаемый при эксплуатации; - требующий исправления, реконструкции системы; - уровень появления аварийных ситуаций. В таблице В.2 даны дискретные значения допускаемых значений вибрации трубопроводов для фиксированных частот. Таблица В.2 - Допускаемые значения амплитуд вибрации трубопроводов , мкм Уровень Частота, Гц 2 4 6 8 10 20 30 40 50 60 1 120 115 100 90 85 60 50 45 40 35 2 250 230 200 180 165 120 95 85 75 70 3 500 450 400 360 330 230 180 145 135 130 4 1250 1100 950 800 750 500 420 350 320 300 Соответственно в диапазонах уровня: 1-2 - удовлетворительное состояние трубопроводов; 2-3 - допускаемое значение, контроль; 3-4 - повышенный контроль, возможны отказы, необходимы исправление, реконструкция; выше 4 - экстренное исправление. Практически для большинства трубопроводных обвязок насосов и компрессоров главные амплитудные составляющие процессов вибрации определены с диапазоном частот до 60 Гц. При мониторинге вибросостояния трубопроводов в условиях эксплуатации с целью оценки и выявления причин повышенных уровней вибрации необходимо иметь, кроме уровней пульсации давления, информацию об уровнях вибрации компрессоров, насосов, фундаментов и т.п. Оценку вибрационного состояния насосов и компрессоров, за исключением поршневых машин с номинальной скоростью от 120 до 15000 мин , проводят по средним квадратичным значениям виброскорости, мм/с, и виброперемещений, мкм, в соответствии с [22]. В остальных случаях, не предусмотренных в указанных стандартах, для оценки вибрации используют приводимые далее (таблицы В.3-В.10) допустимые амплитуды вибрации узлов и элементов нагнетательных машин. Таблица В.3 - Насосы Частота вращения вала, Гц 12,5-16,5 16,5-25 25-50 >50 Допустимая амплитуда вибрации , мкм 120 100 80 60 50 Таблица В.4 - Фундаменты поршневых машин Частота колебаний, Гц 3,5-8 8-25 25-50 Допустимая амплитуда вибрации , мкм 400 200 100 50 Таблица В.5 - Фундаменты электродвигателей Частота колебаний, Гц 8-12,5 >12,5 Допустимая амплитуда вибрации , мкм 200 150 100 Таблица В.6 - Фундаменты турбоагрегатов Частота колебаний, Гц 25-50 >50 Допустимая амплитуда вибрации , мкм 100 70 40 Таблица В.7 - Цилиндры и межступенчатые аппараты поршневых машин Частота колебаний, Гц >10 Допустимая амплитуда вибрации , мкм 250 200 Таблица В.8 - Подшипники турбоагрегатов Частота колебаний, Гц 25-50 50-80 80-135 >135 Допустимая амплитуда вибрации , мкм 95 20 13 1,5 Таблица В.9 - Подшипники электродвигателей Частота колебаний, Гц 12,5-16,5 16,5-25 25-50 Допустимая амплитуда вибрации , мкм 80 65 50 25 Таблица В.10 - Рабочее место машиниста Частота колебаний, Гц 3-5 5-8 8-15 15-30 >30 Допустимая амплитуда вибрации , мкм 300 200 75 25 15 5 Приложение Г (обязательное) Таблица Г.1 - Пределы применения, виды обязательных испытаний и контроля стали для фланцев, линз, прокладок и крепежных деталей для давления свыше 10 МПа (100 кгс/см ) Марка стали, стандарт или ТУ Технические требования Наименование детали Предельные параметры Обязательные испытания Контроль Температура стенки, °С, не более Давление номинальное, МПа (кгс/см ), не более f KCU HB Дефек- тоско- пия Неме- талли- ческие вклю- чения 20ГОСТ 1050 ГОСТ 10493 Линзы От -40 до +200 32 (320) + + + - + + + + 08, 10ГОСТ 1050 ОСТ 26-01- 49-82 Прокладки металлические От -40 до +250 32 (320) + + + - + + + + 35, 40, 45ГОСТ 1050 ГОСТ 9399 Фланцы От -40 до +200 32 (320) + + + + + + + - 30ХГОСТ 4543 ГОСТ 9399; ГОСТ 10495 Фланцы, гайки От -50 до +200 63 (630) + + + + + + + - 35Х, 38ХА, 40Х ГОСТ 4543 ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +400 80 (800) + + + + + + + - ГОСТ 10494 Шпильки От -50 до +200 63 (630) + + + + + + + - ГОСТ 10495 Гайки От -50 до +400 80 (800) + + + - + + - - 