РД 38.13.004-86

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ЭКСПЛУАТАЦИЯ И РЕМОНТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ДО 10,0 МПа (100 кгс/см2)

РД 38.13.004-86

СОГЛАСОВАНО с заместителем председателя Госгортехнадзора СССР В.А. Рябовым 11 апреля 1986 г.

УТВЕРЖДЕНО заместителем министра нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности СССР П.М. Авдеенко 1 апреля 1986 г.

ВЗАМЕН РУ-75

Дана классификация трубопроводов, рассчитанных на давление до 10,0 МПа, охарактеризованы материалы, применяемые для их изготовления. Описана методика выбора трубопроводной арматуры. Приведены сведения о компенсации температурных деформаций трубопроводов. Описаны ремонтно-монтажные работы.

Для служб главного механика, технического надзора, проектно-конструкторских отделов и ремонтного персонала предприятий нефтеперерабатывающей, нефтехимической и смежных отраслей промышленности.

ПРЕДИСЛОВИЕ

Настоящий руководящий документ РД 38.13.004-86 разработан коллективом авторов в составе А.Е.Фолиянца, Н.В.Мартынова, В.Б.Серебряного, Ю.Н.Самохина, Н.В.Кириличева (параграф "Сварка") под общим руководством начальника Управления главного механика и главного энергетика Миннефтехимпрома СССР В.М.Кутяева и главного механика ВПО "Союзнефтеоргсинтез" Б.И.Микерина.

В подготовке РД участвовали Ю.И.Шлеенков, С.В.Ходаковская, В.А.Нечаев, С.А.Карташова.

Большую помощь при разработке документа оказали Б.Ф.Тараканов, В.И.Карабанов, В.И.Юшков, С.В.Бородай, В.А.Эдельман, Г.Г.Ермаков, А.Ф.Вайсман, В.Ю.Шарловский.

Проект РД 38.13.004-86 рассмотрен Госгортехнадзором СССР, ЦК профсоюза рабочих химической и нефтехимической промышленности, Нижневолжским округом Госгортехнадзора СССР, Центральным конструкторским бюро арматуростроения, ВНИИмонтажспецстроем, ВНИПИнефтью, Ленгипронефтехимом, Гипрокаучуком и другими ведущими промышленными предприятиями отрасли и одобрен решением совещания, состоявшегося в марте 1986 г. в Волгограде с участием представителей Миннефтехимпрома СССР, ВПО "Союзнефтеоргсинтез", Госгортехнадзора СССР, ЦК профсоюза рабочих химической и нефтехимической промышленности и ряда ведущих специалистов предприятий отрасли.

Требования РД 38.13.004-86 обязательны для выполнения всеми предприятиями нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

С вводом в действие РД 38.13.004-86 утрачивают силу действующие "Руководящие указания по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов с давлением до 100 кгс/см2" РУ-75.

Замечания и предложения по содержанию РД 38.13.004-86 просим направлять по адресу: 400085, Волгоград, пр. Ленина, 98б, ВНИКТИнефтехимоборудование.

ОСНОВНЫЕ УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

Рпр, Рраб, Ру - соответственно пробное, рабочее, условное давление в трубопроводе, МПа (кгс/см2); tдоп, tраб - соответственно допускаемая, рабочая температура среды, °С; Dy, dy - условный проход, мм; Dн, dн - наружный диаметр.

I. НОРМАТИВНЫЙ МАТЕРИАЛ

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1. Настоящий РД 38.13.004-86 определяет требования по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке технологических трубопроводов; распространяется на стальные технологические трубопроводы, применяемые в нефтехимической и нефтеперерабатывающей промышленности, для транспортировки жидких и газообразных веществ с различными физико-химическими свойствами в пределах рабочих давлений от 0,001 МПа (0,01 кгс/см2) до 10 МПа (100 кгс/см2) и рабочих температур от -196 °С до +700 °С.

Примечание. К технологическим относятся трубопроводы в пределах промышленных предприятий, по которым транспортируют сырье, полуфабрикаты и готовые продукты, пар, воду, топливо, реагенты и другие вещества, обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования, а также межзаводские нефтепродуктопроводы и газопроводы, находящиеся на балансе предприятия.

1.2. РД 38.13.004-86 не распространяется:

на магистральные трубопроводы, независимо от транспортируемого продукта;

на трубопроводы для транспортирования ацетилена и кислорода;

на тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

на трубопроводы из неметаллических материалов (в том числе бронированные стальными трубами).

1.3. Эксплуатация и освидетельствование трубопроводов пара и горячей воды первой категории диаметром 51 мм и более, а также трубопроводов всех других категорий диаметром 76 мм и более осуществляется в соответствии с действующими "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора СССР.

1.4. Эксплуатация, ревизия, ремонт и отбраковка газопроводов, на которые распространяются "Правила безопасности в газовом хозяйстве" Госгортехнадзора СССР, должны проводиться в соответствии с этими правилами.

1.5. Нормативные требования к ацетиленопроводам и кислородопроводам регламентируются "Правилами техники безопасности и производственной санитарии при производстве ацетилена, кислорода и газопламенной обработке металлов" и "Инструкцией по проектированию трубопроводов газообразного кислорода" ВСН 10-83.

1.6. При эксплуатации, ревизии и ремонте воздухопроводов и газопроводов инертного газа наряду с документом РД 38.13.004-86 следует руководствоваться требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации стационарных компрессорных установок, воздухопроводов и газопроводов" Госгортехнадзора СССР.

1.7. На производствах, для которых в силу их специфичности имеются специальные технические условия, наряду с документом РД 38.13.004-86 следует также руководствоваться и требованиями этих технических условий.

1.8. По вопросам техники безопасности, производственной санитарии и охраны труда следует руководствоваться действующими отраслевыми правилами по технике безопасности.

2. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. РД 38.13.004-86 устанавливает общие положения и основные технические требования к эксплуатации, испытанию, ревизии, отбраковке, ремонту и реконструкции технологических трубопроводов, а также условия выбора и применения труб, деталей трубопроводов, арматуры и основных материалов, соблюдение которых обязательно для всех предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.

2.2. Для труб, арматуры и соединительных частей трубопроводов условные Ру и соответствующие им пробные Рпр и рабочие Рраб давления определяют по ГОСТ 356-80, учитывающему изменение характеристик прочности металла от температуры транспортируемой среды (табл.1, 2, 3).

2.3. Толщину стенок труб следует рассчитывать в зависимости от рабочих параметров среды по ОСТ 108.031.02-75 и "Инструкции по расчету стальных трубопроводов различного назначения" СН 373-67 применительно к действующему сортаменту.

2.4. При расчете толщины стенок труб прибавку на компенсацию коррозии к расчетной толщине стенки нужно выбирать из условия обеспечения необходимых сроков службы трубопровода в соответствии с действующими нормативами по материальному оформлению процессов (например, РТМ 26-02-39-84 - для процессов первичной переработки нефти, РТМ 26-02-54-80 - для процессов гидроочистки, РТМ 26-02-42-78 - для процессов риформинга).

Для сред со скоростью коррозии более 0,5 мм/год прибавку на компенсацию коррозии выбирают по рекомендациям научно-исследовательских и проектных институтов или на основании данных об эксплуатации, имеющихся на предприятии.

2.5. Организация, разрабатывающая проект, несет ответственность за выбор схемы трубопровода, правильность и целесообразность его конструкции, правильность расчета на прочность, гидравлического расчета, расчета на компенсацию тепловых деформаций трубопровода, за выбор материалов, способов прокладки, дренажа, а также за проект трубопровода в целом и соответствие его действующим общесоюзным или ведомственным правилам и нормам.

2.6. Монтажная и ремонтно-монтажная организации несут полную ответственность за качество ремонтно-монтажных работ и испытание технологических трубопроводов с учетом всех требований проекта, за применение труб, деталей трубопроводов, арматуры и других изделий, подтвержденных паспортами или сертификатами, за соответствие последних требованиям проекта, СНиП 3.05.05-84 и настоящего документа, в зависимости от их категорий, указанных в проекте, а при отсутствии - определенных в соответствии с указаниями настоящего документа. Самостоятельное, без согласования с организацией, разработавшей проект, изменение категорий трубопроводов, указанных в проекте, не допускается.

2.7. Организация, осуществляющая эксплуатацию трубопровода, несет полную ответственность за правильность эксплуатации трубопровода, надзор и контроль за его работой, за своевременность и качество проведения ревизии и ремонта в соответствии с настоящим документом.

Примечание. Персональная ответственность определяется приказом по предприятию.

2.8. Изменение конструкции трубопровода, а также замену способа крепления трубопровода, типа и материала труб, арматуры, фасонных деталей, фланцев и других элементов, находящихся в пределах требований документа РД 38.13.004-86, выполняют по проекту проектно-конструкторского отдела предприятия.

Изменение схем трубопроводов, а также применение элементов трубопроводов, не регламентируемых настоящим документом, согласовывают с проектной организацией.

3. КЛАССИФИКАЦИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Технологические трубопроводы в зависимости от свойств транспортируемой среды делят на три основные группы: А, Б, В, а в зависимости от рабочих параметров среды (давления и температуры) - на пять категорий: I, II, III, IV, V.

3.2. Классификация трубопроводов в зависимости от свойств и рабочих параметров среды приведена в табл.4. При отсутствии в табл.4 необходимого сочетания параметров используют параметр, по которому трубопровод относят к более высокой категории.

3.3. Категорию трубопровода, по которому транспортируется смесь продуктов, устанавливают по компоненту, требующему отнесения трубопровода к более высокой категории. При этом, если при содержании в смеси опасных веществ I, II и III класса концентрация одного из компонентов смертельна [см. "Вредные вещества в промышленности" под редакцией Н.В.Лазарева, т. I, II, и III], группу смеси определяют по этому веществу. При более низкой концентрации группу среды определяют по основному компоненту.

Нефтепродукты, содержащие сероводород в количестве 0,1% и более по объему, относят к группе А(б), при более низком содержании группу среды назначают по основному компоненту.

4. МАТЕРИАЛЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ДЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Применяемые для стальных технологических трубопроводов трубы, фасонные соединительные детали, фланцы, прокладки и крепежные изделия по качеству и технической характеристике материала должны отвечать требованиям соответствующих государственных и отраслевых стандартов или специальных технических условий.

4.2. Материалы труб и деталей технологических трубопроводов следует выбирать в соответствии с действующими нормативами по материальному оформлению процессов, рекомендациям научно-исследовательских и проектных организаций с учетом опыта эксплуатации.

5. ТРУБЫ

5.1. Трубы в зависимости от параметров транспортируемой среды необходимо выбирать по табл.5. Размеры труб из углеродистой и легированной сталей принимают по номенклатуре выпускаемых труб (табл.1C, 2С, 3С, 4С).

5.2. Для трубопроводов, транспортирующих сжиженные газы, а также вещества, относящиеся к группе А(а) (см. табл.4), следует применять бесшовные горяче-, тепло- и холоднодеформированные трубы по ГОСТ 8731-74; ГОСТ 8733-74; ГОСТ 550-75; ГОСТ 9940-81; ГОСТ 9941-81 и специальным техническим условиям.

5.3. Для трубопроводов, транспортирующих вещества, кроме перечисленных в п.5.2, разрешается применять электросварные прямошовные и спиральношовные трубы в пределах давлений и температур, указанных в табл.5. При этом трубы электросварные со спиральным швом разрешается применять только для прямых участков трубопроводов.

5.4. Электросварные трубы, применяемые при условном давлении более 1,6 МПа (16 кгс/см2), должны быть в термообработанном состоянии, а их сварные швы выполнены двухсторонней сваркой, подвергнуты 100%-ному контролю физическими методами, контролю макро- и микроструктуры и испытанию на загиб.

5.5. Трубы из углеродистой полуспокойной стали допускается применять при толщине стенки не более 10 мм в районах с расчетной температурой воздуха не ниже -30 °С при обеспечении температуры стенки трубопровода в процессе эксплуатации не ниже -20 °С.

Примечание. За расчетную температуру воздуха принимают температуру наиболее холодной пятидневки (по главе "Строительная климатология и геофизика" СНиПа).

5.6. Трубы из углеродистой кипящей стали допускается применять для трубопроводов, транспортирующих вещества групп В (а, б, в, г) при толщине стенки не более 8 мм, давлении не более 1,6 МПа (16 кгс/см2) и температуре не выше +200 °С в районах с расчетной температурой воздуха не ниже -30 °С при обеспечении температуры стенки трубы не ниже -10 °С.

5.7. Трубы из легированной стали для сред со скоростью коррозии до 0,5 мм/год (по отношению к углеродистой стали) должны применяться в следующих случаях:

при рабочей температуре среды ниже -70 °С и выше +450 °С;

для сред, не допускающих присутствия соединений железа, если недопустимо применение труб из углеродистой стали с защитным антикоррозионным покрытием.

5.8. При применении электросварных труб из углеродистой стали по ГОСТ 380-71 для транспортирования сред, относящихся к группам А(б), Б(а), Б(б), категорию стали следует принимать не ниже четвертой.

6. ФЛАНЦЫ

6.1. Фланцы и материалы для них следует выбирать по табл.6 настоящего документа и государственным и отраслевым стандартам на фланцы, с учетом рабочих параметров среды. Для сред высокоагрессивных и сред с температурами, на которые указанные документы не распространяются, материал фланцев устанавливают по рекомендациям проектных или научно-исследовательских организаций.

6.2. Плоские приварные фланцы разрешается применять для технологических трубопроводов, работающих при условном давлении не более 2,5 МПа (25 мкг/см2) и температуре среды не выше+300 °С.

В обоснованных случаях, предусмотренных проектом, допускается вместо плоских приварных фланцев по ГОСТ 12820-80, ОСТ 26-830-73, ОСТ 26-831-73, ОСТ 26-832-73 применять свободные фланцы на приварном кольце по ГОСТ 12822-80, ОСТ 26-833-73, ОСТ 26-834-73, ОСТ 26-835-73.

6.3. Для трубопроводов, работающих при условном давлении свыше 2,5 МПа (25 кгс/см2) или температуре выше 300 °С, независимо от давления, необходимо применять только приварные встык фланцы.

6.4. Применение плоских приварных фланцев с условным давлением до 1,0 МПа (10 кгс/см2) на трубопроводах, транспортирующих горючие, токсичные и сжиженные газы, не допускается.

6.5. При выборе типа уплотнительной поверхности фланцев (рис.1) для соединения трубопроводов в зависимости от транспортируемой среды и давления необходимо руководствоваться следующими данными:

6.6. Для фланцев, рассчитанных на Ру ≤ 2,5 МПа (25 кгс/см2), можно применять только мягкие, спирально-навитые или металлические гофрированные с мягкой набивкой прокладки. При использовании металлических прокладок следует предусматривать фланцы на Ру не менее 4,0 МПа (40 кгс/см2).

6.7. Для фланцев, рассчитанных на Ру от 6,3 МПа и более, вместо фланцев с уплотнительной поверхностью типа "выступ - впадина" можно применять соответствующие фланцы под прокладку овального сечения или с гладким соединительным выступом под зубчатую металлическую прокладку.

Рис.1. Уплотнительные поверхности фланцев арматуры и соединительных частей трубопроводов:

а - гладкая с уплотнительными канавками; б - гладкая; в - под линзовую прокладку; г - под кольцевую прокладку овального сечения; д - выступ-впадина; е - шип-паз

7. ВЫБОР ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЫ

7.1. По способу присоединения к трубопроводу арматуру разделяют на фланцевую, муфтовую, цапковую и приварную. Муфтовая и цапковая чугунная арматура рекомендуется только для трубопроводов с условным проходом не более 50 мм, транспортирующих негорючие нейтральные среды. Муфтовая и цапковая стальная арматура может применяться на трубопроводах для всех сред при условном проходе не более 40 мм.

По эксплуатационному назначению трубопроводная арматура подразделяется на запорную, регулирующую, предохранительную, распределительную, защитную и фазоразделительную.

7.2. Материал арматуры для технологических трубопроводов необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации, параметров и физико-химических свойств транспортируемой среды. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять лишь в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не может быть использована по обоснованным причинам.

7.3. При выборе арматуры с электроприводом следует руководствоваться указаниями настоящего документа и "Правилами устройства электроустановок" (ПУЭ).

7.4. Для уменьшения усилий при открывании запорной арматуры с ручным приводом и условным проходом свыше 500 мм при давлении Ру ≥ 1,6 МПа (16 кгс/см2) и свыше 300 мм при Ру ≥ 2,5 МПа (25 кгс/см2) ее рекомендуется снабжать обводными линиями (байпасами) для выравнивания давления по обе стороны запорного органа.

Условный проход обводной линии должен быть не ниже:

7.5. При выборе типа запорной арматуры (задвижки, вентиля, крана) следует руководствоваться общими положениями:

основным типом запорной арматуры, рекомендуемым к применению для трубопроводов с условным проходом от 50 мм и выше, является задвижка, имеющая минимальное гидравлическое сопротивление, надежное уплотнение затвора, небольшую строительную длину и допускающая переменное направление движения среды;

вентили рекомендуется применять для трубопроводов диаметром до 50 мм; при большем диаметре они могут быть использованы, если гидравлическое сопротивление запорного устройства не имеет существенного значения;

краны следует применять, если использование задвижек или вентилей по каким-либо соображениям недопустимо или нецелесообразно (например, краны типа "штрак" на полимеризующихся жидкостях, запорные устройства на отпускных мерниках для спирта, на линиях мазута, масел и т.п.);

применение запорной арматуры в качестве регулирующей (дросселирующей) запрещается.

7.6. Арматуру в зависимости от рабочих параметров и свойств транспортируемой среды рекомендуется выбирать в соответствии с табл.7.

Регулирующие клапаны выбирают по специальным техническим условиям или соответствующим каталогам на арматуру, предохранительные клапаны и пружины к ним - по действующим "Руководящим указаниям по эксплуатации, ревизии и ремонту пружинных предохранительных клапанов" РУПК-78, ГОСТ 2.2.085-82 и отраслевым указаниям У-ТБ-06-81, разработанным ВНИПИнефть.

7.7. Запорная трубопроводная арматура, применяемая для технологических трубопроводов, по классу герметичности должна соответствовать требованиям ГОСТ 9544-75 (табл.9-12).

7.8. Арматуру из углеродистых и легированных сталей разрешается устанавливать на трубопроводах для любых жидких и газообразных сред, не агрессивных по отношению к этим материалам, в пределах параметров, указанных в табл.7, 8. Для сред со скоростью коррозии более 0,5 мм/год арматуру выбирают по рекомендациям научно-исследовательских или проектных организаций.

7.9. Арматуру для трубопроводов, транспортирующих среды группы В, на которые распространяются "Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора СССР, из ковкого чугуна марки не ниже КЧ 30-6 по ГОСТ 1215-79 и из серого чугуна марки не ниже СЧ 18-36 по ГОСТ 1412-79 устанавливают в пределах параметров, указанных в табл.13.

7.10. Арматуру из ковкого чугуна марки не ниже КЧ 30-6 по ГОСТ 1215-79 допускается устанавливать на трубопроводах для сред группы В (кроме перечисленных в п.7.9) в пределах параметров, указанных в соответствующих каталогах.

Для сред группы А(б), Б(а), кроме сжиженных газов, Б(б), кроме ЛВЖ с температурой кипения ниже +45 °С, Б(в) (см. табл.4), арматуру из ковкого чугуна указанных марок допускается использовать, если пределы рабочих температур среды не ниже -30 °С и не выше +150 °С, при давлении среды не более 1,6 МПа (16 кгс/см2). При этом для рабочих давлений среды до 1,0 МПа (10 кгс/см2) должна применяться арматура, рассчитанная на давление Ру не менее 1,6 МПа (16 кгс/см2), а для рабочих давлений более 1,0 МПа (10 кгс/см2) - арматура, рассчитанная на давление Ру не менее 2,5 МПа (25 кгс/см2).