40ХФАГОСТ 4543 ГОСТ 10494 Шпильки + + + + + + + - 14ХГСГОСТ 19281 ГОСТ 10493 Линзы От -50 до +200 63 (630) + + + - + + + + 15ХМГОСТ 4543 От -50 до +400 40 (400) + + + - + + + + 15ХМГОСТ 4543 ОСТ 26-01- 49-82 Прокладки От -40 до +350 32 (320) + + + - + + + + 30ХМАГОСТ 4543 ГОСТ 10494 Шпильки От -50 до +400 80 (800) + + + + + + + - ГОСТ 10495 Гайки От -50 до +510 100 (1000) + + + - + + - - ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +400 80 (800) + + + + + + + - ГОСТ 10493 Линзы + + + - + + + + 35ХМГОСТ 4543 ГОСТ 10494 Шпильки От -50 до +400 80 (800) + + + + + + + - ГОСТ 10495 Гайки От -50 до +510 100 (1000) + + + - + + - - ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +400 80 (800) + + + + + + + - 25Х1МФГОСТ 20072 ГОСТ 10494 Шпильки От -50 до +510 100 (1000) + + + + + + + - ГОСТ 10495 Гайки От -50 до +510 + + + - + + - - ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +510 + + + + + + + - 25Х2М1ФГОСТ 20072 ГОСТ 10494 Шпильки От -50 до +510 + + + + + + + + ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +510 + + + + + + + + 18Х3МВГОСТ 20072 ГОСТ 10493 Линзы От -50 до +510 + + + - + + + + 20Х3МВФГОСТ 20072 ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +510 + + + + + + + - 20Х3МВФГОСТ 20072 ГОСТ 10493 Линзы От -50 до +510 + + + - + + + + 12Х18Н10Т ГОСТ 5632 ГОСТ 10493 Линзы От -50 до +400 40 (400) + + + - + + + + ОСТ 26-01- 49-82 Прокладки металлические От -40 до +350 32 (320) + + + - + + + + 10Х17Н13М3Т, 08Х17Н15М3ТГОСТ 5632 ГОСТ 10493 Линзы От -50 до +400 40 (400) + + + - + + + + ОСТ 26-01- 49-82 Прокладки металлические От -40 до +350 32 (320) + + + - + + + + ХН35ВТГОСТ 5632 ГОСТ 10494 Шпильки От -50 до +650 40 (400) + + + + + + + - ГОСТ 10495 Гайки От -50 до +600 + + + - - + - - ХН35ВТГОСТ 5632 ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +540 + + + + + + + - 45Х14Н14В2МГОСТ 5632 ГОСТ 10494 Шпильки От -70 до +600 + + + + + + + - ГОСТ 10495 Гайки + + + - - + - - ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +540 + + + + + + + - 08Х15Н24В4ТРГОСТ 5632 ГОСТ 10494 Шпильки От -270 до +600 + + + + + + + - ГОСТ 10495 Гайки От -270 до +600 + + + - - + - - ГОСТ 9399 Фланцы + + + + + + + - 31Х19Н9МВБТГОСТ 5632 ГОСТ 10494 Шпильки От -50 до +625 + + + + + + + - 31Х19Н9МВБТГОСТ 5632 ГОСТ 10495 Гайки От -50 до +600 + + + - - + - - ГОСТ 9399 Фланцы От -50 до +540 + + + + + + + - Таблица Г.2 - Поковки для давления свыше 10 МПа (100 кгс/см ) Марка стали, стандарт или ТУ Технические требования Предельные параметры Обязательные испытания Контроль Температура стенки, °С, не более Давление номинальное, МПа (кгс/см ), не более f KCU HB Макро- струк- тура Дефек- тоско- пия Неме- талли- ческие вклю- чения МКК 20ГОСТ 1050 ГОСТ 22790; СТО 00220227-006- 2010 От -40 до +450 32 (320) + + + + + + + + - + 20ЮЧТУ 26-0303-1532-84 ГОСТ 22790 + + + + + + + + - + 10Г2ГОСТ 4543 От -50 до +450 50 (500) + + + + + + + + - + 15ГСОСТ 108.030.113-87 ГОСТ 22790; СТО 00220227-006- 2010 От -40 до +400 63 (630) + + + + + + + + - + 16ГСГОСТ 19281 ГОСТ 8479, группа IV; СТО 00220227-006- 2010 От -40 до +450 + + + + + + + + - + 09Г2СГОСТ 19281 ГОСТ 22790; СТО 00220227-006- 2010 От -50 до +400 + + + + + + + + - + 14ХГСГОСТ 19281 От -50 до +400 + + + + + + + + - + 30ХМАГОСТ 4543 От -50 до +475 80 (800) + + + + + + + + - + 15ХМГОСТ 4543 ГОСТ 8479, группа IV От -40 до +560 40 (400) + + + + + + + + - + 12Х1МФОСТ 108.030.113-87 ОСТ 108.030.113- 87 От -20 до +560 63 (630) + + + + + + + + - + 15Х1М1ФОСТ 108.030.113-87 От -20 до +510 80 (800) + + + + + + + + - + 20Х2МА, 22Х3МСТО 00220227- 006-2010 ГОСТ 22790; СТО 00220227-006- 2010 От -40 до +475 + + + + + + + + - + 18Х3МФГОСТ 20072 От -50 до +475 + + + + + + + + - + 