7.11. Не разрешается применять арматуру из ковкого чугуна на трубопроводах, транспортирующих среды группы А(а), сжиженные газы группы Б(а), ЛВЖ с температурой кипения ниже +45 °С группы Б(б).

7.12. Арматуру из серого чугуна марки не ниже СЧ 18-36 по ГОСТ 1412-79 допускается устанавливать на трубопроводах для сред группы В(а) в пределах параметров, указанных в каталогах с учетом ограничений, изложенных в п.7.14.

7.13. Не разрешается применять арматуру из серого чугуна на трубопроводах, транспортирующих вещества группы А(а), сжиженные газы группы Б(а), ЛВЖ с температурой кипения ниже +45 °С, а также на паропроводах и трубопроводах горячей воды, используемых в качестве спутников.

7.14. Арматуру из серого и ковкого чугуна не допускается применять независимо от среды, рабочего давления и температуры в следующих случаях:

на трубопроводах, подверженных вибрации;

на трубопроводах, работающих при резко переменном температурном режиме среды;

при возможности значительного охлаждения арматуры в результате дроссель-эффекта, вызываемого прохождением большого количества газа через малые отверстия с последующим снижением его давления;

на трубопроводах, транспортирующих газообразные взрывоопасные и ядовитые вещества всех групп, содержащие воду или другие замерзающие жидкости, при температуре стенки трубопровода ниже 0 °C независимо от давления;

в обвязке насосных агрегатов, в том числе на вспомогательных трубопроводах, при установке насосов на открытых площадках.

7.15. На трубопроводах, работающих при температуре среды ниже -40 °С, должна применяться арматура из соответствующих легированных сталей, специальных сплавов или цветных металлов, имеющих при наименьшей возможной температуре корпуса арматуры ударную вязкость металла не ниже 0,2 МДж/м2 (2 кгс·м/см2).

8. КРЕПЕЖНЫЕ ДЕТАЛИ

8.1. Крепежные детали для фланцевых соединений и материалы для них следует выбирать в зависимости от рабочих условий по табл.14.

8.2. При изготовлении шпилек, болтов и гаек твердость шпилек или болтов должна быть выше твердости гаек (табл.15).

8.3. Болты для фланцевых соединений следует изготовлять по ОСТ 26-2037-77, а гайки к ним - по ОСТ 26-2038-77; шпильки - по ГОСТ 9066-75, ОСТ 26-2039-77 и ОСТ 26-2040-77, а гайки к ним по ГОСТ 9064-75, ОСТ 26-2038-77 и ОСТ 26-2041-77.

8.4. Материалы, применяемые для изготовления крепежных изделий, а также крепежные детали, поступающие на склад, должны иметь сертификат предприятия-изготовителя.

8.5. При отсутствии сертификата на материал предприятие-изготовитель крепежных изделий должно провести аттестацию материалов по результатам лабораторных испытаний и составить сертификат на них.

Испытывать материал следует по соответствующим стандартам или техническим условиям на него.

8.6. Не допускается изготовлять крепежные детали из кипящей, полуспокойной, бессемеровской и автоматной сталей.

8.7. Материал заготовок или готовые крепежные изделия из качественных углеродистых, а также теплоустойчивых и жаропрочных легированных сталей должны быть термообработаны. Рекомендуемые режимы термообработки приведены в табл.16. Для крепежных деталей, применяемых при давлении до 1,6 МПа (16 кгс/см2) и рабочей температуре до 200 °С, а также крепежных деталей из углеродистой стали с резьбой диаметром до 48 мм термообработка не обязательна.

При получении термообработанного проката с механическими свойствами, отвечающими приведенным в табл.15, повторную термообработку не производят.

8.8. В случае применения крепежных деталей из стали аустенитного класса при рабочей температуре среды свыше 500 °С изготовлять резьбу методом накатки не допускается.

8.9. Крепежные детали (шпильки, болты, гайки) для соединения фланцев из аустенитной стали должны быть изготовлены из стали того же класса, что и фланцы. Допускается применять фланцы, шпильки и болты из сталей различных классов (с различными коэффициентами линейного расширения), но при температуре свыше 100 °С их работоспособность должна быть подтверждена расчетом, данными эксплуатации или экспериментом.

9. ПРОКЛАДОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

9.1. Прокладки и прокладочные материалы для уплотнения фланцевых соединений в зависимости от транспортируемой среды и ее рабочих параметров рекомендуется выбирать по табл.17.

9.2. Наряду с данными табл.17 материалы прокладок можно выбирать, руководствуясь "Рекомендациями по выбору химически стойких материалов для прокладок" НИИХИММАШа.

Кроме материалов для прокладок, указанных выше, по рекомендациям проектных и научно-исследовательских организаций допускается применение во фланцевых соединениях прокладок из различных пластмасс в пределах их физико-химических свойств.

Прокладки из фторопластового уплотнительного материала (ФУМ) и фторопласта следует устанавливать во фланцевых соединениях с уплотнительной поверхностью типа "шип-паз".

10. ФАСОННЫЕ ДЕТАЛИ ТРУБОПРОВОДОВ

10.1. Фасонные детали трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды и условий эксплуатации следует выбирать по действующим стандартам и техническим условиям. Рекомендуемые данные по выбору фасонных деталей трубопроводов приведены в табл. 5С, 6С, 9С, 10C, 12C, 14С, 15С.

10.2. Материал деталей трубопроводов, как правило, должен соответствовать материалу труб. При применении и сварке разнородных сталей следует руководствоваться указаниями параграфа 18.

Температурные пределы применения деталей трубопроводов должны соответствовать температурным пределам применения труб, из которых они изготовлены в соответствии с ГОСТ 356-80 (см. табл.5).

При соответствующем обосновании разрешается применять детали трубопроводов из сталей, не указанных в табл.5, в следующих пределах температур, °С:

10.3. При изготовлении деталей трубопроводов силами предприятий необходимо руководствоваться действующими стандартами, техническими условиями и положениями настоящего документа.

Сварные детали

10.4. При выборе сварных деталей трубопроводов в зависимости от агрессивности среды, температуры и давления следует руководствоваться РД 38.13.004-86 и другими действующими нормативными документами.

10.5. Сварку фитингов и контроль качества сварных стыков следует производить в соответствии с требованиями, изложенными в параграфе 18.

Не допускается исправлять дефекты сварки подчеканкой или подваркой без предварительной вырубки дефектных мест.

10.6. Соединение ответвления с основным трубопроводом представляет собой конструктивно ослабленный участок трубопровода. Отверстие в основном трубопроводе, а также изменение направления и площади поперечного сечения потока приводит к значительной концентрации напряжений на этом участке. Поэтому при конструктивном оформлении указанных узлов следует проверять прочность соединений путем расчета методами, изложенными в "Инструкции по расчету стальных трубопроводов различного назначения" Госстроя СССР или в ОСТ 108.031.02-75.

10.7. Ответвление от трубопроводов может быть выполнено одним из способов, показанных на рис. 2, либо в соответствии с ОСТ 36-45-81. При устройстве тройниковых соединений особое внимание следует уделять качеству подгоночных и сварочных работ. Не допускается усиливать сварные швы с помощью ребер жесткости.

Рис.2. Ответвления на технологических трубопроводах:

а - без укреплений; б - с помощью тройника; в - укрепленное штуцером и накладкой;

г - то же, накладкой; д - то же, штуцером; е - то же, накладками на основной и ответвляемый трубопровод; Вн, - ширина накладки на основной и ответвляемый трубопровод;

ж - крестообразное

10.8. Присоединение ответвлений по способу а применяется в тех случаях, когда ослабление основного трубопровода компенсируется имеющимися запасами прочности соединения.

10.9. При выборе способа присоединения ответвлений к основному трубопроводу следует отдавать предпочтение способам б, в, е, позволяющим получить равномерно укрепленное соединение.

10.10. Накладку на ответвляемый трубопровод (присоединение по способу е) устанавливают при отношении диаметров ответвляемого и основного трубопроводов не менее 0,5.

10.11. Сварные тройники применяют при давлении Ру до 10 МПа (100 кгс/см2). Технические требования к изготовлению тройников должны приниматься по ОСТ 36-49-81 и МН 4750-63.

Размеры сварных тройников из углеродистой стали Dy 65-400 мм следует назначать по ОСТ 36-46-81 (табл.13С), а Dy 500-1400 мм - по ОСТ 36-24-77.

Размеры сварных тройников из легированных сталей следует принимать по МН 4745-63 и МН 4747-63.

Штампосварные тройники, разработанные ЦКБН и выпускаемые ПО "Волгограднефтемаш", шифр MCP503.00.000, с условным проходом Dy 80-400 мм разрешается применять на технологических трубопроводах при давлении Ру до 16 МПа (160 кгс/см2).

10.12. Отводы сварные с условным проходом 150-400 мм в соответствии с ОСТ 36-43-81 разрешается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру не более 6,3 МПа (63 кгс/см2).

Отводы сварные с условным проходом 500-1400 мм в соответствии с ОСТ 36-21-77 можно применять для технологических трубопроводов при давлении Ру не более 2,5 МПа (25 кгс/см2).

При транспортировании пара или горячей воды в соответствии с правилами Госгортехнадзора СССР сварные секторные отводы разрешается применять на трубопроводах категорий III и IV.

Размеры сварных отводов и пределы их применения приведены в табл.7С, 8С настоящего документа.

Для изготовления секторных отводов не допускается применение электросварных труб со спиральным швом.

Сварку отводов с условным проходом более 400 мм следует проводить с подваркой корня шва изнутри.

10.13. Сварные концентрические и эксцентрические переходы с Dy 250-400 мм по ОСТ 36-44-81 и Dy 350-400 мм по ТУ 35-1626-77 разрешается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру до 4,0 МПа (40 кгс/см2), а с Dy 500-1400 мм по ОСТ 36-22-77 при Ру до 2,5 МПа (25 кгс/см2).

Пределы применения стальных переходов в зависимости от температуры, и агрессивности среды соответствуют пределам применения присоединяемых труб аналогичных марок сталей.

Сварные швы переходов подлежат 100%-ному контролю ультразвуковым или радиографическим методами.

10.14. При отсутствии штампованных и концентрических сварных переходов для технологических трубопроводов с давлением Ру не более 1,6 МПа (16 кгс/см2) и Dy 100-500 мм в виде исключения допускается применение лепестковых переходов.

Не разрешается устанавливать лепестковые переходы на трубопроводах, предназначенных для транспортирования сжиженных газов.

10.15. Размеры лепестковых переходов регламентированы ОCT 36-44-81 (см. табл.11С). Лепестковые переходы следует сваривать в соответствии с указаниями параграфа 18 с последующим 100%-ным контролем сварных швов ультразвуковым или радиографическим методами.

После изготовления лепестковые переходы должны быть подвергнуты высокотемпературному отпуску.

10.16. Сварные крестовины и развилки допускается применять на трубопроводах из углеродистых сталей при рабочей температуре не выше +250 °С.

Крестовины и развилки из электросварных труб допускается применять при давлении Ру не более 1,6 МПа (16 кгс/см2), при этом они должны быть изготовлены из труб, рекомендуемых для применения при давлении Ру не менее 2,5 МПа (25 кгс/см2).

Крестовины и развилки из бесшовных труб допускается применять при давлении Ру не более 2,5 МПа (25 кгс/см2), при условии изготовления их из труб, рекомендуемых для применения при давлении Ру не менее 4,0 МПа (40 кгс/см2).

Крестовина (рис. 2, ж) представляет собой соединение, в котором расстояние l между осями ответвляемых трубопроводов, составляет: для ответвлений диаметром до 100 мм - менее Dн +50 мм; для ответвлений диаметром 100 и более мм - менее Dн +100 мм.

Гнутые и штампованные детали

10.17. Крутоизогнутые отводы разрешается применять для технологических трубопроводов при давлении Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2), их следует выбирать по табл.5С, 6С.

10.18. Гладкогнутые отводы, изготовляемые по ОСТ 36-42-81 из бесшовных труб на давление Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2), применяют вместо крутоизогнутых и сварных отводов в первую очередь в тех случаях, когда требуется максимально снизить гидравлическое сопротивление трубопровода, на трубопроводах с пульсирующим потоком среды (чтобы снизить вибрацию), а также на трубопроводах при условном проходе Dy менее 40 мм.

Пределы применения гладкогнутых отводов с радиусом гиба R ≥ 2Dн из труб действующего "Сортамента" соответствуют пределам применения труб, из которых они изготовлены. Применение отводов с радиусом R < 2Dн должно обосновываться поверочными расчетами гнутых отводов на прочность.

10.19. При выборе радиуса гиба гладкогнутых отводов необходимо руководствоваться указаниями п.16.19 настоящего документа.

Минимальная длина прямого участка от конца трубы до начала закругления должна быть равна диаметру Dн трубы, но не менее 100 мм.

10.20. Концентрические штампованные переходы разрешается применять при давлении Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2).

Рекомендуемые данные по выбору переходов приведены в табл.9С и 10С.

10.21. Штампованные тройники разрешается использовать при давлении Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2).

Рекомендуемые данные по выбору тройников приведены в табл.12С.

11. ЗАГЛУШКИ

11.1. Заглушки рекомендуется выбирать в зависимости от рабочих параметров среды и конкретных условий эксплуатации, руководствуясь настоящим документом и действующими государственными и отраслевыми стандартами.

11.2. Температурные пределы применения материалов заглушек должны соответствовать температурным пределам применения материалов фланцев в соответствии с табл.6.

11.3. Быстросъемные заглушки выпускают по ТУ 38.11145-83. Пределы их применения маркируются заводом-изготовителем на корпусе заглушки.

Отбортованные заглушки разрешается устанавливать на технологических трубопроводах при давлении Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2) в соответствии с табл.14С и 15С.

Приварные плоские и ребристые заглушки, приведенные в табл.16С, 17С, 18С, можно применять для технологических трубопроводов при давлении Ру до 2,5 МПа (25 кгс/см2). При выборе плоских и плоских ребристых заглушек можно руководствоваться также ОСТ 36-47-81 и ОСТ 36-48-81.

Заглушки, устанавливаемые между фланцами, разрешается применять для технологических трубопроводов с давлением Ру до 10,0 МПа (100 кгс/см2) в соответствии с табл.19С и 20С.

11.4. Заглушки, устанавливаемые между фланцами, а также быстросъемные, выпускаемые по ТУ 38.11145-83, запрещается применять для разделения двух трубопроводов с различными средами, смешение которых недопустимо.

11.5. Качество материала заглушек должно подтверждаться сертификатом. Допускается составлять один сертификат на партию заглушек. Партией считается любое число заглушек, изготовленных из одного материала по данному заказу. Сертификат на постоянные заглушки должен храниться в журнале учета установки - снятия заглушек (постоянная заглушка - заглушка, устанавливаемая в связи с технологической необходимостью).

На каждой заглушке (на хвостовике, а при его отсутствии - на цилиндрической поверхности) должны быть четко выбиты номер заглушки (партии), марка стали, условное давление Ру и условный проход Dy.

11.6. Устанавливают и снимают заглушки по указанию лица, ответственного за эксплуатацию трубопровода. Установка и снятие заглушек должны отмечаться в специальном журнале. Рекомендуемая форма журнала приведена в приложении 7.

12. КОМПЕНСАЦИЯ ТЕМПЕРАТУРНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ ТРУБОПРОВОДОВ

12.1. Одно из условий сохранения прочности и надежной работы трубопроводов - полная компенсация температурных деформаций.

Температурные деформации компенсируют за счет поворотов и изгибов трассы трубопроводов. При невозможности ограничиться самокомпенсацией (например, на совершенно прямых участках значительной протяженности) на трубопроводах устанавливают П-образные, линзовые или волнистые компенсаторы.

12.2. Не допускается применять сальниковые компенсаторы на технологических трубопроводах, транспортирующих среды групп А и Б.

12.3. При расчете самокомпенсации трубопроводов и конструктивных размеров специальных компенсирующих устройств можно рекомендовать следующую литературу:

Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. М.: Стройиздат, 1965. 396 с.

Справочник по проектированию электрических станций и сетей. Раздел IX. Механические расчеты трубопроводов. М.: Теплоэлектропроект, 1972. 56 с.

Компенсаторы волнистые, их расчет и применение. М.: ВНИИОЭНГ, 1965. 32 с.

Руководящие указания по проектированию стационарных трубопроводов. Вып. II. Расчеты трубопроводов на прочность, с учетом напряжений компенсации, № 27477 - Т. Всесоюзный государственный проектный институт "Теплопроект", Ленинградское отделение, 1965. 116 с.

12.4. Тепловое удлинение участка трубопровода определяют по формуле:

Δl = α l (tм - tн) / 100,

где Δl - тепловое удлинение участка трубопровода, мм; α - средний коэффициент линейного расширения, принимаемый по табл.18 в зависимости от температуры; l - длина участка трубопровода, м; tм - максимальная температура среды, °С; tн - расчетная температура наружного воздуха наиболее холодной пятидневки, °С; (для трубопроводов с отрицательной температурой среды tн - максимальная температура окружающего воздуха, °С; tм - минимальная температура среды, °С).

12.5. П-образные компенсаторы можно применять для технологических трубопроводов всех категорий. Их изготовляют либо гнутыми из цельных труб, либо с использованием гнутых, крутоизогнутых или сварных отводов; наружный диаметр, марку стали труб и отводов принимают такими же, как и для прямых участков трубопровода.

12.6. Для П-образных компенсаторов гнутые отводы следует применять только из бесшовных, а сварные - из бесшовных и сварных труб. Сварные отводы для изготовления П-образных компенсаторов допускаются в соответствии с указаниями п.10.12.

12.7. Применять водогазопроводные трубы по ГОСТ 3262-75 для изготовления П-образных компенсаторов не разрешается, а электросварные со спиральным швом, указанные в табл.5, рекомендуются только для прямых участков компенсаторов.

12.8. 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.

12.9. П-образные компенсаторы перед монтажом должны быть установлены на трубопроводах вместе с распорными приспособлениями, которые удаляют после закрепления трубопроводов на неподвижных опорах.

12.10. Линзовые компенсаторы, осевые, изготовляемые по ОСТ 34-42-309-76 - ОСТ 34-42-312-76 и ОСТ 34-42-325-77 - ОСТ 34-42-328-77, а также линзовые компенсаторы шарнирные, изготовляемые по ОСТ 34-42-313-76 - ОСТ 34-42-316-76 и ОСТ 34-42-329-77 - ОСТ 34-42-332-77 применяют для технологических трубопроводов, транспортирующих неагрессивные и малоагрессивные среды при давлении Ру до 1,6 МПа (16 кгс/см2), температуре до 350 °С и гарантированном числе повторяющихся циклов не более 3000. Компенсирующая способность линзовых компенсаторов приведена в табл.19.

12.11. При установке линзовых компенсаторов на горизонтальных газопроводах с конденсирующимися газами для каждой линзы должен быть предусмотрен дренаж конденсата. Патрубок для дренажной трубы изготовляют из бесшовной трубы по ГОСТ 8732-78 или ГОСТ 8734-75. При установке линзовых компенсаторов с внутренним стаканом на горизонтальных трубопроводах с каждой стороны компенсатора должны быть предусмотрены направляющие опоры.

12.12. Для увеличения компенсирующей способности компенсаторов допускается их предварительная растяжка (сжатие). Значение предварительной растяжки указывают в проекте, а при отсутствии данных ее можно принимать равной не более 50%-ной компенсирующей способности компенсаторов.

12.13. Поскольку температура окружающего воздуха в период монтажа чаще всего превышает наименьшую температуру трубопровода, предварительную растяжку компенсаторов необходимо уменьшить на Δпопр, мм, которую определяют по формуле:

Δпопр = αпопр = α L0 (tмонт - tmin) / 100,

где α - коэффициент линейного расширения трубопровода, принимаемый по табл.18; L0 - длина участка трубопровода, м; tмонт - температура при монтаже, °С; tmin - минимальная температура при эксплуатации трубопровода, °С.

12.14. Пределы применения линзовых компенсаторов по рабочему давлению в зависимости от температуры транспортируемой среды устанавливают по ГОСТ 356-80; пределы применения их по цикличности приведены ниже:

12.15. При установке шарнирных компенсаторов ось шарниров должна быть перпендикулярна плоскости изгиба трубопровода.

При сварке узлов шарнирного компенсатора предельные отклонения от соосности не должны превышать для условного прохода: до 500 мм - 2 мм; от 500 до 1400 мм - 3 мм; от 1400 до 2200 мм - 4 мм.

Несимметричность осей шарниров относительно вертикальной плоскости симметрии (вдоль оси трубопровода) должна быть для условного прохода не более: до 500 мм - 2 мм; от 500 до 1400 мм - 3 мм; от 1400 до 2200 мм - 5 мм.

12.16. Качество линзовых компенсаторов, подлежащих установке на технологических трубопроводах, должно подтверждаться паспортами или сертификатами.

12.17. Сильфонные осевые компенсаторы КО, угловые КУ, сдвиговые КС и универсальные КМ в соответствии с ОСТ 26-02-2079-83 применяют для технологических трубопроводов с условным проходом Dy от 150 до 400 мм при давлении от остаточного 0,00067 МПа (5 мм рт.ст.) до условного Ру 6,3 МПа (63 кгс/см2), при рабочей температуре от -70 до +700 °С.

12.18. Выбор типа сильфонного компенсатора, схема его установки и условия его применения должны быть согласованы с автором проекта или с ВНИИнефтемашем.

Варианты материального исполнения сильфонных компенсаторов приведены в табл.20, а их техническая характеристика - в табл.21-30.

12.19. Сильфонные компенсаторы необходимо монтировать в соответствии с инструкцией по монтажу и эксплуатации, входящей в комплект поставки компенсаторов.

12.20. В соответствии с ОСТ 26-02-2079-83 средний срок службы сильфонных компенсаторов до списания - 10 лет, средний ресурс до списания - 1000 циклов для компенсаторов КО-2 и КС-2 и 2000 - для компенсаторов остальных типов.

Средний ресурс до списания компенсаторов КС-1 при вибрации с амплитудой колебаний 0,2 мм и частоте, не превышающей 50 Гц, - 10000 ч.

Примечание. Под циклом работы компенсатора понимают "пуск - остановку" трубопровода для ремонта, освидетельствования, реконструкции и т.п., а также каждое колебание температурного режима работы трубопровода, превышающее 30 °С.

12.21. При ремонтных работах на участках трубопроводов с компенсаторами необходимо исключить: нагрузки, приводящие к скручиванию компенсаторов, попадание искр и брызг на сильфоны компенсаторов при сварочных работах, механические повреждения сильфонов.

12.22. При наработке 500 циклов для компенсаторов КО-2 и КС-2 и 1000 циклов для сильфонных компенсаторов остальных типов необходимо:

при эксплуатации на пожаровзрывоопасных и токсичных средах заменить их новыми;

при эксплуатации на других средах техническому надзору предприятия принять решение о возможности их дальнейшей эксплуатации.

12.23. При установке компенсатора в паспорт трубопровода вносят следующие данные:

техническую характеристику, завод-изготовитель и год изготовления компенсатора;

расстояние между неподвижными опорами, необходимую компенсацию, предварительное растяжение;

температуру окружающего воздуха при монтаже компенсатора и дату.

13. НАДЗОР И ОБСЛУЖИВАНИЕ

13.1. Надежная безаварийная работа трубопровода и безопасность его эксплуатации должны обеспечиваться постоянным наблюдением за состоянием трубопровода и его деталей, своевременным ремонтом в объеме, определенном при осмотре и ревизии, и обновлением всех элементов трубопровода по мере износа и структурного изменения металла.

13.2. Приказом по предприятию в каждом цехе (на каждой установке, объекте) должно быть назначено лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов из числа инженерно-технических работников, обслуживающих эти трубопроводы.

13.3. На технологические трубопроводы категорий I, II и III, а также на трубопроводы всех категорий, транспортирующих вещества при скорости коррозии более 0,5 мм/год, администрация предприятия должна составить паспорт установленного образца (см. приложение 1).

Перечень документов, прилагаемых к паспорту, указан в п.19.1.

Примечание. Для трубопроводов, на которые не распространяются требования п.13.3, на каждой установке необходимо завести эксплуатационный журнал, в котором должны регистрироваться даты проведенных ревизий и данные о ремонтах этих трубопроводов.

13.4. По каждой установке (цеху, производству) лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов, должен быть составлен перечень ответственных технологических трубопроводов, выполненный в двух экземплярах: один хранится у лица, ответственного за безопасную эксплуатацию трубопроводов, другой - в отделе технического надзора.

13.5. Технологические трубопроводы, работающие в водородосодержащих средах, необходимо периодически исследовать (металл труб) в соответствии с "Техническими указаниями - регламентом по эксплуатации оборудования установок каталитического риформинга и гидроочистки, работающего в водородосодержащих средах", разработанными НПО "Леннефтехим" и ВНИИнефтемашем (утверждены в 1983 г.).

13.6. Обслуживание технологических трубопроводов может быть поручено лицам, достигшим 18-летнего возраста, обученным по программе технического минимума, знающим их схему, и прошедшим проверку знаний по правилам техники безопасности.

Надзор в процессе эксплуатации

13.7. В период эксплуатации трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является постоянное и тщательное наблюдение за состоянием наружной поверхности трубопроводов и их деталей: сварных швов, фланцевых соединений, включая крепеж, арматуры, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.п.

Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале не реже одного раза в смену.

13.8. Надзор за правильной эксплуатацией трубопроводов ежедневно осуществляют инженерно-технические работники объекта, периодически - служба технического надзора совместно с руководителями цеха и лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов, не реже чем один раз в 12 мес.

13.9. При периодическом обследовании необходимо проверить:

техническое состояние трубопроводов наружным осмотром;

устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов, предусмотренных предписаниями органов Госгортехнадзора СССР и службы технического надзора, приказами и распоряжениями по предприятию, актами расследования аварий и протоколами технических совещаний;

полноту и порядок ведения технической документации по эксплуатации и ремонту трубопроводов.

Результаты периодического обследования трубопроводов оформляют актом, один экземпляр которого вручают начальнику цеха - владельца трубопроводов.

13.10. Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опоры и эстакады для этих трубопроводов в период эксплуатации, должна тщательно осматривать служба технического надзора совместно со старшим механиком цеха, механиком установки и лицом, ответственным за их безопасную эксплуатацию. Выявленные при этом дефекты подлежат немедленному устранению.

Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливает техническое руководство предприятия не реже одного раза в 6 мес.

Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибраций не более 40 Гц.

13.11. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях можно производить без снятия изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает сомнение, по указанию работника отдела технического надзора должно быть проведено частичное или полное удаление изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, проложенных в непроходных каналах или бесканально, производится на участках, перечисленных в п.13.16, и по срокам приурочивается к проведению ревизии этих трубопроводов.

13.12. Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до +60 °С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к производству ремонтных работ в соответствии с указаниями "Типовой инструкции по организации проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывопожароопасных объектах", утвержденной Госгортехнадзором СССР, и дефекты устранены.

За своевременное устранение дефектов отвечает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопроводов.

Ревизия трубопроводов

13.13. Основной метод контроля за надежной и безопасной работой технологических трубопроводов - периодические ревизии, которые проводит служба технического надзора совместно с механиками и начальниками установок.

Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.

13.14. Как правило, ревизия трубопроводов должна приурочиваться к планово-предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов.

13.15. Сроки проведения ревизии технологических трубопроводов устанавливает администрация предприятия в зависимости от скорости их коррозионно-эрозионного износа, опыта эксплуатации, результатов предыдущего наружного осмотра, ревизии. Сроки должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода в период между ревизиями и не должны быть реже указанных в табл.31.

13.16. 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 относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно не работающие участки).

13.17. Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных действующей "Инструкцией по организации и безопасному производству ремонтных работ на предприятиях и в организациях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности". На работающих трубопроводах допускается проводить ультразвуковую толщинометрию при условии соблюдения соответствующих мер безопасности.

13.18. При ревизии технологических трубопроводов необходимо:

1. Провести наружный осмотр трубопровода.

2. Простучать молотком и измерить толщину стенки трубопровода ультразвуковым или радиографическим методами, а в необходимых случаях - сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстий.

Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях (коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления влаги и коррозионных продуктов, вызывающих коррозию, - застойных зонах, дренажах), а также на прямых участках внутрицеховых и межцеховых трубопроводов.

Число точек замера для каждого участка (элемента) определяет отдел технического надзора при условии обеспечения надежной ревизии трубопроводов.

На прямых участках трубопроводов технологических установок длиной 20 м и менее и межцеховых трубопроводов длиной 100 м и менее должно быть выполнено не менее трех замеров.

Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключить влияние на них инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии и т.п.), а также своевременно проверять измерительные инструменты и приборы.

Результаты замера фиксируют в паспорте трубопровода.

Примечания. 1. Толщину стенок трубопроводов категорий IV и V замеряют в том случае, если по результатам обстукивания нельзя точно судить о надежной и безопасной работе трубопроводов.

2. Ревизию постоянно действующих участков факельных линий, не имеющих байпасов, проводят без их остановки путем измерения толщины стенки ультразвуковыми толщиномерами и обмыливанием фланцевых соединений.

Трубопроводы обстукивают по всему периметру трубы молотком массой 1,0-1,5 кг с ручкой длиной не менее 400 мм с шарообразной шляпкой.

Состояние трубы определяют по звуку или вмятинам, которые образуются при обстукивании.

Вопрос о частичном или полном удалении изоляции при ревизии решает служба технического надзора предприятия в каждом конкретном случае при условии обеспечения надежной ревизии трубопровода.

3. На трубопроводах, выполненных из сталей типа 18-8 (08Х18Н10Т; 12Х18Н10Т и т.п.) и работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, сквозные засверловки не допускаются

3. Провести ревизию воротников фланцев внутренним осмотром (при разборке трубопровода) либо измерением толщины неразрушающими методами контроля (ультразвуковым или радиографическим) не менее чем в трех точках по окружности воротника фланца.

Толщину стенки воротника фланца можно определять также с помощью контрольных засверловок согласно п.13.36-13.43. Число фланцев, подверженных ревизии, устанавливает технический надзор в зависимости от условий эксплуатации трубопровода.

4. Провести внутренний осмотр участка трубопровода с помощью лампы, прибора типа РВП, лупы или других средств, если в результате измерений толщины стенки и простукивания трубопровода возникли сомнения в его состоянии; внутренняя поверхность при этом должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости - протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в неблагоприятных условиях (где возможны коррозия и эрозия, гидравлические удары, вибрация, изменения направления потока, образование застойных зон и т.п.). Демонтаж участка трубопровода при наличии разъемных соединений проводят путем их разборки, а на цельносварном трубопроводе этот участок вырезают.

Во время осмотра проверяют, нет ли коррозии, трещин, уменьшения толщины стенок труб и деталей трубопроводов.

5. Произвести радиографическую или ультразвуковую дефектоскопию сварных стыков, если качество их при ревизии вызвало сомнение; при необходимости следует подвергнуть эти сварные стыки металлографическим и механическим испытаниям.

Число стыков, подлежащих проверке, определяет отдел технического надзора.

Примечание. Дефектоскопию следует производить по инструкции, разработанной специализированной организацией.

6. Проверить механические свойства металла труб, работающих при высоких температурах и в водородосодержащих средах, если это предусмотрено действующими "Правилами", "Регламентами" или проектом. Механические свойства металла следует проверять также и в случаях, если коррозионное действие среды может вызвать их изменение. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора.

7. Измерить на участках трубопроводов, работающих при температуре выше 400 °С для углеродистых и выше 450 °С для легированных сталей, деформацию по состоянию на время проведения ревизии и проверить документацию по фиксированию наблюдений за ползучестью, если это предусмотрено действующими "Правилами", "Регламентом" или проектом.

При этом объем работ по замерам следует определять в соответствии с И34-70-013-84.

8. Разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами.

9. Проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и выборочно - прокладок.

10. Испытать трубопровод в случаях, предусмотренных в пп.13.44-13.48 и 14.1 настоящего документа.

13.19. При неудовлетворительных результатах ревизии необходимо определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, обстучать молотком, измерить толщину и т.п.) и сделать более частые измерения толщины стенки всего трубопровода по усмотрению представителей технического надзора.

13.20. Результаты ревизии сопоставить с первоначальными данными (результатами приемки после монтажа или предыдущей ревизии), после чего составить акт ревизии трубопровода (приложение 3). Акт ревизии утверждает главный механик предприятия (завода). Работы, указанные в акте ревизии, подлежат обязательному выполнению.

В паспорте или в эксплуатационном журнале трубопровода представителем отдела технического надзора совместно с лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопровода, делается запись о проведенной ревизии с указанием даты проведения и ссылкой на соответствующий акт.

Обслуживание и ревизия арматуры

13.21. Арматура технологических трубопроводов - наиболее ответственный элемент коммуникаций, поэтому на предприятиях должны быть приняты необходимые меры по организации постоянного и тщательного надзора за исправностью арматуры, а также за своевременным и высококачественным проведением ревизии и ремонта.

13.22. При применении арматуры с сальниками особое внимание следует обращать на набивочный материал - на его качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку.

Набивку для сальников выбирают в соответствии с ГОСТ 5152-77.

13.23. Асбестовая набивка, пропитанная жировым составом и прографиченная для арматуры, устанавливаемой на газопроводах, может быть использована при рабочих температурах не выше 200 °С, так как при более высоком нагреве жировые вещества вытекают, и плотность сальника быстро снижается.

13.24. Для температур выше 200 °С и давлений до 10 МПа (100 кгс/см2) можно применять прографиченную асбестовую набивку. При этом каждое кольцо должно быть пересыпано слоем сухого чистого графита толщиной не менее 1 мм.

13.25. При высоких температурах рекомендуется применять специальные набивки, в частности асбометаллические, пропитанные особыми составами, стойкими к разрушению и не вытекающими под влиянием транспортируемых сред и высокой температуры.

13.26. Сальниковая набивка арматуры должна быть изготовлена из плетеного шнура квадратного сечения со стороной, равной ширине сальниковой камеры. Из такого шнура на оправке должны быть нарезаны заготовки колец со скошенными под углом 45° концами.

13.27. Кольца набивки следует укладывать в сальниковую коробку вразбежку линий разреза, с уплотнением каждого кольца. Высота сальниковой набивки должна быть такой, чтобы грундбукса в начальном положении входила в сальниковую камеру не более чем на 1/6-1/7 ее высоты, но не менее чем на 5 мм.

Сальники следует подтягивать равномерно, без перекосов грундбуксы.

13.28. Для обеспечения плотности сальникового уплотнения необходимо следить за чистотой поверхности шпинделя.

13.29. Прокладочный материал для уплотнения соединения крышки с корпусом арматуры следует выбирать по табл.17 с учетом химического воздействия на него транспортируемой среды, а также в зависимости от давления и температуры.

13.30. Ход шпинделя в задвижках и вентилях должен быть плавным, а затвор при закрывании или открывании арматуры должен перемещаться без заедания.

13.31. Предохранительные клапаны необходимо обслуживать в соответствии с "Руководящими указаниями по эксплуатации, ревизии и ремонту предохранительных клапанов РШК-78", а также директивными указаниями Миннефтехимпрома СССР № ОТ-6187/9 от 09.08.79 г. и Госгортехнадзора СССР № 04-27/515 от 08.08.79 г.

13.32. Для создания плотности запорную арматуру следует закрывать с нормальным усилием. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании или закрывании арматуры.

13.33. Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод), как правило, производят в период ревизии трубопроводов, а также во время остановки агрегатов, установок или цехов на ремонт.

13.34. Ревизию, отбраковку, ремонт и испытание арматуры следует производить в специализированных мастерских или на участках в объеме и порядке, предусмотренном отраслевым нормативным документом КО-1-79. В отдельных случаях по усмотрению технического надзора допускается ревизия арматуры путем ее разборки и осмотра непосредственно на месте установки.

13.35. При планировании ревизии и ремонта арматуры следует в первую очередь проводить ревизию и ремонт арматуры, работающей в наиболее сложных условиях, и при этом соблюдать принцип чередования.

Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (приложение 4).

Контрольные засверловки

13.36. В случаях, когда характер и закономерности коррозионного износа трубопровода не могут быть установлены методами контроля, используемыми при ревизиях, для своевременной сигнализации о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру допускается делать контрольные засверловки.

Необходимость в контрольных засверловках определяет служба технического надзора предприятия для каждого конкретного случая, с учетом ограничений, изложенных в п.13.37.

13.37. Трубопроводы, по которым транспортируют вещества групп А(а), А(б), газы всех групп; трубопроводы, работающие под вакуумом, а также трубопроводы, выполненные из 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 путем их замера ультразвуковым толщиномером или с помощью сквозных засверловок.

13.38. При засверловке контрольных отверстий следует пользоваться сверлом диаметром 2,5-4 мм, заправленным под острым углом, чтобы предотвратить большие утечки продукта в случае пропуска контрольных отверстий.

13.39. 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.

13.40. Отверстия контрольных засверловок на отводах и полуотводах должны быть расположены преимущественно по наружному радиусу гиба из расчета одно отверстие на каждые 0,2 м длины, но не менее одного отверстия на отвод или секцию сварного отвода.

13.41. Глубина контрольных засверловок должна быть равна отбраковочной толщине (определенной согласно пп.13.49 и 13.50) плюс П×С (где П - половина периода между очередными ревизиями, годы; С - фактическая скорость износа трубопровода, мм/год).

13.42. Места расположения контрольных засверловок на трубопроводе должны быть четко обозначены.

13.43. Пропуск контрольного отверстия на трубопроводе свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру, поэтому такой трубопровод необходимо подвергнуть внеочередной ревизии.

Периодические испытания технологических трубопроводов

13.44. Надежность работы технологических трубопроводов проверяют периодическими гидравлическими и пневматическими испытаниями.

13.45. Периодические испытания трубопроводов на прочность и плотность приурочивают ко времени проведения ревизии трубопровода. Периодичность проведения испытания должна быть равна удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой в соответствии с указаниями п.13.15 для данного трубопровода, но не реже одного раза в 8 лет.

13.46. Давление испытания и порядок проведения испытания должны соответствовать требованиям, изложенным в параграфе 14.

13.47. Периодические испытания технологических трубопроводов проводят под руководством лица, ответственного за их безопасную эксплуатацию и оформляют актом (приложение 6).

13.48. Лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию трубопровода, на основании соответствующего акта делает запись о результатах испытания и назначает срок очередного испытания в паспорте трубопровода, а для трубопроводов, на которые паспорт не составляется, - в эксплуатационном журнале.