20Х3МВФГОСТ 20072 От -50 до +510 100 (1000) + + + + + + + + - + 15Х5МГОСТ 20072 От -40 до +540 40 (400) + + + + + + + + - + 03Х17Н14М3, 10Х17Н13М2Т, 10Х17Н15М3Т, 08Х17Н15М3Т, 08Х18Н10Т, 08Х18Н12ТГОСТ 5632 От -50 до +510 + + + - - - + + + + 12Х18Н10Т, 12Х18Н12ТГОСТ 5632 ГОСТ 22790; СТО 00220227-006- 2010 От -50 до +510 40 (400) + + + - - - + + + + Примечания1 Нормируемые показатели и объем контроля должны соответствовать указанным в нормативно- технической документации.2 Контроль механических свойств при испытаниях на растяжение и ударный изгиб производится в соответствии с нормативной документацией. Испытания на ударный изгиб на образцах с концентратором типа V (KCV) проводятся по требованию.3 Испытанию на склонность к МКК должны подвергаться поковки из коррозионно-стойких сталей при наличии требований в технической документации. Таблица Г.3 - Объемы входного контроля металла сборочных единиц и элементов трубопроводов для давления свыше 10 МПа (100 кгс/см ) Материалы и элементы Вид контроля Объем контроля Трубы Анализ сертификатных данных Осмотр наружной и внутренней поверхностей 100% Проверка маркировки Контроль наружного диаметра и толщины стенки Магнитная дефектоскопия по наружной поверхности 100% труб с наружным диаметром менее 14 мм Проверка стилоскопом наличия хрома, вольфрама, никеля, молибдена, ванадия, титана в металле труб из легированных марок стали 100% Контроль твердости по Бринеллю с обоих концов трубы 100% труб с толщиной стенки 5 мм и более Испытание на растяжение 2 трубы от партии Испытание на ударный изгиб 2 трубы от партии с толщиной стенки более 12 мм Контроль загрязненности неметаллическими включениями (при отсутствии документа на данный вид контроля) 2 трубы от партии Испытание на раздачу (по требованию проекта) Испытание на сплющивание (по требованию проекта) 2 трубы от партии с наружным диаметром 45 мм и более Испытание на изгиб (по требованию проекта) 2 трубы от партии с наружным диаметром менее 45 мм Испытание на межкристаллитную коррозию (по требованию проекта) 2 трубы от партии Поковки Анализ сертификатных данных Внешний осмотр 100% Проверка маркировки Проверка размеров Магнитопорошковый или капиллярный (цветной) контроль Выборочно, в местах, где внешним осмотром трудно определить дефекты, а также в местах исправления поверхностных дефектов Ультразвуковой контроль Каждая поковка деталей D 32 мм и более Проверка стилоскопом наличия хрома, вольфрама, молибдена, никеля, ванадия, титана в металле поковок из легированных марок стали 100% Контроль твердости по Бринеллю Испытание на растяжение 2 поковки от партии Испытание на ударный изгиб Контроль загрязненности неметаллическими включениями (при отсутствии документа на данный вид контроля) Каждая поковка деталей DN Испытание на стойкость к МКК (по требованию проекта) 2 поковки от партии Электроды Проверка наличия сертификатов Проверка наличия ярлыков на упаковке и соответствия их данных сертификатам 100% Проверка соответствия качества электродов требованиям ГОСТ 9466 По одному электроду из 5 пачек от партии Проверка сварочно-технологических свойств электродов сваркой тавровых соединений ГОСТ 9466 1 пачка из партии Проверка ГОСТ 9466химического состава и (при наличии требований) содержания ферритной фазы и стойкости к МКК Сварочная проволока Проверка наличия сертификатов и соответствия их данных требованиям ГОСТ 2246или ТУ 100% Проверка наличия бирок на мотках и соответствия их данных сертификатам 100% Проверка соответствия поверхности проволоки требованиям ГОСТ 2246 или ТУ 100% мотков Проверка стилоскопом химического состава проволоки 1 моток от каждой партии Сварочный флюс Проверка наличия сертификата и соответствия его данных требованиям ГОСТ 9087 или ТУ 100% Проверка наличия ярлыков на таре и соответствия их данных сертификату Защитный газ Проверка наличия сертификата Проверка наличия ярлыков на баллонах и соответствия их данных сертификату 100% Проверка чистоты газа на соответствие сертификату 1 баллон от партии Фасонные детали (тройники, переходы, угольники и т.п.) Анализ паспортных данных Проверка соответствия маркировки техническим условиям на поставку Каждая деталь Проверка визуальным осмотром наружных и внутренних поверхностей на отсутствие коррозии, трещин, раковин, забоин, повреждений от транспортировки и разгрузки Проверка качества обработки уплотнительных мест и кромок под сварку Каждая деталь Магнитопорошковый или капиллярный (цветной) контроль Выборочно, в тех местах, где внешним осмотром трудно определить дефекты, а также в местах исправления поверхностных дефектов Проверка качества резьбы на присоединенных концах и в гнездах под упорные шпильки (внешним осмотром, резьбовыми калибрами, прокручиванием резьбовых фланцев, шпилек) Каждая деталь Проверка габаритных и присоединительных размеров Проверка стилоскопом наличия хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, титана Каждая деталь из легированной марки стали Металлические уплотнительные прокладки Анализ паспортных данных Проверка соответствия маркировки ТУ на поставку Каждая прокладка Визуальный осмотр уплотнительной поверхности Магнитопорошковый или капиллярный (цветной) контроль В сомнительных случаях Проверка геометрических размеров 2 прокладки от партии Колена и отводы гнутые Анализ паспортных данных Проверка соответствия маркировки ТУ на поставку Каждая деталь Проверка визуальным осмотром наружных и внутренних поверхностей на отсутствие коррозии, трещин, раковин, забоин и повреждений от транспортировки и разгрузки Измерение ультразвуковым методом толщины стенки в месте гиба Измерение овальности Ультразвуковой контроль сплошности металла в месте гиба (при отсутствии документа на данный вид контроля) Магнитопорошковый или капиллярный (цветной) контроль Выборочно, в местах исправления поверхностных дефектов Проверка качества обработки уплотнительных мест и кромок под сварку Каждая деталь Проверка качества резьбы на присоединительных концах резьбовыми калибрами или прокручиванием резьбовых фланцев Проверка габаритных и присоединительных размеров Проверка стилоскопом наличия хрома, никеля, молибдена, вольфрама, ванадия, титана Каждая деталь из легированной марки стали Шпильки, гайки Анализ паспортных данных Проверка типа шпилек Каждая шпилька Проверка соответствия маркировки техническим условиям на поставку Каждая деталь Проверка длины шпилек Каждая шпилька Проверка визуальным осмотром поверхностей шпилек и гаек на отсутствие коррозии, трещин, раковин, забоин и повреждений Каждая деталь Проверка качества резьбы резьбовыми калибрами Проверка качества и толщины покрытия Каждая шпилька Сварные соединения Внешний осмотр 100% Магнитопорошковый или капиллярный (цветной) контроль (при отсутствии документации на данный вид контроля) Радиография или ультразвуковая дефектоскопия (при отсутствии документации на данный вид контроля) Измерение твердости основного металла, металла шва, зоны термического влияния (при отсутствии документации на данный вид контроля) 100% соединений из хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых и хромомолибденованадиевольфрамовых сталей; 2 соединения из остальных марок стали Проверка стилоскопом наличия основных легирующих элементов, определяющих марку стали в основном и в наплавленном металле 100% Определение содержания ферритной фазы для сварных соединений из аустенитных сталей, работающих при температуре