Нормы отбраковки

13.49. Трубы, детали трубопроводов и сварные швы, эксплуатируемые при температуре до 430 °С (включительно), подлежат отбраковке, если в результате ревизии окажется, что под действием коррозии и эрозии толщина стенки их уменьшилась и достигла значения, определяемого по формулам:

при ;

при ,

где δотб - толщина стенки трубы или детали трубопровода, при которой они должны быть изъяты из эксплуатации, см; n = 1,2 - коэффициент перегрузки рабочего давления в трубопроводе; Рраб - давление в трубопроводе, МПа (кгс/см2); Dн - диаметр трубы или детали трубопровода, см; - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению предела текучести при растяжении, сжатии и изгибе материала труб, принимаемое по государственным стандартам или техническим условиям на соответствующие виды труб, МПа (кгс/см2) (см. табл.32); - нормативное сопротивление, равное наименьшему значению временного сопротивления разрыва материала труб, принимаемое по государственным, отраслевым стандартам и техническим условиям на соответствующие виды труб, МПа (кгс/см2) (см. табл.32).

Примечание. Для электросварных труб, сваренных односторонним швом, значения и следует умножить на 0,8.

- расчетное сопротивление материала труб и деталей технологических трубопроводов; α - коэффициент несущей способности, который принимают равным: для труб - 1,0; для конических переходов - 1,0; для выпуклых заглушек (эллиптической формы) - 1,0; для отводов гладких и сварных α = 1,3 при R/Dн = 1; α = 1,15 при R/Dн = 1,5; α = 1,0 при R/Dн = 2 и более; для тройниковых соединений - по рис.3; m1 = 0,8 - коэффициент условий работы материала при разрыве труб; m2 - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый в зависимости от транспортируемой среды:

m3 - коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, принимаемый в зависимости от материала труб и рабочей температуры, °С:

Рис.3. График определения коэффициента несущей способности основных труб тройниковых соединений:

1 - без усиливающих элементов и для ответвлений без усиливающих элементов и с усиленным штуцером; 2 - усиленных накладками и с усиленным штуцером и для ответвлений, усиленных накладками; - наружный диаметр ответвлений, см; α - коэффициент несущей способности

Примечание. Для промежуточных значений рабочей температуры коэффициент m3 определяют интерполяцией двух ближайших значений.

k1 - коэффициент однородности материала труб:

13.50. Трубы, детали технологических трубопроводов и сварные стыки, эксплуатируемые при температуре более +430 °С, подлежат отбраковке, если в результате ревизии окажется, что вследствие коррозии и эрозии толщина стенки их уменьшилась и достигла значения, определяемого по формуле:

,

где δотб - толщина стенки трубы или детали трубопровода, при достижении которой они должны быть изъяты из эксплуатации, см; α - коэффициент несущей способности, принимаемый по указаниям п.13.49; Рраб - рабочее давление в трубопроводе, МПа (кгс/см2); Dн - наружный диаметр трубы или детали трубопровода, см; [σ] - номинальное допускаемое напряжение материала, которое выбирается в зависимости от рабочей температуры среды и марки стали (табл.33-35), МПа (кгс/см2).

Примечание. Тройники и тройниковые соединения независимо от рабочей температуры допускается выбраковывать исходя из условия:

fш + fн + fсв ≥ s0 (d - dпр),

где fш - укрепляющее сечение штуцера, мм2; fн - укрепляющее сечение накладки, мм2; fсв - укрепляющее сечение сварных швов (наплавленного металла), мм2; s0 (d - dпр) - сечение, недостающее для прочности соединения, мм2.

Величины, входящие в формулу, следует рассчитывать согласно ОСТ 108.031.02-75.

13.51. Трубы, детали технологических трубопроводов и сварные стыки подлежат отбраковке:

если толщина стенки трубопровода, вычисленная по формулам в пп.13.49 и 13.50, выйдет за пределы отбраковочного размера во время работы до ближайшей очередной ревизии;

если при ударе молотком массой 1,0-1,5 кг на трубе остаются вмятины;

если на трубе имеются пропуски через контрольное отверстие;

если механические свойства материала труб изменились и требуется отбраковка их в соответствии с документами, указанными в п.13.18 6) и 7);

если при просвечивании сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению;

если трубопровод не выдержал гидравлического или пневматического испытания.

Во всех случаях отбраковочный размер должен быть не менее указанного ниже:

13.52. Изношенные корпуса литых задвижек, вентилей, клапанов и литых деталей трубопроводов отбраковывают в следующих случаях:

уплотнительные элементы арматуры износились настолько, что не обеспечивают ведения технологического процесса и отремонтировать или заменить их невозможно;

толщина стенки корпуса достигла значения, определяемого по формуле:

δотб = 3,8 Dy · Рраб / 2 [σ],

где δотб - толщина стенки, при которой корпус задвижки, клапана, вентиля, фитинга должен быть изъят из эксплуатации, см; Dy - условный проход, см; Рраб - рабочее, давление в корпусе, МПа (кгс/см2); [σ] - допускаемое номинальное напряжение материала корпуса арматуры, которое выбирают в зависимости от рабочей температуры по табл.33-35, МПа (кгс/см2);

толщина стенки корпуса арматуры достигла значений, равных или меньших указанных ниже:

13.53. Фланцы отбраковывают:

при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей;

при наличии трещин, раковин и других дефектов;

при уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы.

13.54. Крепежные детали отбраковывают:

при появлении трещин, срыва или коррозионного износа резьбы;

в случае изгиба, болтов и шпилек;

при остаточных деформациях, приводящих к изменению профиля резьбы;

в случае износа боковых граней головок болтов и гаек.

13.55. Резьбовые соединения трубопроводов отбраковывают при срыве или коррозионном износе резьбы, а также при прохождении непроходного калибра типа P-P по ГОСТ 6485-69, ГОСТ 2533-79, ГОСТ 18465-73, ГОСТ 18466-73.

13.56. Сильфонные компенсаторы отбраковывают в следующих случаях:

толщина стенки сильфона достигла расчетной толщины, указанной в паспорте компенсатора;

толщина стенки сильфона достигла 0,5 мм в случаях, когда расчетная толщина сильфона имеет более низкие значения;

при наработке компенсаторами типа КО-2 и КС-2 500 циклов и остальными типами компенсаторов - 1000 циклов, если они эксплуатируется на пожаровзрывоопасных и токсичных средах, а допустимое число циклов для этих компенсаторов, определенное по методике ОСТ 26-02-2079-83, превышает указанные;

при наработке компенсаторами допустимого числа циклов, определенного по методике, изложенной в ОСТ 26-02-2079-83.

13.57. Линзовые компенсаторы отбраковывают:

если толщина линзы в любом ее сечении достигла значения, определяемого по формуле:

,

где δотб - отбраковочная толщина линзы, см; - коэффициент; β = Dв / d - коэффициент, учитывающий форму линзы; Dв - внутренний диаметр трубопровода; d - внутренний диаметр линзы; Рпр - пробное давление, определяемое по ГОСТ 356-80, в зависимости от условного давления, на которое рассчитан компенсатор, МПа (кгс/см2); σt - минимальное значение предела текучести материала линзы, принимаемое по государственным стандартам на материал, МПа (кгс/см2), либо по паспортным данным компенсатора;

при наработке компенсатором заданного в паспорте гарантированного числа циклов.

14. ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ

14.1. Технологические трубопроводы необходимо подвергать испытанию на прочность и плотность перед пуском их в эксплуатацию, после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, разборкой, после консервации или простоя более одного года, при изменении параметров работы, а также периодически в сроки, указанные в п.13.45.

После разборки единичных фланцевых соединений, трубопровода, связанной с заменой прокладок, арматуры или отдельного элемента трубопровода (тройника, катушки и т.п.) допускается проводить испытание только на плотность. При этом вновь устанавливаемые арматуры или элемент трубопровода должны быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением, указанным в табл.1, 2, 3.

Трубопроводы, указанные в п.14.25, кроме испытаний на прочность и плотность должны быть испытаны на герметичность (дополнительное пневматическое испытание на плотность с определением падения давления за время испытания).

Отдувки (воздушники) от аппаратов и систем, работающих без избыточного давления, и участки факельных линий, указанные в примечании 2 к п.13.18, а также короткие трубопроводы сброса непосредственно в атмосферу от предохранительных клапанов на прочность и плотность не испытывают.

Испытание трубопровода на прочность и плотность производят одновременно, оно может быть гидравлическим или пневматическим. Следует применять преимущественно гидравлическое испытание.

Испытание проводят обычно до покрытия трубопровода тепловой или противокоррозионной изоляцией. Допускается испытывать трубопровод с наложенной изоляцией, но в этом случае монтажные стыки оставляют открытыми.

14.2. Вид испытания и давление при испытании указывают в проекте для каждого трубопровода. При отсутствии проектных данных вид испытания выбирает техническое руководство предприятия (владелец трубопровода), а давление принимают в соответствии с указаниями настоящего параграфа.

14.3. Перед испытанием производят наружный осмотр трубопроводов. При этом проверяют правильность установки арматуры, легкость открывания и закрывания запорных устройств, а также снятие всех временных приспособлений и окончание всех сварочных работ и проведение термообработки (в необходимых случаях).

14.4. Трубопровод следует испытывать только после того, как он будет полностью собран на постоянных опорах или подвесках, установлены врезки, штуцеры, бобышки, арматура, дренажные устройства, спускные линии и воздушники.

14.5. Давление при испытаниях следует измерять не менее чем по двум манометрам, установленным в начале и в конце испытываемого трубопровода.

Манометры, применяемые при испытании технологических трубопроводов, должны быть проверены и опломбированы.

14.6. Испытание трубопровода производят под руководством лица, ответственного за эксплуатацию трубопровода, в присутствии представителя организации, выполнившей работу. Результаты испытания фиксируют в "Удостоверении о качестве" или акте (если "Удостоверение" не составляют), с последующей отметкой в паспорте трубопровода.

Гидравлическое испытание

14.7. Гидравлическое испытание трубопровода на прочность и плотность проводят одновременно.

14.8. Для гидравлического испытания используют воду при температуре от +5 до +40 °С или другие некоррозионные, неядовитые, невзрывоопасные, невязкие жидкости, например керосин, дизельное топливо, легкие масляные фракции.

При этом, во избежание больших потерь жидкостей и быстрого обнаружения неплотностей на трубопроводе, должен быть обеспечен тщательный надзор за возможными утечками.

14.9. Если необходимо проведение испытаний при отрицательной температуре окружающего воздуха, следует применять жидкости, температура замерзания которых ниже температуры проведения испытаний из числа указанных в п.14.8, а также водных солевых растворов с низкой температурой замерзания, например, раствор хлористого кальция, хлористого натрия. Указанные жидкости после испытания сливают в специальные емкости.

Испытывать трубопроводы с использованием солевых растворов следует ограниченными участками длиной не более 1000 м при условном проходе трубопровода до 100 мм, 250 м - до 200 мм и 150 м - 300 мм и более.

14.10. Значение давления при испытании трубопровода на прочность следует принимать по табл.36.

14.11. Во всех случаях давление при испытании необходимо принимать таким, чтобы расчетное напряжение в материале трубопровода при пробном давлении не превышало 90% предела текучести материала трубопровода при температуре испытания.

14.12. Для проверки прочности трубопровод выдерживают под пробным давлением в течение 5 мин, после чего для испытания на плотность давление в нем снижают до указанного в табл.36.

Для проверки плотности при рабочем давлении трубопровод осматривают и обстукивают сварные швы молотком массой 1-1,5 кг. Удары наносят по трубе рядом со швом с обеих сторон.

14.13. Обнаруженные при осмотре дефекты (трещины, поры, неплотности разъемных соединений и сальников и т.п.) устраняют только после снижения давления в трубопроводе до атмосферного. После устранения обнаруженных дефектов испытание следует повторить. Подчеканка сварных швов запрещается.

При одновременном гидравлическом испытании нескольких трубопроводов на прочность должны быть проверены общие несущие строительные конструкции.

14.14. Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не произошло падение давления по манометру и не появились течь и отпотевание на элементах трубопровода.

Пневматическое испытание

14.15. Пневматическое испытание трубопроводов можно производить на прочность и плотность. В зависимости от транспортируемой среды при пневматическом испытании можно применять воздух или инертный газ.

Пневматическое испытание технологических трубопроводов, транспортирующих углеводороды и другие взрывоопасные среды, необходимо производить инертным газом, за исключением вновь вводимых трубопроводов, трубопроводов, прошедших ремонт, связанный со сваркой, а также трубопроводов, прошедших тщательную очистку с последующим анализом среды, испытание которых можно производить воздухом.

Пневматическое испытание трубопроводов на плотность (в том числе с определением падения давления) должно осуществляться только после предварительного их испытания на прочность любым методом.

Замена гидравлического испытания трубопровода пневматическим допускается, если несущие строительные конструкции не рассчитаны на заполнение этого трубопровода водой, а также если недопустимо наличие в трубопроводе остаточной влаги.

14.16. Пневматическое испытание трубопроводов на прочность не разрешается в действующих цехах производственных предприятий, а также на эстакадах, в каналах и лотках, где уложены трубопроводы, находящиеся в работе.

14.17. Давление при пневматическом испытании на прочность принимают таким же, как и при гидравлическом испытании (см. табл.36), но не выше значений, указанных в табл.37.

Примечание. В исключительных случаях разрешается пневматическое испытание трубопроводов на прочность с отступлением от требований настоящего пункта. При этом испытание необходимо проводить в строгом соответствии со специально разработанной предприятием (для каждого случая) инструкцией, обеспечивающей безопасность работ.

14.18. Пневматическое испытание трубопровода на прочность при установке чугунной арматуры (кроме арматуры из ковкого чугуна) допускается при давлении Ризб не выше 0,4 МПа (4 кгс/см2), при этом вся чугунная арматура должна пройти предварительное гидравлическое испытание на прочность пробным давлением в соответствии с ГОСТ 356-80.

14.19. Давление для испытания на плотность следует принимать по табл.36.

14.20. При пневматическом испытании технологических трубопроводов на прочность давление необходимо повышать постепенно, с осмотром трубопровода при следующих давлениях:

при давлении Рраб от 0,1 до 0,2 МПа (от 1 до 2 кгс/см2), - при давлении, равном 0,6 Рпр, и при полном рабочем давлении;

при давлении Рраб более 0,2 МПа (2 кгс/см2) - при давлениях, равных 0,3 и 0,6 Рпр, и при полном рабочем давлении.

При каждом промежуточном осмотре трубопровода повышение давления необходимо временно прекращать.

14.21. Во время пневматических испытаний трубопроводов на прочность как внутри помещения, так и снаружи следует установить охраняемую зону и обозначить ее. Минимальное расстояние в любом направлении от испытываемого трубопровода до границы зоны должно быть при наземной прокладке - не менее 25 м, при подземной - не менее 10 м.

14.22. Во время повышения давления в трубопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание кого-либо в зоне охраны запрещается.

Трубопровод разрешается осматривать лишь после того, как испытательное давление будет снижено до рабочего. Лица, производящие испытание и осмотр, должны быть специально проинструктированы. Запрещается находиться в охраняемой зоне кому-либо кроме этих лиц. Запрещается обстукивать молотком трубопроводы, находящиеся под давлением.

14.23. Герметичность сварных стыков, фланцевых соединений и сальников проверяют галлоидными или гелиевыми течеискателями либо мыльным или другим раствором (при отрицательных температурах окружающего воздуха применяют незамерзающий мыльный раствор).

14.24. Результаты пневматического испытания трубопроводов признают удовлетворительными, если при испытании на плотность не обнаружено утечек.

Испытание трубопроводов на герметичность (дополнительное пневматическое испытание трубопроводов на плотность с определением падения давления за время испытания)

14.25. Необходимость проведения и длительность дополнительного пневматического испытания трубопровода на плотность с определением падения давления за время испытания предусматривается данными проекта.

14.26. Внутрицеховые технологические трубопроводы следует дополнительно испытывать на герметичность совместно с оборудованием, которое они обслуживают.

14.27. Дополнительное испытание технологических трубопроводов на плотность проводят после испытания на прочность и плотность.

14.28. Давление Рпр при дополнительном испытании принимают по табл.36, как при испытании на плотность.

14.29. Испытание на плотность с определением падения давления можно производить только после выравнивания температур в трубопроводе. Для наблюдения за температурой в трубопроводе в начале и в конце испытываемого участка следует устанавливать термометры.

14.30. Если продолжительность дополнительного испытания на плотность не указана в проекте, ее устанавливает организация, проводящая испытания. Для строящихся внутрицеховых, межцеховых и межзаводских трубопроводов длительность испытаний должна быть не менее 24 ч.

При периодических испытаниях и ремонтах, связанных с разборкой и сваркой, продолжительность испытаний устанавливает техническое руководство предприятия (не менее 4 ч).

14.31. Падение давления в трубопроводе за время испытания его на плотность определяют по формуле:

ΔР = 100 (1 – Ркон Тнач / Рнач Ткон),

где ΔР - падение давления, % от испытательного давления; Ркон, Рнач - сумма манометрического и барометрического давлений в конце и в начале испытания, МПа (кгс/см2); Тнач, Ткон - температура в трубопроводе 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 испытания.

14.32. Допустимое падение давления при дополнительном испытании на плотность внутрицеховых технологических трубопроводов определяют согласно проекту с учетом специфических свойств среды (токсичности, текучести, степени взрывоопасности и т.д.) и геометрического объема испытываемой системы, а при отсутствии указаний в проекте - в соответствии с указаниями п.14.33.

14.33. Результаты дополнительного пневматического испытания на плотность изготовленных технологических трубопроводов и трубопроводов, прошедших ремонт, связанный со сваркой, признают удовлетворительными, если падение давления в них окажется не более 0,1% в 1 ч для трубопроводов группы А и не более 0,2% в 1 ч - для трубопроводов групп Б(а), Б(б) и 0,5% при проведении периодических испытаний.

Указанные нормы относятся к трубопроводам внутренним диаметром до 250 мм включительно.

При испытании трубопроводов больших диаметров нормы падения давления в них определяют, умножая приведенные величины на поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле:

К = 250 / Dвн,

где К - поправочный коэффициент; Dвн - внутренний диметр испытываемого трубопровода, мм.

Если испытываемый трубопровод состоит из участков различных диаметров, средний внутренний диаметр его определяют по формуле:

,

где D1, D2, Dn - внутренние диаметры участков трубопроводов, м;

L1, L2, Ln - длины участков трубопроводов, соответствующие указанным диаметрам, м.

15. НЕКОТОРЫЕ УКАЗАНИЯ ПО УСТРОЙСТВУ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

15.1. Конструкция технологических трубопроводов и способ прокладки должны обеспечивать:

безопасную и надежную эксплуатацию в пределах нормативного срока;

ведение технологического процесса в соответствии с проектными параметрами;

возможность надзора за техническим состоянием трубопровода;

производство монтажных и ремонтных работ индустриальными методами с применением средств механизации;

возможность выполнения всех видов работ по контролю и термической обработке сварных швов и испытанию;

защиту трубопроводов от коррозии, вторичных проявлений молнии и статического электричества;

предотвращение образования ледяных, гидратных и других пробок в трубопроводе.

15.2. Пересечение проездов (дорог) сетями трубопроводов следует предусматривать под углом 90° к оси проезда. В обоснованных случаях допускается уменьшать угол пересечения.

15.3. Опорные строительные конструкции для технологических трубопроводов должны быть из несгораемых материалов.