свыше 350°С (при отсутствии документации на данный вид контроля) Приложение Д (обязательное). Применение материалов в газовых средах Приложение Д (обязательное) Таблица Д.1 - Максимально допустимая температура применения сталей в водородсодержащих средах, °С Марка стали Температура, °С, при парциальном давлении водорода, МПа (кгс/см ) 1,5 (15) 2,5 (25) 5 (50) 10 (100) 20 (200) 30 (300) 40 (400) 20, 20ЮЧ, 15ГС, 16ГС, 09Г2С, 10Г2 290 280 260 230 210 200 190 14ХГС 310 300 280 260 250 240 230 30ХМА, 15ХМ, 12Х1МФ 400 390 370 330 290 260 250 20Х2МА 480 460 450 430 400 390 380 15Х1М1Ф 510 490 460 420 390 380 380 22Х3М 510 500 490 475 440 430 420 18Х3МФ 510 510 510 510 500 470 450 20Х3МВФ, 15Х5М, 15Х5М-III, 08Х18Н10Т, 08Х18Н12Т, 12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т, 03Х17Н14МЗ, 08Х17Н15М3Т, 10Х17Н13М2Т, 10Х17Н13М3Т 510 510 510 510 510 510 510 Примечания1 Параметры применения сталей, указанные в таблице, относятся также к сварным соединениям при условии, что содержание легирующих элементов в металле шва не ниже, чем в основном металле.2 Сталь марок 15Х5М и 15Х5М-III допускается применять до 540°С при парциальном давлении водорода не более 6,7 МПа (67 кгс/см ). Таблица Д.2 - Максимально допустимые парциальные давления окиси углерода, МПа (кгс/см ) Тип стали Парциальное давление, МПа (кгс/см ), при температуре, °С до 100 св. 100 Углеродистые и низколегированные с содержанием хрома до 2% 24 (240) - Низколегированные с содержанием хрома свыше 2% до 5% - 10 (100) Коррозионно-стойкие стали аустенитного класса - 24 (240) Примечание - Условия применения установлены для скорости карбонильной коррозии не более 0,5 мм/год. Таблица Д.3 - Максимально допустимые температуры применения сталей в средах, содержащих аммиак, °С Марка стали Температура, °С, при парциальном давлении аммиака, МПа (кгс/см ) От 1 (10) до 2 (20) От 2 (20) до 5 (50) От 5 (50) до 8 (80) 20, 20ЮЧ, 15ГС, 16ГС, 09Г2С, 10Г2 300 300 300 14ХГС, 30ХМА, 15ХМ, 12Х1МФ 340 330 310 15Х1М1Ф, 20Х2МА, 22ХЗМ, 18ХЗМВ, 15Х5М, 20ХЗМВФ, 15Х5М-III 360 350 340 08Х18Н10Т, 08Х18Н12Т, 12Х18Н10Т, 12Х18Н12Т, 03Х17Н14МЗ, 10Х17Н13М2Т, 10Х17Н13МЗТ, 08Х17Н15МЗТ 540 540 540 Примечание - Условия применения установлены для скорости азотирования не более 0,5 мм/год. Приложение Е (рекомендуемое). Расстояния между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до стенок каналов и стен зданий Приложение Е (рекомендуемое) Таблица Е.1 - Расстояния между осями смежных трубопроводов и от трубопроводов до стенок каналов и стен зданий, мм, не менее Диаметр трубопро- водов, DN, мм Для изолированных трубопроводов Для неизолированных трубопроводов при температуре стенки, °С без фланцев с фланцами в одной плоскости при давлении, МПа (кгс/см ) ниже -30 от -30 до +19 от +20 до +600 до 1,6 (16) 2,5 (25) и 4 (40) 6,3 (63) 10 (100) 10 190 140 170 120 170 120 60 30 100 70 100 70 110 80 110 80 15 190 140 170 120 170 120 60 30 100 70 100 70 110 80 110 80 20 210 160 170 120 200 150 70 40 110 80 110 80 120 90 120 90 25 220 170 180 130 200 150 70 40 110 90 110 90 120 100 120 100 32 240 190 180 130 200 150 70 40 120 100 120 100 130 100 130 100 40 240 190 180 130 200 150 80 50 130 100 130 100 140 110 140 110 50 270 220 210 160 230 180 80 50 130 110 130 110 140 120 150 130 65 300 250 240 190 280 230 90 60 140 120 140 120 150 130 160 140 80 310 260 250 200 310 260 100 70 150 130 150 130 160 130 170 140 100 370 300 310 240 350 280 110 80 160 140 170 140 180 150 190 160 125 410 340 350 280 370 300 120 100 180 150 190 160 200 180 210 180 150 420 350 360 290 380 310 130 110 190 170 200 180 220 200 230 200 175 440 370 380 310 420 350 150 130 210 180 230 200 240 210 250 220 200 450 380 390 320 430 360 160 140 220 190 240 210 260 230 270 240 225 480 410 420 350 440 370 170 150 240 210 260 230 270 240 290 260 250 500 430 440 370 460 390 190 160 260 230 280 250 290 260 330 300 300 560 480 500 420 520 440 210 190 280 260 310 280 320 290 350 320 350 610 530 550 470 550 470 240 210 310 290 340 310 350 330 380 350 400 690 590 630 530 630 530 260 240 340 320 380 360 390 360 410 390 450 740 640 680 580 670 560 290 270 370 350 390 370 450 430 - - 500 790 690 730 630 690 590 320 290 410 380 440 410 520 490 - - 600 840 740 780 680 760 660 370 340 470 450 500 470 - - - - 700 880 780 820 720 800 700 410 380 510 480 550 530 - - - - 800 980 860 920 800 860 800 490 450 590 500 650 610 - - - - 900 1030 910 970 850 970 860 540 550 640 600 - - - - - - 1000 1130 960 1070 900 1070 900 610 560 730 680 - - - - - - 1200 1230 1060 1170 1000 1170 1000 710 660 850 800 - - - - - - 1400 1330 1160 1270 1100 1270 1100 810 760 950 900 - - - - - - Примечания1 При наличии на трубопроводах арматуры для обогревающих спутников принятые по таблице расстояния А и Б (см. рисунок 10.1) следует проверять, исходя из условий необходимости обеспечения расстояния в свету не менее, мм: 50 - для неизолированных трубопроводов при DN 600 мм; 100 - для неизолированных трубопроводов при DN>600 мм и для всех трубопроводов с тепловой изоляцией.2 Расстояние между нижней образующей или теплоизоляционной конструкцией и полом или дном канала должно быть не менее 100 мм.3 Расстояние Б (между осями трубопроводов) определяют суммированием табличных размеров , где , , ... .4 При расположении фланцев в разных плоскостях ("вразбежку") расстояние между осями неизолированных трубопроводов следует определять суммированием большего диаметра и меньшего диаметра. Прилож Приложение Ж (обязательное). Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линии электропередач ение Ж (обязательное) Таблица Ж.1 - Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линии электропередач Напряжение, кВ До 1 От 1 до 20 От 35 до 110 150 220 Расстояние над трубопроводом, м 1,0 3,0 4,0 4,5 5,0 Примечание - При определении вертикального и горизонтального расстояния между воздушными линиями электропередач и технологическими трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток, галерей, площадок, рассматриваются как части трубопровода. Приложение К (рекомендуемое). Периодичность проведения ревизий технологических трубопровод с номинальным давлением PN до 100 Приложение К (рекомендуемое) Таблица К.1 - Периодичность проведения ревизий технологических трубопровод с номинальным давлением PN до 100 Транспортируемые среды Категория трубо- провода Периодичность проведения ревизий при скорости коррозии, мм/год Св. 0,5 0,1-0,5 до 0,1 Чрезвычайно, высоко и умеренно опасные вещества 1, 2, 3-го классов ГОСТ 12.1.007 и высокотемпературные органические теплоносители (ВОТ) [среды групп А] I и II Не реже одного раза в год Не реже одного раза в 2 года Не реже одного раза в 4 года Взрыво- и пожароопасные вещества (ВВ), горючие газы (ГГ), в том числе сжиженные, легковоспламеняющиеся жидкости (ЛВЖ) [среды группы Б(а), Б(б)] I и II III Не реже одного раза в 3 года Горючие жидкости (ГЖ) [среды группы Б(в)] I и II Не реже одного раза в 2 года III и IV Не реже одного раза в 3 года Трудногорючие (ТГ) и негорючие (НГ) вещества ГОСТ 12.1.004 (среды группы В) I и II Не реже одного раза в 2 года Не реже одного раза в 4 года Не реже одного раза в 6 лет III, IV и V Не реже одного раза в 3 года Не реже одного раза в 6 лет Не реже одного раза в 8 лет Приложение Л (рекомендуемое). Паспорт на сборочные единицы стальных трубопроводов комплектных трубопроводных линий Приложение Л (рекомендуемое) Форма 1 |