15.4. В местах прохождения через стены, перекрытия, перегородки и т.п. технологические трубопроводы должны быть заключены в стальные гильзы из труб, внутренний диаметр которых на 10-20 мм больше наружного диаметра трубопроводов или тепловой изоляции. Зазор между трубопроводом и гильзой с обоих концов должен быть заполнен несгораемым материалом, допускающим перемещение трубопровода вдоль его продольной оси. Гильзы должны быть жестко заделаны в строительной конструкции.

Размещать сварные стыки трубопровода внутри гильз не допускается.

15.5. Внутрицеховые трубопроводы и арматуру необходимо размещать с учетом необходимых проходов, в соответствии с действующими нормами техники безопасности. Трубопроводы, прокладываемые вдоль стен внутри зданий, не должны пересекать оконных и дверных проемов.

15.6. При расположении и креплении технологических трубопроводов в зданиях следует учитывать возможность свободного перемещения подъемно-транспортных устройств.

15.7. Для трубопроводов, транспортирующих вещества групп А, Б(а), Б(б), следует предусматривать преимущественно надземную прокладку, за исключением случаев, когда проектом предусмотрен иной способ.

15.8. Для трубопроводов, транспортирующих вещества групп А и Б, как правило, следует предусматривать соединения сварными встык.

Фланцевые соединения допускаются в местах подключения трубопроводов к аппаратам, арматуре и другому оборудованию, имеющему ответные фланцы, а также на участках трубопроводов, требующих по условиям эксплуатации периодической разборки.

15.9. Запрещается прокладывать внутрицеховые трубопроводы внутри административных, бытовых, хозяйственных помещений, в помещениях электрораспределительных устройств, электроустановок, щитов автоматизации, вентиляционных камер, тепловых пунктов, а также на путях эвакуации персонала (лестничных клетках, коридорах и т. п.).

15.10. Внутрицеховые трубопроводы с условным проходом до 100 мм допускается прокладывать по наружной поверхности глухих стен вспомогательных помещений.

Внутрицеховые трубопроводы с условным проходом до 200 мм допускается прокладывать по несгораемым участкам несущих стен производственных зданий. Такие трубопроводы должны располагаться на 0,5 м ниже или выше оконных или дверных проемов (за исключением зданий, имеющих сплошное остекление).

Не допускается прокладка трубопроводов по стенам и ограждающим конструкциям, сбрасываемым при воздействии взрывной волны.

Не допускается размещение арматуры, фланцевых и резьбовых соединений и дренажных устройств на трубопроводах, проложенных над оконными и дверными проемами.

15.11. В проходных и непроходных каналах не допускается совместная прокладка паропроводов категории I и продуктопроводов, а также паропроводов категорий II, III и IV и технологических трубопроводов, транспортирующих едкие, ядовитые и легковоспламеняющиеся жидкости.

15.12. Допускается прокладка в каналах и тоннелях трубопроводов группы В совместно с силовыми, осветительными и телефонными кабелями в соответствии с требованиями ПУЭ, утвержденных Минэнерго СССР.

15.13. Расстояния между прокладываемыми параллельно трубопроводами, а также между трубопроводом и строительными конструкциями как по горизонтали, так и по вертикали следует выбирать с учетом возможности сборки, осмотра, нанесения тепловой изоляции и ремонта трубопроводов, а также смещения трубопроводов при температурной деформации, которая принимается по табл.38.

15.14. Подземные трубопроводы необходимо прокладывать на глубину не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней части трубы или теплоизоляционной конструкции в тех местах, где не предусмотрено движение транспорта; на остальных участках глубину заложения трубопровода принимают из условия расчета трубопровода на прочность.

Глубина заложения подземных трубопроводов под железнодорожными путями должна быть не менее 1 м от подошвы шпалы до верхней части защитного футляра трубопровода, а под автодорогами и проездами - не менее 0,8 м от поверхности дорожного покрытия.

Трубопроводы, транспортирующие застывающие, увлажненные и конденсирующиеся вещества, необходимо располагать на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта (до верхней части трубы) с уклоном к конденсатосборникам, другим емкостям, цеховой аппаратуре.

15.15. На пересечении с внутризаводскими железнодорожными путями, автомобильными дорогами и проездами подземные трубопроводы должны быть заложены в гильзы из стальных труб, внутренний диаметр которых на 100-200 мм больше наружных диаметров прокладываемых в них трубопроводов (с учетом теплоизоляции). Концы гильзы должны выходить за пределы пересечения не менее чем на 0,5 м в каждую сторону, но не менее 5 м от головки крайнего рельса. Их необходимо уплотнить просмоленной пеньковой прядью и залить битумом.

Участки трубопроводов, заключенные в защитные гильзы, должны быть предварительно гидравлически испытаны, а сварные стыки проверены неразрушающими физическими методами контроля.

15.16. Если максимально возможное давление в паропроводе превышает расчетное давление аппаратов - потребителей пара, то на вводах водяного пара в цех необходимо предусмотреть автоматическое редуцирующее устройство (редукционный или регулирующий клапан), а после него, т.е. на стороне низкого давления, - предохранительный клапан, рассчитанный на соответствующую пропускную способность редуцирующего устройства.

Допускается заменять автоматическое редуцирующее устройство ручным, состоящим из двух последовательно установленных вентилей. В этом случае на стороне низкого давления должно быть установлено (параллельно) не менее двух предохранительных клапанов такой же пропускной способности каждый.

Установка предохранительного клапана на стороне низкого давления за редуцирующим устройством не обязательна, если трубопровод от источника питания (насос, компрессор) до сосуда будет рассчитан на высокое давление (до редуктора), а на аппарате будут установлены предохранительные клапаны с пропускной способностью, равной или превышающей производительность источника питания.

15.17. Технологические трубопроводы и металлические защитные покрытия теплоизоляции следует защищать от вторичных проявлений молний и статического электричества в соответствии с требованиями, предусмотренными указаниями по проектированию и устройству молниезащиты зданий и сооружений, а также специальными отраслевыми правилами.

15.18. Для свободного проезда внутризаводского транспорта и беспрепятственного прохода людей минимальная высота до нижней части трубопроводов или пролетных строительных конструкций высоких эстакад должна быть, м:

15.19. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автодорог расстояние по горизонтали от грани ближайшей опоры эстакады должно быть не менее, м:

15.20. Пересечения эстакад с воздушными линиями электропередач необходимо выполнять в соответствии с ПУЭ.

Воздушные линии электропередач на пересечениях с эстакадами должны проходить только над трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов эстакады до линий электропередач (нижних проводов с учетом их провисания) следует принимать в зависимости от напряжения:

Расстояние по вертикали от верхних технологических трубопроводов до нижней части вагонеток (с учетом провисания троса) подвесной дороги должно быть не менее 3 м.

Примечание. При определении вертикального и горизонтального расстояний между воздушными линиями электропередач и технологическими трубопроводами всякого рода защитные ограждения, устанавливаемые над ними в виде решеток, галерей, площадок, рассматривают как части трубопровода.

15.21. Размещать арматуру, фланцевые и резьбовые соединения, линзовые и волнистые компенсаторы и дренажные устройства на трубопроводах, расположенных над железнодорожными путями, автодорогами и пешеходными дорожками, не разрешается.

При необходимости во фланцевых соединениях (например, на гуммированных трубопроводах) под трубой во всю ширину полотна дороги должен быть установлен сплошной поддон с соответствующим уклоном, обеспечивающий отвод жидкости (в случае течи фланцевых соединений) за пределы полотна дороги.

15.22. Трубопроводы для различных кислот и других высокоагрессивных жидкостей, прокладываемые на межцеховых эстакадах, необходимо располагать ниже остальных трубопроводов, особенно трубопроводов для огне-взрывоопасных и ядовитых сред.

15.23. В целях использования несущей способности трубопроводов допускается закреплять к ним трубопроводы меньших диаметров с обязательным расчетом труб большего диаметра на допустимый прогиб.

Не разрешается, закреплять трубопроводы малых диаметров к трубопроводам:

транспортирующим высокоагрессивные, ядовитые, токсичные вещества и сжиженные газы;

работающим под давлением от 6,3 МПа (63 кгс/см2) и выше;

при температуре среды выше +300 °С и ниже -40 °С.

если температура самовоспламенения веществ в прикрепляемом трубопроводе превышает 0,8 значения температуры веществ в несущем трубопроводе.

15.24. При одновременной прокладке в одной траншее двух или более трубопроводов их следует располагать в один ряд (в одной горизонтальной плоскости). Расстояние между ними в свету следует принимать при условных диаметрах трубопроводов:

до 300 мм - не менее 0,4 м;

более 300 мм - не менее 0,5 м.

15.25. Подземные трубопроводы следует монтировать только на сварных соединениях, за исключением присоединения фланцевой или муфтовой арматуры и фланцевых заглушек. Арматуру и фланцевые заглушки на подземных трубопроводах необходимо устанавливать в специальных подземных камерах или колодцах. Вне камер и колодцев можно размещать только приварные заглушки.

15.26. Подземные трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии специальной усиленной противокоррозионной изоляцией согласно ГОСТ 9.015-74 и СН 266-63.

15.27. Необходимость тепловой изоляции технологических трубопроводов устанавливается проектом в зависимости от свойств транспортируемой среды, места и способа прокладки трубопровода, требований технологического процесса, техники безопасности и пожарной безопасности.

15.28. Рассчитывать тепловую изоляцию и выбирать ее конструкцию следует в соответствии с СH 542-81.

15.29. Транзитная прокладка любых технологических трубопроводов под зданиями и над ними не допускается.

15.30. Трубопроводы следует прокладывать с уклоном, обеспечивающим возможно полное опорожнение их в цеховую аппаратуру и емкости. Уклоны трубопроводов следует принимать, как правило, не менее:

В обоснованных случаях допускается прокладывать трубопроводы с меньшим уклоном или без него, но при этом должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие их опорожнение.

16. ВЫПОЛНЕНИЕ РЕМОНТНО-МОНТАЖНЫХ РАБОТ НА ТРУБОПРОВОДАХ

16.1. Ремонтно-монтажные работы на трубопроводах производят после их подготовки в соответствии с действующей "Инструкцией по организации и безопасному производству ремонтных работ на предприятиях и в организациях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности".

16.2. Переустройство технологических трубопроводов при реконструкции и внедрении рационализаторских предложений можно производить только по рабочим чертежам.

Ремонт трубопроводов выполняют по актам ревизии и отбраковки с приложением выкопировки из схем трубопроводов.

16.3. Трубы, фасонные соединения, фланцы, прокладочные материалы, электроды крепежные и другие детали, применяемые при ремонтно-монтажных работах, по качеству и технической характеристике должны отвечать требованиям государственных стандартов, нормалей машиностроения или специальных технических условий. Взаимозаменяемость отечественных и импортных сталей приведена в табл.55, 56.

Элементы трубопроводов, не имеющие сертификатов или паспортов, можно применять для трубопроводов категории II и ниже только после проверки и испытания в соответствии с государственными стандартами, нормалями и техническими условиями.

Трубы, фланцы и фасонные детали трубопроводов из легированных сталей, независимо от наличия сертификатов и заводской маркировки (Ру, Dy, марка стали), можно применять для технологических трубопроводов только после предварительной проверки марки стали (химическим анализом, стиллоскопированием и т.п.).

Арматуру, не имеющую паспорта и маркировки, можно использовать для трубопроводов категорий IV и V только после ее ревизии и испытания.

Арматуру, имеющую маркировку завода-изготовителя с указанием Ру, Dy и марки материала, но не имеющую паспортов, допускается применять для трубопроводов всех категорий только после ее ревизии, испытания и проверки марки материала.

16.4. Все детали перед ремонтно-монтажными работами должны быть осмотрены. Поверхности труб, фасонных деталей, фланцев, прокладок, корпусов и крышек арматуры не должны иметь трещин, раковин, плен, заусенцев и других дефектов, снижающих их прочность и работоспособность.

Маркировка должна соответствовать сертификатам.

Толщину стенки труб и фасонных деталей следует проверять замером на обоих концах в четырех точках. Наружный диаметр, овальность и толщина стенки должны соответствовать требованиям государственных стандартов, нормалей и специальных технических условий.

На поверхности резьбы крепежных деталей не должно быть следов коррозии, вмятин, надрывов и других дефектов, снижающих их прочность.

16.5. Чугунную арматуру с условным проходом более 300 мм, независимо от наличия паспорта, маркировки и срока хранения перед установкой следует подвергать ревизии и гидравлическому испытанию на прочность и плотность.

Ревизию производят в соответствии с КО-1-79.

16.6. Арматуру, предназначенную для установки на трубопроводах категории I, а также всю арматуру (независимо от категории трубопровода) с просроченным гарантийным сроком перед установкой необходимо подвергать гидравлическому испытанию на прочность и плотность в соответствии с ГОСТ 356-80.

16.7. Разметка труб и деталей производится способами, не нарушающими качества последних и обеспечивающими четкое нанесение на заготовках осевых линий, размеров и форм, необходимых при изготовлении деталей и сборке их в узлы.

16.8. Резку труб можно производить любым способом с соблюдением следующих условий:

конец трубы после резки должен быть чистым, без внешних и внутренних заусенцев и грата;

отклонение от перпендикулярности торцового среза к продольной оси не должно превышать для труб с Dy 150 мм - 1 мм, а для труб с Dy > 150 мм - 1,5 мм, которое берется на величину внутреннего диаметра.

16.9. Трубы из легированных сталей предпочтительнее резать механическим способом (резцами, фрезами, абразивными дисками и т.п.). Допускаются огневые способы резки с последующей обработкой концов труб в соответствии с указаниями параграфа 18.

16.10. Гибку труб из углеродистой и легированной стали производят в холодном и горячем состоянии различными способами. Способ гибки выбирает изготовитель трубопроводов с условием, что принятый способ обеспечит необходимое качество изготовления.

При этом целесообразно руководствоваться следующими рекомендациями:

гибку в холодном состоянии по шаблону (гибочному сектору) на двух опорах без наполнителя (песок) или с ним можно применять для труб с условным проходом до 125 мм, в качестве оборудования использовать ручные гидравлические трубогибы типа ТГР-2 для труб с условным проходом до 50 мм и с электроприводом типа ТГС-127 для труб с условным проходом до 125 мм;

гибку в холодном состоянии обкаткой роликом без наполнителя можно применять для труб с условным проходом до 32 мм, в качестве оборудования использовать ручные трубогибочные станки или приспособления типа СТГ, станки с электроприводом типа ВМС-23;

гибку в холодном состоянии вращающимся гибочным сектором с внутренним калибрующим дорном (оправкой) и без него можно применять для труб с условным проходом 32-150 мм, в качестве оборудования использовать трубогибочные станки типа ТГМ-38-159, СТГ-3;

гибку с нагревом токами высокой частоты (ТВЧ) - для труб с условным проходом до 500 мм, в качестве оборудования использовать трубогибочные станки с нажимным отклоняющим роликом типа ТГУ-300Б для труб с условным проходом до 250 мм, типа ТГС-530 - 200-500 мм, а также станки с "подсадкой" трубы в процессе гибки;

гибку труб по шаблонам с наполнителем (песком) в холодном состоянии, а также с нагревом в печах и горнах применять только в исключительных случаях, при отсутствии специального трубогибочного оборудования или оснастки.

16.11. Трубы из легированной стали (в том числе из нержавеющей) гнуть с наполнителем в горячем состоянии не рекомендуется.

16.12. Трубы из углеродистых сталей марок Ст 2, Ст 3, 10, 20, можно гнуть различными способами в холодном и горячем состоянии (в том числе с нагревом ТВЧ) без последующей термообработки, если она не предусмотрена проектом.

16.13. Трубы толщиной стенки до 20 мм из сталей марок 10Г2, 12Х1МФ и 15ГС гнуть в холодном состоянии без последующей термообработки, если она не предусмотрена проектом.

16.14. Трубы из легированной нержавеющей стали аустенитного класса марок 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 08Х17Н16МЗТ, 10Х23Н18 следует гнуть при нагреве ТВЧ до 1050-1200 °С и охлаждать за индуктором водой, без последующей термообработки. Гибка труб при этом совмещается с термической обработкой - аустенизацией. При их гибке нельзя допускать понижения температуры нагрева ниже 900 °С, так как могут образоваться трещины из-за уменьшения пластичности металла.

16.15. Трубы из легированной стали мартенситного класса марок 15Х5, 15Х5М, 15Х5ВФ, 12Х5МА, 12Х8ВФ, а также из легированной стали перлитного класса марок 15ХМ, 30ХМА следует гнуть на станках с нагревом ТВЧ и последующей термообработкой, которая должна восстановить свойства материала в пределах требований государственных стандартов или технических условий на поставку этих труб. Рекомендуемые режимы термообработки приведены в табл.39.

16.16. Гибку труб из легированной стали по ГОСТ 9940-81, 9941-81, 550-75 из марок сталей, не указанных в пп.16.13, 16.14, 16.15, следует производить только после предварительной экспериментальной гибки их и отработки режимов нагрева с контролем свойств и структуры металла согнутых труб. При этом свойства металла должны быть не ниже, чем у металла труб до гибки.

16.17. При гибке труб поперечные сварные швы на гнутых участках труб не допускаются.

При гибке прямошовных электросварных и водогазопроводных труб продольные швы следует располагать в зоне наименьших деформаций (на боковых поверхностях гиба).

16.18. Технологию гибки труб устанавливают по производственным инструкциям. Радиусы гиба принимают не менее указанных:

1) при гибке труб в холодном состоянии на специальных станках по размерам, указанным в паспортах этих станков;

2) при гибке труб с нагревом и набивкой песком - не менее 3,5 наружных диаметров трубы;

3) при гибке труб с нагревом ТВЧ - не менее 3,0 наружных диаметров трубы.

Примечание. Допускаются радиусы гиба менее указанных в пп.2) и 3), если способ гибки гарантирует сохранение толщины стенки в любом месте гиба, равной не менее 85% номинальной толщины с учетом минусового допуска.

В любом случае радиус гиба должен быть равен не менее двух наружных диаметров трубы.

16.19. При гибке труб допускаются следующие отклонения от геометрических размеров и формы детали:

угловые отклонения осевых линий не должны превышать 2 мм/м при Dy ≤ 200 мм и 3 мм/м при Dy > 200 мм;

отклонение радиуса гиба (при R ≤ 4Dн) не должно превышать значений, указанных ниже:

16.20. При гибке труб допускаются следующие изменения их сечения в зоне гиба:

овальность сечений в месте гиба, определяемая как отношение разности наибольшего и наименьшего наружных диаметров к номинальному наружному диаметру, не должна превышать 8%;

толщина стенки в любом месте гиба должна быть не менее 85% номинальной толщины с учетом минусового допуска.

16.21. На внутренней стороне гнутых участков допускается плавная волнистость с наибольшей высотой гофр, равной номинальной толщине стенки трубы, но не более 10 мм.

Расстояние между гофрами должно быть не менее трехкратной толщины стенки трубы.

16.22. При гибке труб допускается дополнительная холодная или горячая подгибка их. При этом запрещается горячая подгибка труб из углеродистой стали при температуре ниже 700 и выше 1000 °С, из легированной стали при температуре ниже 800 °С, а из нержавеющей стали типа 12Х18Н10Т - при температуре ниже 900 °С. Термообработка труб из легированной стали после горячей подгибки обязательна.

При подгибке не допускаются трещины, раковины, надрывы, расслоения и растяжки с образованием утонения.

16.23. Расстояние от ближайшего поперечного сварного шва до начала закругления гиба должно быть не меньше наружного диаметра трубы, но не менее 100 мм (исключая случаи крутозагнутых отводов).

16.24. Не разрешается вварка штуцеров, бобышек, дренажей в сварные швы, в гнутые и штампованные детали трубопровода, изготовленные любым способом.

В порядке исключения в гнутые и штампованные детали может быть вварен один штуцер с внутренним диаметром не более 20 мм, если эта вварка предусмотрена проектом.

Допускается вварка штуцеров в отбортованные заглушки, при этом ось штуцера должна совпадать с осью трубопровода, а его условный проход должен быть не более половины условного диаметра заглушки.

16.25. Разделку концов труб и деталей трубопроводов и сборку их под сварку, а также сварку следует производить в соответствии с требованиями, изложенными в параграфе 18.

16.26. При сопряжении двух труб, труб с деталями, деталей между собой угловые отклонения (излом осей) не должны превышать 2,5 мм/м, но не более 8 мм на весь последующий прямой участок трубопровода; линейные отклонения (смещение осей) не должны превышать 3 мм на каждый метр длины трубопровода, но не более 10 мм на всю длину. Совмещение кромок труб и деталей с применением усилий, нагрева или искривления труб при сборке не допускается, за исключением трубопроводов из углеродистой стали марок 10 и 20, для которых в процессе сборки допускается подгонка кромок методом подкатки (подбивка кувалдой) по всему периметру или его части с предварительным подогревом кромок до 850-900 °С. При подкатке должен обеспечиваться плавный переход с углом не более 15° от деформированной кромки к недеформированной части трубы.

16.27. При сборке фланцев под сварку с различными деталями (патрубками, фасонными частями, бесфланцевой арматурой, компенсаторами и т.п.) необходимо обеспечивать перпендикулярность и соосность уплотнительной поверхности фланцев к оси смежной детали.

Для трубопроводов категорий III, IV, V допускается отклонение от перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца к оси смежной трубы или детали при давлении Ру ≤ 4 МПа (40 кгс/см2), равное 4 мм/м, а при давлении Ру > 4 МПа (40 кгс/см2) - 2 мм/м.

Смещение осей фланцев, приварных встык, относительно осей смежных с ними деталей не должно превышать половины допуска на смещение кромок сопрягаемых концов.

16.28. При сборке фланцевых соединений труб, деталей трубопроводов и арматуры необходимо обеспечивать параллельность уплотнительных поверхностей фланцев.

16.29. При сборке фланцев с трубами и деталями следует симметрично располагать отверстия под болты и шпильки относительно оси фланцевого соединения. Смещение отверстий двух смежных фланцев не должно превышать половины разности номинальных диаметров отверстия и устанавливаемого болта (или шпильки).

16.30. При сборке труб и деталей с плоскими приварными фланцами расстояние между уплотнительной поверхностью фланца и торцом трубы (недовод трубы) должно приниматься равным толщине трубы плюс 1 мм или выбираться в зависимости от условного прохода трубы:

16.31. При сборке фланцевых соединений трубопроводов необходимо выполнять следующие требования:

шпильки трубопроводов, работающих при температуре свыше 300 °С, перед установкой должны быть прографичены;

размеры прокладок следует принимать согласно ГОСТ 15180-70; при необходимости размеры прокладок можно назначать по нормативным документам проектных организаций;

паронитовые прокладки перед установкой натереть с обеих сторон сухим графитом;

гайки болтов располагать с одной стороны фланцевого соединения;

болты (шпильки) затягивать равномерно с поочередным постепенным завертыванием гаек (крест-накрест), обеспечивающим параллельность фланцев;

длина шпилек и болтов фланцевого соединения должна быть одинаковой и обеспечивать превышение резьбовой части над гайкой не менее чем на один шаг резьбы.

16.32. При ремонте и установке опор необходимо соблюдать следующие требования:

трубы должны плотно, без зазоров и перекосов укладываться на подушки неподвижных опор, хомуты для крепления труб плотно прилегать к трубе и не допускать ее перемещения в неподвижной опоре;

верхние плоскости опор должны быть выверены по уровню, если это требование предусмотрено проектом;

ролики, шарики и катки должны свободно вращаться и не выпадать из гнезд, опорные поверхности прилегать по всей площади соприкосновения без перекосов;

сжатие пружин на опорах и подвесках должно быть обеспечено распорными приспособлениями; пружины при установке следует затягивать в соответствии с указаниями на чертеже;

тяги подвесок трубопроводов, не подверженных тепловым удлинениям (перемещениям), устанавливают отвесно, а подверженных тепловым удлинениям - с наклоном в сторону, обратную перемещению, на половину этого перемещения;

прокладки для обеспечения необходимого уклона трубопровода устанавливают под подошву опоры, установка прокладок между трубой и опорой не допускается;

при креплении опор на стенах или колоннах кронштейны должны прилегать не к штукатурке, а к бетону или кирпичной кладке;

при укладке трубопроводов сварные стыки необходимо располагать на расстоянии не менее 50 мм от опор и подвесок;

при укладке на опоры труб, имеющих продольные сварные швы, необходимо располагать их так, чтобы они были доступны для осмотра.

16.33. При необходимости вварки вставок на трубопроводах их длина должна быть не менее 100 мм, независимо от диаметра трубопровода.

Расстояние от штуцера или другого элемента с угловым (тавровым) швом до начала гиба трубы или поперечного сварного шва должно быть не менее 50 мм для трубопроводов с условным проходом до 100 мм и не менее 100 мм - для трубопроводов больших условных проходов.

Сварка крутоизогнутых отводов между собой допускается без переходного прямого участка.

16.34. Для поперечных сварных соединений, подлежащих ультразвуковому контролю, длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей, начала гиба, оси соседнего поперечного шва и т.д.) должна быть не менее:

100 мм при толщине стенки трубопровода до 15 мм; (5S + 25) мм - при толщине стенки трубопровода от 15 до 30 мм (значение S в мм).

16.35. Длина участков по обе стороны поперечных стыковых сварных соединений, подлежащих местной термической обработке, должна быть не менее величины, определяемой по формуле: , но не менее 100 мм (значения Dн и S в мм).

16.36. При установке арматуры для определения ее правильного положения на трубопроводе необходимо в каждом случае руководствоваться указаниями, имеющимися в каталогах, технических условиях на арматуру, заводских нормалях или рабочих чертежах.

Направление осей штурвалов определяется проектом.

16.37. Арматура перед приваркой должна быть полностью открыта. Если приварка производится без подкладных колец, закрывать арматуру по окончании приварки можно только после обстукивания сварных швов, промывки и продувки трубопровода.

16.38. Сильфонную арматуру следует устанавливать на трубопроводах после их испытания, промывки и продувки. На время испытания, промывки и продувки вместо сильфонной арматуры необходимо временно устанавливать инвентарные катушки.

16.39. Арматуру необходимо ремонтировать в ремонтно-механических мастерских. Мелкий ремонт арматуры (смена прокладок, перенабивка сальников, замена шпилек, штурвалов и т.п.) можно проводить на месте ее установки.

16.40. Предохранительные клапаны следует ремонтировать в соответствии с указаниями РУПК-78.

16.41. На арматуре технологических трубопроводов должны быть указаны условное давление, марка материала и заводской или инвентарный номер.

16.42. После ремонта арматура подлежит опрессовке на прочность и плотность, причем опрессовку на прочность следует производить при открытом запорном устройстве.

16.43. Значение опрессовочного давления на прочность принимают в соответствии с ГОСТ 356-80 или табл.1, 2 и 3. Испытание на плотность проводят при рабочем давлении. Нормы герметичности арматуры приведены в табл.9-12.

16.44. Качество выполненных работ подтверждается "Удостоверением о качестве ремонта трубопровода" (приложение 2), которое подшивают к паспорту или эксплуатационному журналу трубопровода и хранят с исполнительной документацией на ремонт установки. При сдаче трубопровода из ремонта исполнитель ремонтных работ передает заказчику "Удостоверение" и предъявляет первичные документы, подтверждающие качество выполненных работ и примененных материалов: сертификаты на примененные материалы, сварочные электроды, детали трубопроводов, паспорта на трубопроводную арматуру и компенсаторы, заключение о качестве сварных швов, акты на промывку, продувку и испытание трубопровода.

Первичные документы на ремонт хранятся у владельца трубопровода.

16.45. Результаты ремонта и испытания арматуры оформляют актом (приложение 4). Акт хранят вместе с паспортом или эксплуатационными журналами на трубопроводы.

16.46. На чугунной арматуре не допускается исправление дефектов сваркой.

16.47. На стальной литой арматуре допускается исправление электросваркой:

единичных (до двух) раковин на уплотнительных и опорных поверхностях;

газовых и иных раковин местного характера, давших течь при гидравлическом испытании, местных рыхлостей, трещин и сквозных раковин, занимающих в сумме не более 10% поверхности отливки, при условии, что расстояние между кромками дефектных мест после их разделки не менее 50 мм;

дефектов в стойках и маховиках;

дефектов на опорных поверхностях гнезда под кольцо и корпусах задвижек и клапанов путем наплавки всей опорной поверхности.

16.48. Дефектные места для исправления сваркой должны быть подготовлены механическим способом (вырубкой зубилом, фрезерованием и т.п.), при этом дефектное место зачищают до неповрежденного металла. При удалении трещины ее края предварительно засверливают. Разделка под сварку должна иметь чашеобразную форму с отлогими стенками без резких переходов по краям разделки.

16.49. Если невозможно выполнить подготовку дефектных мест под сварку механическим способом, допускается в виде исключения по согласованию с отделом технического надзора (ОТН) (для сред категорий III, IV и V) удаление дефектов газовой резкой (исключая трещины) арматуры из сталей 15Л, 20Л, а также из стали 25Л при условии содержания углерода не более 0,27%.

16.50. Качество подготовки дефектных мест под сварку должен проверять инженерно-технический работник, ответственный за качество ремонта арматуры.

16.51. Исправление дефектов сваркой следует производить при положительной температуре на спокойном воздухе (без сквозняков).

Наплавленный сварной шов не должен иметь резких переходов к основному металлу; после сварки изделие должно быть зачищено от брызг металла и шлака.

16.52. К сварке допускаются лица, прошедшие испытания на право выполнения ответственных сварочных работ в соответствии с "Правилами аттестации сварщиков", утвержденными Госгортехнадзором СССР.

16.53. Рекомендации по выбору электродов при исправлении дефектов сваркой, о необходимости подогрева изделия до сварки, по термической обработке после исправления дефектов и другие даны в табл.40.

17. ПОДЗЕМНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

17.1. На подземные трубопроводы распространяются все положения настоящего документа, 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.

17.2. 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, вырезкой отдельных участков.

Число участков, подлежащих вскрытию для ревизии, в зависимости от условий эксплуатации трубопровода устанавливает технадзор предприятия, исходя из следующих условий:

при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью приборов типа АНПИ и ВTP-V либо их аналогов вскрытие производят в местах выявленных повреждений изоляции;

при отсутствии на предприятии средств инструментального контроля подземных трубопроводов вскрытие производят из расчета один участок на 200-300 м длины трубопровода.

17.3. Подземная прокладка вновь сооружаемых цеховых, межцеховых и межзаводских технологических трубопроводов не рекомендуется. Она может быть допущена только в обоснованных случаях, предусмотренных проектом.

17.4. При проведении ремонтно-монтажных работ на подземных трубопроводах должен быть установлен тщательный 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 в соответствии с действующими СНиП, настоящим и другими нормативными документами.

17.5. Стальные подземные технологические трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами в соответствии со строительными нормами, правилами Госстроя СССР и требованиями п.15.25.

17.6. При прокладке подземных трубопроводов следует также руководствоваться пунктами 15.13; 15.14; 15.24; 15.26.

17.7. Эксплуатация подземных трубопроводов должна производиться при параметрах, предусмотренных проектом. Все изменения следует согласовывать в установленном порядке.

Во избежание резких температурных перепадов при перекачке продуктов следует плавно прогревать трубопровод.

18. СВАРКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

18.1. Указания настоящего параграфа распространяются на ручную электродуговую сварку покрытыми электродами, ручную аргонодуговую сварку неплавящимся электродом и газовую сварку трубопроводов из углеродистых, легированных, двухслойных и разнородных сталей при ремонте трубопроводов на действующих объектах нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.

При производстве сварочных работ следует руководствоваться действующими правилами по технике безопасности и инструкциями по проведению огневых работ.

Материалы

18.2. При сварке трубопроводов следует применять сварочные материалы, соответствующие государственным стандартам и техническим условиям.

Сварочные материалы должны иметь сертификаты завода-изготовителя с указанием марки, химического состава и механических свойств наплавленного металла.

Для электродов сертификат оформляют по ГОСТ 9466-75.

18.3. При отсутствии сертификатов материалы можно использовать только после предварительной проверки - химического состава сварочной проволоки и наплавленного металла; механических свойств сварного шва или наплавки; сварочно-технологических свойств электродов (для аустенитных электродов, кроме того, проверяют количество ферритной фазы и, при наличии требований, склонность к межкристаллитной коррозии). Проверка производится в соответствии с ГОСТ 9466-75. Результаты проверки должны отвечать требованиям ГОСТ 9467-75, ГОСТ 10052-75, ГОСТ 2246-70 или техническим условиям на сварочные материалы. Проволоку проверяют поплавочно, электроды - по партиям.

18.4. В случае неудовлетворительных результатов по какому-либо виду испытаний или химическому анализу разрешают повторные испытания.

18.5. Повторные испытания проводят на удвоенном числе образцов лишь по тем видам, которые дали неудовлетворительные показатели. При неудовлетворительных результатах повторных испытаний данную партию материалов бракуют.

18.6. Независимо от наличия сертификата сварочно-технологические свойства электродов каждой партии следует проверять по ГОСТ 9466-75 и на отсутствие дефектов в металле шва. Сварочно-технологические свойства электродов, включая склонность к трещинообразованию, определяют при сварке одного неповоротного стыка трубопровода из стали, для сварки которой предназначены электроды, с последующей вырезкой и осмотром трех поперечных макрошлифов через лупу пяти-десятикратного увеличения или при сварке одной тавровой пробы с последующим разрушением по металлу шва и визуальным осмотром плоскости излома для выявления дефектов (рис.4). Образцы для технологических испытаний допускается изготовлять из листовой стали марок, для сварки которых предназначены электроды.

Pис.4. Тавровая проба для определения технологических свойств электродов:

а - без наплавки кромок; б - с наплавкой кромок

18.7. Во избежание увлажнения электроды необходимо хранить в герметичной таре или в сушильных шкафах. Срок годности электродов без прокалки при хранении в обычных условиях в отапливаемом помещении одни сутки (аустенитных электродов, предназначенных для сварки закаливающихся сталей Х5М и других, - одна смена).

18.8. В случае превышения указанных сроков хранения перед применением электроды должны быть прокалены. Многократная (три-пять раз) прокалка приводит к растрескиванию и осыпанию обмазки, что следует учитывать при выборе способа хранения.

Режим прокалки и допустимые сроки использования электродов без прокалки в зависимости от условий хранения приведены в табл.41. Сварочная проволока перед сваркой должна быть очищена от загрязнений, жира, смазки и ржавчины.

18.9. Для сварки технологических трубопроводов категорий I-III следует применять электроды группы 3 по ГОСТ 9466-75. Для остальных технологических трубопроводов допускается применение электродов групп 1 и 2 по ГОСТ 9466-75.

Квалификация сварщиков и проверка их знаний для допуска к сварке трубопроводов

18.10. К сварке трубопроводов всех категорий допускаются сварщики, имеющие удостоверения о сдаче испытания в соответствии с "Правилами аттестации сварщиков", утвержденными Госгортехнадзором СССР. При этом сварщики могут быть допущены только к тем видам работ, которые указаны в удостоверениях. К сварке трубопроводов категории V могут допускаться сварщики без сдачи испытания по правилам Госгортехнадзора СССР, но заварившие стыки, которые проверяют в соответствии с требованиями пп.18.114, 18.118, 18.122 - 18.127, 18.129.

18.11. Повторная проверка знаний сварщиков и результатов испытаний контрольных стыков должна проводиться постоянно действующими комиссиями:

периодически, не реже одного раза в 12 месяцев;

при перерыве в работе по специальности свыше 6 месяцев;

перед допуском к работе после временного отстранения сварщика за нарушение технологии и низкое качество работ.

Результаты аттестации сварщиков оформляют протоколом за подписью всех членов комиссии.

18.12. Дополнительную проверку знаний сварщика и сварку им контрольных образцов в условиях, аналогичных ремонтным, необходимо проводить:

при переходе на новые для него способы сварки или виды работ;

при сварке трубопроводов из новых материалов или при существенном изменении технологии сварки;

при сварке трубопроводов с применением новых присадочных материалов (электродов и т.д.).

Дополнительная проверка знаний должна проводиться в объеме программы, утвержденной главным инженером предприятия.

18.13. В случае неудовлетворительных результатов по какому-либо виду испытаний контрольного стыка (при надлежащем качестве сварочных материалов, установленном предварительной проверкой) сварщик к работе не допускается. Он может быть допущен к сварке трубопроводов только после дополнительного обучения и получения положительных результатов при сварке контрольных стыков, но не ранее чем через месяц с момента отстранения от работы.

Результаты всех дополнительных испытаний оформляют протоколом по форме, приведенной в приложении 8.

Подготовка труб под сварку

18.14. При отсутствии специальных указаний форму разделки кромок под сварку необходимо выбирать по ГОСТ 16037-80 или в соответствии с табл.42.

18.15. При сборке стыков трубопроводов должно быть обеспечено правильное фиксированное взаимное расположение стыкуемых труб и деталей.

Разностенность и смещение кромок при стыковке под сварку труб, деталей трубопроводов и арматуры не должны превышать 10% толщины стенок стыкуемых элементов, но не более 3 мм. Если разностенность стыкуемых элементов, смещение кромок превышает указанные значения, то должен быть обеспечен плавный переход от элемента с большей толщиной стенок к элементу с меньшей толщиной путем односторонней или двухсторонней механической обработки конца элемента с большей толщиной стенок. При этом угол α скоса поверхности перехода не должен превышать 15° (рис.5, а, б, в).

При разнице в фактической толщине стенок менее 30% толщины стенки тонкого элемента, но не более 5 мм, допускается осуществлять указанный плавный переход с помощью сварного шва (рис.5, г).

Рис.5. Схемы обработки концов труб и деталей различной толщины под сварку:

а - с наружным скосом кромки; б - то же, с внутренним; в - то же, с двухсторонним; г - без скоса кромок

18.16. Трубы и детали трубопроводов, фактические размеры концов которых находятся в пределах допускаемых отклонений по государственному стандарту или техническим условиям, но не позволяют выполнить требования к точности сборки стыка под сварку, указанные в п.18.15, необходимо калибровать. Присоединительные концы калибруют с помощью конических или разжимных оправок.

18.17. Концы труб и деталей из сталей марок ВСт3, 10, 20, 10Г2, 15ГС, 12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т можно калибровать в холодном состоянии без последующей термообработки.

18.18. При калибровке концов труб и деталей допускается увеличение (уменьшение) периметров их присоединительных концов на 2% (по сравнению с фактическим).

18.19. После калибровки концов сварных труб и деталей необходимо проверить деформированную часть на отсутствие надрывов и трещин путем осмотра наружной и внутренней поверхности с помощью лупы четырех-шестикратного увеличения, а в сомнительных случаях - цветным или люминесцентным методами.

18.20. Подрезку труб и подготовку кромок под сварку предпочтительно проводить механическим способом.

Допускается газовая, воздушно-дуговая и плазменная резка. Перед газовой, воздушно-дуговой и плазменной резкой трубы из сталей 15ХМ, 12ХМ, 30ХМ, 12ХМФ, 15Х5М, 15Х5ВФ и других закаливающихся сталей необходимо предварительно подогреть до 200-250 °С и затем медленно охладить под слоем теплоизоляции.

После огневой резки кромки труб из закаливающихся сталей должны быть зачищены наждачным кругом на глубину не менее 3 мм от максимальной впадины реза. После зачистки поверхность фаски должна быть проконтролирована цветным дефектоскопом или протравлена 30%-ным раствором азотной кислоты на отсутствие трещин. Обнаруженные трещины удаляют, зачищая всю поверхность фаски. После огневой резки кромки труб из углеродистых сталей зачищают на глубину 0,5 мм от наибольшей впадины реза.

18.21. Для труб из аустенитных сталей также допускается воздушно-дуговая, плазменная или кислородно-флюсовая резка. Кромки труб после резки должны быть обработаны наждачным кругом на глубину не менее 0,5 мм от большей впадины реза.

18.22. При сборке и прихватке должна быть обеспечена правильная центровка сопрягаемых частей трубопровода.

Отклонения линейных и угловых размеров должны соответствовать требованиям п.16.27.

18.23. Перед сборкой труб под сварку проверяют правильность подготовки фасок; кромки стыкуемых труб должны быть зачищены до металлического блеска с внутренней и наружной сторон на расстоянии не менее 20 мм. На зачищенных поверхностях не должно быть загрязнений, масла, влаги, окалины и продуктов коррозии.

18.24. Торцы труб при загрязнении обезжиривают ацетоном, бензином, уайт-спиритом.

18.25. В зависимости от требований, предъявляемых к трубопроводу, и технологических возможностей при сварке сборку стыков труб проводят следующим образом:

1. Без технологических подкладных колец на прихватках длиной не более 25 мм, расстояние между которыми должно составлять 200-250 мм (но не менее трех прихваток на стык). Высота прихватки не должна превышать высоту первого слоя шва. При сварке первого слоя прихватку нужно переплавить. Чтобы качество формирования корневого шва отвечало вышеуказанным требованиям, допускается применять флюс-пасту или поддув аргоном.

2. На остающихся подкладных кольцах (когда это предусмотрено проектом). Кольца прихватывают со стороны разделки короткими участками (не более 15 мм). Допускается прихватывать кольцо изнутри (для труб с условным проходом 150 мм) к одной из стыкуемых труб короткими участками (не более 15 мм). После стыковки трубы прихватывают между собой.

При сборке труб из аустенитных сталей подкладные кольца устанавливают в одной из стыкуемых труб, прихватывают в двух местах короткими прихватками высотой 2-3 мм и приваривают ниточным швом с катетом 3-4 мм (рис.6). На выступающую часть подкладного кольца надвигают другую стыкуемую трубу, зазор между трубами устанавливают 4-5 мм; эту трубу также приваривают ниточным швом к подкладному кольцу. Такого же порядка сборки необходимо придерживаться при сварке труб из разнородных сталей, одна из которых аустенитная, а также при сварке труб из закаливающихся сталей (15ХМ и др.) аустенитными электродами.

Рис. 6. Размещение подкладного кольца

Стальные подкладные кольца должны быть изготовлены, как правило, из той же марки стали, что и свариваемые трубы. Допускается полосовая сталь 12Х18Н10Т для трубопроводов из аустенитных сталей (12Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 20Х23Н18Т, 08Х22Н6Т и т.д.) либо из стали 10 - для трубопроводов из углеродистых, низко- и среднелегированных сталей при сварке их перлитными электродами.

При сварке трубопроводов из низко- и среднелегированных сталей (12МХ, 15Х5М и т.д.) аустенитными электродами в качестве материала для изготовления остающихся подкладных колец можно использовать стали типа 15Х5М, 1Х2М1. При сварке электродами Э-10Х25Н13Г2 допускается применять подкладные кольца из сталей 12Х18Н9, 12Х18Н10Т и им подобных.

Между подкладным кольцом и внутренней поверхностью трубы должен быть зазор не менее 0,5 мм.

3. На съемном медном подкладном кольце (для труб с условным проходом до 200 мм). При этом разница по внутренним диаметрам стыкуемых труб и зазор между кольцом и трубой не должны превышать 1 мм.

Трубы на съемном кольце собирают с зазором 4 мм и прихватывают. После заварки первого слоя шва электродами диаметром 3 мм подкладное кольцо удаляют.

4. На тальковых или керамических подкладных кольцах толщиной 5-10 мм, наружный диаметр которых должен быть на 1 мм меньше внутреннего диаметра трубы. Ширина кольца должна быть несколько больше ширины шва. По окончании сварки стык простукивают молотком, вследствие чего кольцо распадается на куски, которые удаляют из трубы ершами, промывкой водой или продувкой воздухом.

18.26. При сборке должна быть обеспечена свободная установка кромок свариваемых труб (без натяга) с равномерным зазором по всей окружности стыка.

18.27. Прихватку труб при сборке должны выполнять сварщики такой же квалификации, как и производящие сварку. Сварщик может приступить к выполнению прихваток, только соблюдая требования пп.18.15, 18.16, 18.19-18.25 и после разрешения мастера.

Во всех случаях прихватку производят теми же электродами, которыми пользуются при сварке труб из данной стали и с предварительным подогревом, если он предусмотрен при сварке.

18.28. После удаления шлака каждую прихватку тщательно проверяют на отсутствие пор и трещин. При наличии дефектов прихватку удаляют, стык подготавливают и прихватывают вновь. На трубах из ферритных, полуферритных, подкаливающихся сталей прихватки следует удалять только механической обработкой.

Общие положения по сварке трубопроводов

18.29. Сварку и прихватку труб в секции желательно выполнять в цеховых условиях. Место, где производится сварка в монтажных условиях, должно быть защищено от ветра, атмосферных осадков и попадания загрязнений.

18.30. Допускаемая температура воздуха при сварке и условия подогрева стыков указаны в табл.43. При температуре окружающего воздуха ниже приведенной в табл.43 сварку следует проводить в отапливаемом помещении или использовать временные отапливаемые укрытия, обеспечивающие нужную температуру.

18.31. При сварке элементов трубопроводов можно выполнять поворотные и неповоротные стыки. Предпочтение следует отдавать первым, так как они выполняются более легко и высококачественно.

18.32. Сварку поворотных стыков следует выполнять в нижнем его положении.

18.33. В случаях, когда непрерывное вращение стыка затруднено, сварку первого слоя целесообразно (чтобы обеспечить сплошной провар) выполнять за два поворота с последовательностью, указанной на рис.7.

Рис. 7. Последовательность сварки первого слоя при выполнении сварки за два поворота:

а - первый; б - второй

18.34. Порядок выполнения сварки корневого шва и последующих слоев неповоротных стыков труб указан на рис.8. Смещение точек начала сварки каждого из слоев - 20-25 мм.

Рис. 8. Последовательность сварки неповоротного стыка:

а - корневого слоя; б - второго и последующих слоев

18.35. Дугу следует зажигать в разделке шва или на наплавленном металле. Кратер швов должен быть тщательно заплавлен частными короткими замыканиями электрода. Выводить кратер на основной металл не разрешается. При замыкании кольцевых швов начало шва необходимо перекрывать на 15-20 мм с предварительной зачисткой металла шва от шлака.

Начинать и заканчивать сварку продольных стыков необходимо на выводных планках. При сварке продольных швов без планок сварной шов следует начинать, отступив от начала стыка на 100-150 мм с последующей заваркой стыка в обратном направлении.

18.36. При смене электрода или случайных обрывах дуги зажигать ее снова следует, отступив 15-20 мм от кратера, предварительно очистив это место от шлака и окалины.

18.37. Перед наложением каждого последующего слоя необходимо тщательно удалить шлак и проверить предыдущий слой на отсутствие трещин и пор. При обнаружении таковых дефектное место полностью удалить и повторно заварить.

18.38. Трубы из сталей типа 12Х1МФ, 15ХМ, 15Х5М, 12Х8ВФ перлитными электродами необходимо сваривать без перерывов в работе. При вынужденных перерывах должно быть обеспечено медленное и равномерное охлаждение металла путем изоляции его асбестом или другим теплоизоляционным материалом. Перед возобновлением сварки стык следует тщательно очистить от шлака, произвести визуальный контроль и подогреть до рекомендуемой температуры.

18.39. При сварке труб из аустенитных сталей перед наложением каждого последующего слоя стык должен полностью остыть до температуры не выше 100 °С, а в случае сварки при отрицательной температуре - до температуры подогрева.

При двусторонней сварке сварной шов, соприкасающийся с агрессивной средой, следует выполнять последним.

18.40. По окончании сварки стыки труб очищают от шлака, брызг и окалины.

18.41. Каждый сварщик должен выбить свое клеймо размером 8-10 мм на глубину не более 0,5 мм на расстоянии 35-50 мм от шва. Наплавка клейма запрещается.

Ручная электродуговая сварка покрытыми электродами

18.42. Рекомендации по выбору электродов приведены в табл.44.

Применение аустенитных электродов при сварке труб из закаливающихся низко- и среднелегированных сталей (12ХМФ, 15ХМ, 15Х5М, 15Х5ВФ и 12Х8ВФ) допускается для кольцевых и угловых (врезки элементов трубопроводов) стыков технологических трубопроводов.

При выборе марки электродов для сварки трубопроводов из высоколегированных сталей, работающих в агрессивных средах, вызывающих коррозионное и коррозионно-усталостное растрескивание, структурно-избирательную и точечную коррозию, следует дополнительно руководствоваться рекомендациями проекта или специализированной организации.

18.43. Для сварки разнородных сталей не допускается применять электроды на основе металлов Х25Н13 или Х25Н20 с дополнительным легированием активными карбидообразующими элементами: титаном, ниобием, ванадием, вольфрамом (например, Х25Н12Т).

Электроды и условия сварки разнородных сталей приведены в табл.45.

18.44. При сварке разнородных сталей каждую свариваемую кромку подогревают до температуры, указанной в табл.43.

После сварки аустенитными электродами труб из закаливающихся (12ХМ, 15ХМ и др.) или разнородных сталей, одна из которых закаливающаяся, термообработка сварных соединений не допускается.

Электроды и основные условия сварки кольцевых стыков труб из двухслойной стали Ст3+08Х13, 10+08Х13, 20+08Х13 при ремонте приведены в табл.46, где представлены также конструктивные элементы подготовки кромок и порядок заполнения разделки шва. Технологию сварки двухслойных труб из других марок выбирают в каждом конкретном случае отдельно.

18.45. Рекомендуемые режимы для ручной электродуговой сварки, диаметр электрода и число проходов в зависимости от диаметра и толщины стенок труб приведены в табл.47.

Сварка легированных и высоколегированных сталей производится постоянным током обратной полярности короткой дугой.

Чтобы уменьшить перегрев и обеспечить максимальную коррозионную стойкость металла околошовной зоны коррозионно-стойких сталей, их сварку, а также сварку закаливающихся сталей следует выполнять при минимальном токе и максимально возможных скоростях без поперечных колебаний электрода (см. табл.47).

18.46. Рекомендуемый порядок наложения слоев при электродуговой сварке стыков вертикально и горизонтально расположенных труб приведен на рис.9.

Рис.9. Примерная последовательность наложения слоев при сварке стыков:

а - вертикальных; б - горизонтальных

18.47. Перед сваркой аустенитными электродами стыков труб из разнородных сталей с толщиной стенки более 14 мм кромки труб низко- и среднелегированных сталей должны быть облицованы путем двух- или трехслойной наплавки с последующей зачисткой наждачным кругом (рис.10). Электроды для наплавки и температуру подогрева выбирают по табл.45. Режимы наплавки должны соответствовать требованиям п.18.45.

Рис.10. Подготовка кромок и сборка под сварку кольцевых угловых соединений:

а - без наплавки кромок и без подкладного кольца; б - то же, с остающимся подкладным кольцом; в - с наплавкой кромок без подкладного кольца; г - то же и с остающимся подкладным кольцом.

Ручная аргонодуговая сварка неплавящимся электродом

18.48. Данный материал распространяется на сборку и сварку труб из сталей Ст3, Ст4, 10, 20, 16ГС, 12МХ, 15ХМ, 12Х1МФ, 15Х1М1Ф, 08Х18Н10Т, 10Х17Н13М2Т, 12Х21Н5Т с условным проходом менее 100 мм и толщиной стенки не более 10 мм с применением ручной аргонодуговой сварки неплавящимся (вольфрамовым) электродом в следующих технологических вариантах:

сварной шов выполняется комбинированным методом, при котором корневой слой сваривается ручной аргонодуговой сваркой неплавящимся электродом с введением в зону дуги специальной присадочной проволоки, последующие слои - ручной электродуговой сваркой покрытыми электродами;

сварной шов полностью выполняется ручной аргонодуговой сваркой неплавящимся электродом с присадочной проволокой.

Для стыков труб с толщиной стенки 4 мм и более предпочтение следует отдавать комбинированному методу; при меньшей толщине стенки более экономично сваривать стык полностью ручной аргонодуговой сваркой.

18.49. Ручную аргонодуговую сварку неплавящимся электродом необходимо выполнять, используя источник постоянного тока с падающей характеристикой (ПСО-200-2, ВД-101, ВД-301, ВД-302, ВД-303 и другие многопостовые генераторы и выпрямители), позволяющие получить минимальный сварочный ток (70-80 А) и балластный реостат РБ-200 или РБ-300 для регулирования сварочного тока без снижения напряжения холостого хода генератора. Аргон из баллона должен поступать в горелку через редуктор ДЗР-1-59М с дозирующим устройством, позволяющим контролировать расход газа; можно применять также обычный кислородный редуктор РК-50 или РК-53 вместе с ротаметром РС-3 или РС-ЗА. В качестве горелок для ручной сварки неплавящимся электродом в среде аргона рекомендуется применять малогабаритные горелки, обеспечивающие доступ к месту сварки в стесненных условиях (например, АГМ-2, МАГ). Схема поста для ручной сварки неплавящимся электродом в среде аргона приведена на рис.11. Технические данные горелок наиболее распространенных типов для ручной аргонодуговой сварки приведены в табл.48.

Рис.11. Схема поста ручной сварки неплавящимся электродом в среде аргона:

1 - свариваемые трубы; 2 - сварочная горелка; 3 - ротаметр; 4 - баллон с аргоном;

5 - редуктор; 6 - балластный реостат; А - амперметр с шунтом; Г - сварочный генератор постоянного тока

18.50. Разностенность и смещение кромок при стыковке под сварку труб не должны превышать значений, указанных в п.18.15. При разности диаметров более 1 мм необходимо обработать конец трубы в соответствии с п.18.15.

18.51. Зазор в собранном стыке после прихватки должен составлять:

18.52. Прихватку следует выполнять не менее чем в двух местах с использованием присадочной проволоки диаметром 1,6-2 мм той же марки, какая будет применяться для сварки данного стыка.

Длина прихваток - 5-10, высота - 1,5-2 мм.

Примечание. При зазоре в стыке не более 0,5 мм прихватки можно выполнять без присадочной проволоки (путем оплавления кромок); исключение составляют стыки труб из сталей 10 и 20, которые всегда следует прихватывать с использованием присадки.

18.53. Наложение прихваток при температуре окружающего воздуха выше +5 °С производят без подогрева стыка, за исключением стыка труб из сталей 12Х2МФСР и 12Х2МФБ, прихватка которых производится с подогревом до 200-300 °С независимо от температуры окружающего воздуха.

Требования к прихватке и сварке при отрицательной температуре приведены в табл.49.

18.54. Подготовка труб под сварку, выбор режима сварки, диаметра и марки присадочной проволоки и вольфрамового стержня производятся по табл.50-52.

18.55. В труднодоступных местах первый (корневой) слой стыков труб допускается выполнять без применения присадочной проволоки при условии, если зазор и смещение кромок не превышают 0,5 мм, а притупление кромок - 1 мм. Исключение составляют стыки труб из сталей 10 и 20, которые всегда необходимо сваривать с применением присадки.

18.56. Высота слоя, выполненного ручной аргонодуговой сваркой, должна быть 2-2,5 мм.

18.57. Взаимное расположение горелки и проволоки при сварке вертикального и горизонтального стыков показано на рис.12. Угол α (между электродом и радиусом трубы в месте сварки) зависит от качества защиты и конструктивных особенностей горелки; для горелок АГМ-2 и АГМ-3 угол α может изменяться в пределах 0-70°, для остальных горелок (АР-3, МГ-3 и др.) с канальной схемой истечения - 0-25°. Проволоку необходимо подавать в сварочную ванну навстречу движению горелки, которую перемещают справа налево, при этом корневой слой сваривают почти без колебательных движений поперек шва как проволоки, так и электрода; при наложении последующих слоев горелке сообщают колебательные движения поперек шва. Конец проволоки должен всегда находиться под защитой аргона. Не следует резко подавать конец проволоки в жидкую ванну, так как это может вызвать разбрызгивание металла.

Рис.12. Взаимное расположение горелки и присадочной проволоки при ручной

аргонодуговой сварке неплавящимся электродом неповоротных стыков труб:

а - сварка в обычных условиях вертикального стыка; б - то же, горизонтального стыка;

в - сварка в стесненных условиях горизонтального стыка горелкой АГМ-2 с удлиненным наконечником; 1 - проволока; 2 – направление подачи проволоки; 3 - направление сварки

18.58. В начале сварки в среде аргона горелкой подогревают кромки и присадочный пруток, для чего в первый момент, как только возбудится дуга (длина дуги 1-1,5 мм), сваривают одновременно кромки труб и конец присадки; только после того как образуется ванночка, можно начинать сварку, сообщая горелке поступательное движение. В процессе наложения корневого слоя нужно следить за полным проплавлением кромок и отсутствием непровара. Степень проплавления можно определить по форме ванночки расплавленного металла: хорошему проплавлению соответствует ванна, вытянутая в сторону направления сварки, недостаточному - круглая или овальная.

18.59. При комбинированном методе сварки заполнение основной части разделки шва (после наложения корневого слоя ручной сваркой неплавящимся электродом в среде аргона) производится электродуговой сваркой в соответствии с требованиями, изложенными в п.18.42-18.47.

Газовая сварка

18.60. Газовая сварка допускается для труб из углеродистых и низколегированных (не подкаливающихся) сталей диаметром до 80 мм и толщиной стенки не более 3,5 мм.

18.61. Газовая сварка труб из перлитных подкаливающихся сталей (12МХ, 15Х5М и т.д.) допускается только для труб малого диаметра (до 45 мм) при толщине стенки не более 5 мм, в основном при ремонте и монтаже контрольно-измерительной аппаратуры.

Для нержавеющих аустенитных и ферритных сталей газовая сварка не допускается.

18.62. Конструкция сварного соединения приведена в табл.53.

18.63. При газовой сварке в качестве присадки применяют сварочную проволоку диаметром 2-3 мм. Марку проволоки подбирают по марке свариваемой стали (табл.54).

Примечание. Во избежание образования свищей стыки труб из стали 20 следует сваривать с присадочной проволокой Св-08МХ.

18.64. Подогнанные стыки труб необходимо прихватывать не менее чем в двух точках. Для прихватки используют ту же присадочную проволоку и наконечник горелки, которые будут применяться для сварки данного стыка. Прихватки должны быть в дальнейшем полностью перекрыты основным швом. Прихватывать стыки обязан сварщик, который будет сваривать данный стык.

18.65. Угол наклона горелки α относительно поверхности свариваемого изделия зависит от толщины свариваемого металла:

Угол наклона проволоки относительно поверхности свариваемого изделия составляет 30-45°.

18.66. Трубы при толщине стенки менее 3 мм сваривают горелкой с наконечником № 1 или 2, при толщине стенки 3-5 мм - горелкой с наконечником № 2 или 3.

18.67. Диаметр присадочной проволоки подбирают в зависимости от толщины свариваемого металла и способа сварки. При правом способе сварки стыков труб со стенкой толщиной до 3 мм необходимо применять проволоку диаметром 2 мм, толщиной более 3 мм - диаметром 3 мм, при левом способе сварки стыков труб со стенкой толщиной до 5 мм - проволоку диаметром 3 мм.

18.68. Сварку ведут участками длиной 10-15 мм. Сначала участок пролуживают, т.е. сплавляют кромки труб (обычно без добавления присадки), затем на него накладывают первый слой шва. То же самое выполняют на следующем участке, и т.д.

При толщине стенки труб до 4 мм сварку производят в один слой, при большей толщине - в два слоя. Второй слой следует выполнять лишь по окончании сварки корневого слоя на всем периметре стыка. Перед сваркой и прихваткой стык следует подогреть сварочной горелкой для выравнивания температуры металла. Подогрев производят и после вынужденных перерывов в сварке.

18.69. Сварку труб следует выполнять нормальным (восстановительным) пламенем при соотношении кислорода и ацетилена в газовой смеси 1:1,2.

18.70. При сварке труб из хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей для уменьшения выгорания легирующих элементов основного и присадочного материалов необходимо поддерживать сварочную ванну в более густом состоянии, чтобы пребывание присадочного материала в жидком состоянии было минимальным.

18.71. В процессе сварки конец присадочной проволоки должен находиться в расплавленном металле во избежание насыщения шва кислородом и азотом воздуха.

18.72. Во время сварки одного стыка нельзя допускать перерыва в работе до заполнения всей разделки стыка. При вынужденных перерывах и по окончании сварки пламя горелки во избежание образования трещин, усадочных раковин и пор следует отводить от расплавленного металла постепенно. В процессе сварки и остывания стыка из низколегированной стали нельзя допускать сквозняков внутри труб, для чего их концы следует закрывать пробками.

Особенности технологии сварки стыков из теплоустойчивых хромомолибденовых сталей без термической обработки

18.73. Настоящая технология распространяется на сварку кольцевых и угловых (врезки трубных элементов) стыков технологических трубопроводов из сталей 1Х2М1, 15Х5М, 15Х5МУ, 15Х5ВФ, Х9М, 12Х8ВФ электродами аустенитного класса без термической обработки при производстве монтажных и ремонтных работ на открытых площадках нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий.

18.74. Технологией предусмотрена сварка трубопроводов диаметром до 550 мм с толщиной стенки до 30 мм.

18.75. Технологией предусмотрено выполнение сварочных работ при положительных и отрицательных температурах окружающего воздуха, но не ниже -30 °С с обязательным выполнением специальных технологических мероприятий, рекомендуемых настоящим документом.

18.76. Сварка трубопроводов по настоящей технологии для новых технологических процессов нефтепереработки и нефтехимии должна быть согласована с автором проекта, ВНИИнефтемашем и ВНИКТИнефтехимоборудованием.

18.77. Концентрация хлористых солей в подготовленном сырье при эксплуатации соединений с аустенитными швами не должна превышать 10 мг/л, а дозировка щелочи (каустической соды в обессоленную нефть) - 30 г/т.

18.78. При сварочных работах в цехах монтажных и ремонтных организаций, а также при монтаже установок аустенитный вариант сварки не допускается для соединения трубных элементов, работающих:

на установках и блоках первичной переработки нефти:

на линиях головных погонов эвапоратора К-1, основной атмосферной колонны К-2 и стабилизационной колонны, включающих в себя трубопроводы от верха колонны до конденсаторов-холодильников, от последних до сепараторов, от сепараторов колонн К-1 и К-2 до стабилизационной колонны, а также трубопроводы острого орошения всех трех указанных колонн, дренажной воды и газов из сепараторов этих колонн;

на линиях подщелоченной обессоленной нефти от места ввода щелочи до эвапоратора К-1 при дозировке щелочных реагентов свыше 30 г/т и концентрации остаточных хлористых солей более 10 мг/л нефти;

на установках и блоках гидроочистки топлив и масел:

на линиях продуктов гидрогенизации от теплообменника и холодильника до сепаратора С-1 высокого давления и всех линиях сероводородсодержащих жидкостей и газов после этого сепаратора, включающих трубопроводы нестабильного гидрогенизата, а также продуктов с верхней части стабилизационной (отпарной) колонны и десорбера, узла моноэтаноловой очистки газов, сероводородной воды, насыщенного сероводородом раствора моноэтаноламина, орошения стабилизационной колонны, газов и паров из сепараторов С-1, С-2, С-3 и др. с температурой продуктов ниже 260 °С.

18.79. Сварщики, впервые приступающие к сварке высоконикелевыми электродами (АНЖР-1, АНЖР-2 и др.), независимо от наличия удостоверений должны пройти дополнительное практическое обучение для приобретения навыков при сварке этими электродами и заварить контрольный стык, качество которого контролируют и результаты регистрируют в протоколе. Контрольные стыки сваривают также сварщики, имеющие перерыв в работе 2 мес.

18.80. Тип и марку электрода для облицовки кромок и сварки в зависимости от температуры эксплуатации и агрессивности среды выбирают по табл.57 с учетом п.18.83. При этом для сварки элементов трубопроводов установок каталитического риформинга с применением оксихлорирования металл стержня электродов должен содержать не менее 40% никеля.

18.81. Химический состав наплавленного металла и механические свойства шва и наплавленного металла, выполненного рекомендуемыми электродами, приведены в табл.58.

18.82. Подготовка кромок под сварку выполняется механическим способом, а их форму выбирают по ГОСТ 16037-80 или по рис.10.

18.83. Сборку элементов трубопроводов под сварку в зависимости от толщины стенки элемента и содержания никеля в наплавленном металле производят с предварительной наплавкой кромок или без нее.

Сборка и сварка стыков с толщиной стенки до 14 мм включительно электродами с содержанием никеля до 25% (ОЗЛ-6, АНЖР-3, ЭА-395/9 и им подобные) и с толщиной стенки до 20 мм включительно электродами с содержанием никеля 40% и более (АНЖР-2, АНЖР-1 и им подобные) производится без наплавки кромок.

В остальных случаях необходима наплавка кромок. При этом (см. табл.57) кромки стыков толщиной до 26 мм можно наплавлять всеми рекомендованными электродами в зависимости от рабочих условий, а при большей толщине стыка наплавка производится электродами, содержащими не менее 40% никеля в стержне с учетом рабочих условий.

18.84. Кромки наплавляют одиночными кольцевыми валиками электродом диаметром не более 3 мм при токе 60-80 А с соблюдением последовательности от внутренней поверхности трубы к наружной.

Как исключение допускается наплавка электродами диаметром 4 мм на максимальной скорости без поперечных колебаний электрода при токе 90-110 А. Ширина валиков не должна превышать двух диаметров электрода. Наплавка производится не менее чем в два слоя. Толщина наплавленного слоя в (см. рис.10) после зачистки поверхности наплавки должна составлять (6±0,5) мм и (7±0,5) мм при сварке стыка электродами 3 и 4 мм соответственно.

18.85. Корневой слой необходимо наплавлять без оплавления острой кромки разделки у внутренней поверхности трубы и связанного с этим недопустимого повышения доли основного металла в металле шва, для чего кромку следует притупить шлифовальным кругом до 2 мм. Наплавы шва внутрь трубы не должны превышать 1 мм. Наплавы большей величины удаляют шлифовальной машинкой. Если обычные приемы сварки не позволяют получить корневой слой, отвечающий этим требованиям, то рекомендуется корневые слои наплавлять с применением медного водоохлаждаемого ползуна, отформованного по внутреннему диаметру трубы и перемещаемого по мере наложения корневого слоя (рис.13). Допускается применение медных колец без водяного охлаждения с толщиной стенки не менее 14-20 мм.

Рис.13. Наложение корневого слоя с применением медной водоохлаждаемой пластины:

1 - корневой слой облицовки; 2 - медная пластина; 3 - труба

18.86. Прихватку при сборке стыков с наплавленными или ненаплавленными кромками, наплавку кромок, а также сварку стыка можно производить в зависимости от температурных условий и марки электродов без предварительного подогрева или с подогревом в соответствии с табл.59. При необходимости подогрева прихватку и сварку необходимо выполнять непосредственно после подогрева без охлаждения стыка ниже рекомендованной температуры.

18.87. Прихватку и сварку стыков с кромками, облицованными электродами с содержанием 25% никеля и более, производят этими же электродами, а при меньшем содержании никеля любыми аустенитными электродами, предусмотренными табл.59.

18.88. Прихватку стыков и корень шва выполняют электродами диаметром 3 мм, оставшуюся часть разделки можно заварить электродами диаметром 4 мм.

18.89. Сварку следует выполнять при постоянном токе обратной полярности (плюс на электроде) короткой дугой. Режим сварки выбирают по табл.60. Рекомендуемое примерное число проходов многослойного шва в зависимости от толщины стенки трубного элемента и диаметра электрода приведено в табл.61.

18.90. При выполнении всех проходов шва, особенно первого, необходимо следить за полным проваром кромок. Поверхность корневого шва с внутренней стороны стыка должна быть ровной с небольшим усилением и плавным переходом к металлу свариваемых частей. Заканчивать сварку прохода необходимо с заходом на начало шва (на 5-10 мм) и задержкой на одном месте перед обрывом дуги.

18.91. При сварке стыков, собранных на прихватках, особое внимание следует уделять выполнению корневого шва.

Корневой шов выполняют следующим образом:

заваривают в диаметрально противоположных частях стыка участки шва, свободные от прихваток;

выбирают наждачным кругом оставшиеся прихватки до толщины 0,5-1 мм;

заваривают оставшуюся часть корневого шва.

18.92. Для обеспечения отжигающего воздействия швов на структуру зоны термического влияния, исключения мартенситной структуры, повышения работоспособности порядок наложения швов при сварке электродами с содержанием никеля 13% без облицовки и с облицовкой кромок необходимо соблюдать в соответствии с рис.14. Слои шва на кромках трубы необходимо накладывать на максимальных скоростях без колебаний электрода. Величина "B" при диаметре электрода 3 мм должна составлять (6±0,5) мм, при диаметре 4 мм (7±0,5) мм.

Рис.14. Последовательность наложения швов

18.93. Концы труб перед сваркой рекомендуется закрыть для предотвращения образования тяги воздуха.

18.94. Для обеспечения необходимого качества сварных соединений, особенно в тех случаях, когда требуется подогрев, рекомендуется тщательно соблюдать непрерывность термического цикла выполнения операций, включающего предварительный и сопутствующий подогрев, прихватку при сборке, сварку корневого шва, многопроходную сварку при заполнении разделки и охлаждение стыка. При вынужденных перерывах в работе необходимо обеспечить медленное и равномерное охлаждение сварного стыка под слоем теплоизоляции. При этом любые статические и особенно ударные нагрузки в зоне стыка недопустимы. Перед возобновлением сварки стык необходимо снова нагреть, если это предусмотрено п.18.86 или табл.59.

18.95. Подогрев перед наплавкой и сваркой производят любыми средствами, обеспечивающими равномерный прогрев до требуемой температуры всей толщины трубы в зоне стыка шириной, равной трем-четырем толщинам стенки, но не менее 50 мм в каждую сторону от стыка. Односопловые газовые горелки допускается применять только на элементах трубопроводов условным проходов не более 100 мм. При этом рекомендуются асбестовые или стальные воронки (рис.15), позволяющие более равномерно вводить тепло в металл.

Рис.15. Схема нагрева стыка газовой горелкой:

1 - наконечник горелки; 2 - асбестовая или стальная воронка; 3 - свариваемый стык

18.96. Предварительный и сопутствующий подогрев при отрицательных температурах окружающего воздуха, ввиду большой скорости охлаждения, следует выполнять устройствами электронагрева с регулируемой температурой: индукционными нагревателями (токами промышленной и высокой частоты), разъемными муфельными печами, пальцевыми нагревателями и т.д.

Подогрев в этих условиях необходимо производить с обеих сторон стыка, что позволяет получить оптимальную схему распределения температуры (рис.16). При этом расстояние от стыка до нагревателя должно быть 50-100 мм.

18.97. При сварке в условиях отрицательной температуры окружающего воздуха температура стыка не должна быть меньше нижнего предела температуры подогрева.

18.98. Температуру подогрева необходимо контролировать с помощью термокарандашей, термощупа, термопары с потенциометром или другими нерегистрирующими и регистрирующими средствами контроля в соответствии с действующими инструкциями.

18.99. На сварные стыки, которые требуется подогревать перед сваркой с последующей термообработкой, должны быть установлены нагреватели и теплоизоляция в соответствии с инструкциями или документацией на термообработку. В случае подогрева стыка при сварке без последующей термообработки наружная поверхность трубы, примыкающая к стыку, длиной не менее четырех диаметров при Dy не более 250 мм и длиной не менее 1 мм при Dy более 250 мм на каждую сторону перед прихваткой покрывается плотным слоем теплоизоляции. При температуре окружающего воздуха выше +5 °С толщина изоляции должна быть 10-12 мм (листовой или шнуровой асбест), при более низкой температуре - 80-100 мм. При этом оголенная часть трубопровода в зоне сварного стыка при сварке не должна превышать 170-200 мм. По окончании сварки, а также при случайных перерывах процесса оголенную часть трубопровода со стыком необходимо закрыть плотным слоем теплоизоляции, толщина которой указана выше.

Рис.16. Схема двухстороннего подогрева стыка:

1 - стык труб; 2 - теплоизоляция; 3 - нагреватель

Термообработка

18.100. Термообработку производят в соответствии с проектом, техническими условиями на оборудование или на основании опыта эксплуатации для исключения закалочных структур сварного соединения, придания ему необходимых физико-механических свойств, снижения остаточных сварочных напряжений, обеспечения необходимых коррозионных свойств.

18.101. Термообработку сварных стыков труб из сталей 15Х5М, 1Х2М1 выполняют сразу после сварки, не допуская охлаждения стыка до температуры ниже 300 °С. Стыки труб из сталей 12ХМ, 15ХМ, 12ХМФ, 12Х1МФ допускается подвергать термообработке с перерывом не более 8 ч по окончании сварки. До термообработки такие стыки запрещается подвергать нагрузкам, проводить с ними какие-либо работы, кантовать, транспортировать.

18.102. Режим термической обработки сварных соединений выбирают по табл.62.

18.103. Сварные стыки при термообработке в условиях монтажа и ремонта трубопроводов можно нагревать любым способом, обеспечивающим соблюдение рекомендованного режима нагрева, выдержки при заданной температуре и охлаждения. Основной способ нагрева под термообработку трубопроводов - электронагрев индукционным способом токами промышленной (50 Гц) и повышенной частоты, нагревателями активного сопротивления.

В условиях ремонта сварные стыки рационально нагревать гибкими нагревателями активного сопротивления.

Можно применять также другие способы нагрева и конструкции нагревателей, используемые при монтаже трубопроводов организациями Минмонтажспецстроя (например в соответствии с ОСТ 36-50-81).

При отрицательной температуре окружающего воздуха термообработку необходимо производить только электронагревателями.

18.104. Ширина термообрабатываемой зоны со сварным швом посередине должна быть не менее пяти толщин более толстой из свариваемых труб.

18.105. При вынужденном прекращении термообработки (прекращение электропитания, повреждение нагревательного устройства и т.д.) термообрабатываемый участок должен быть охлажден в соответствии с требованиями табл.62, при этом до окончания термообработки не допускается со стыком производить какие-либо работы.

18.106. При вынужденных перерывах в процессе термообработки под длительностью выдержки понимают суммарное время нахождения стыка при температуре термообработки.

18.107. Если после термообработки твердость металла шва превышает допустимую (табл.68), производится повторный отпуск сварного соединения, но не более трех раз.

Дополнительные требования к сварке и контролю лепестковых переходов

18.108. Электроды для сварки переходов выбирают согласно требованиям табл.44.

Применение аустенитных электродов для переходов из сталей 12Х1МФ, 15ХМ, 15Х5М, 12Х8МФЗ не допускается.

18.109. Сварка продольных швов переходов должна быть двухсторонней с обязательной зачисткой корня шва перед сваркой с обратной стороны. Односторонняя сварка не допускается. Технология сварки должна соответствовать требованиям настоящего параграфа.

18.110. После сварки, независимо от марки стали переход должен быть подвергнут высокотемпературному отпуску (режимы термообработки приведены в табл.62), после чего сварные соединения подлежат обязательному 100%-ному контролю внутренних дефектов неразрушающими методами.

Контроль качества сварных соединений

18.111. При пооперационном контроле качества сварки трубопроводов проверяют:

качество и состояние труб и сварочных материалов на соответствие требованиям государственных стандартов и технических условий изготовления и поставки труб и электродов для данного объекта;

качество подготовки кромок под сварку и качество сборки (угол скоса, совпадение кромок, зазор в стыке перед сваркой, правильность центровки труб, расположение и число прихваток, отсутствие трещин в прихватках);

качество и технологию сварки: сварочного режима, порядка наложения швов, качества послойной зачистки шлака;

качество сварных соединений.

18.112. Пооперационный контроль должен проводиться инженерно-техническим работником, ответственным за сварку, или под его наблюдением.

18.113. Сварные швы после сварки и термообработки (там, где требуется) подвергают контролю, вид и объем которого указаны в табл.63, 64.

18.114. Внешнему осмотру подлежат все сварные стыки для выявления следующих дефектов:

трещин, выходящих на поверхность шва или основного металла в зоне сварки;

наплывов и подрезов в зоне перехода от основного металла к наплавленному;

прожогов, кратеров, грубой чешуйчатости;

неравномерности усиления сварного шва по ширине и высоте, а также его отклонения от оси (перекосов).

18.115. Внешний вид сварных швов должен удовлетворять следующим требованиям:

форма и размеры шва должны соответствовать ГОСТ 16037-80;

поверхность шва должна быть мелкочешуйчатой; ноздреватость, пористость, грубая чешуйчатость, подрезы глубиной более 0,5 мм не допускаются;

переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным;

на швах не должно быть кратеров.

18.116. Большие наплавы в местах перехода от шва к основному металлу исправляют местной подрубкой и зачисткой наждачным кругом до получения плавного перехода от шва к основному металлу.

Участки местной ноздреватости и пористости швов удаляют и заваривают.

18.117. Качество сварных соединений неразрушающими методами контролируют в соответствии с действующими отраслевыми инструкциями или другими инструкциями, разработанными специализированными организациями, согласованными с головной организацией отрасли по неразрушающему контролю. Действующие инструкции по неразрушающему контролю приведены в перечне нормативных документов настоящего РД.

18.118. Контролю подвергают стыки труб по всему периметру (наихудшие по результатам внешнего осмотра), число которых предусмотрено техническими условиями на объект или в соответствии с табл.64.

18.119. При радиографическом контроле следует обеспечить чувствительность (по ГОСТ 7512-82) для трубопроводов категорий I и II - класс 2, для трубопроводов категорий III, IV и V - класс 3.

18.120. Качество сварных соединений трубопроводов по результатам радиографического контроля следует оценивать по балльной системе. Сварные соединения должны быть забракованы, если суммарный балл, полученный сложением наибольших баллов, установленных при раздельной оценке качества соединений по плоскостным и объемным дефектам из табл.65 и 66, равен следующим значениям или превышает их: