Лекция Безопасность технологических процессов

Понятия «производственный процесс» и «технологический про­цесс» близки по значению, но не идентичны. Кроме понятия «производственный процесс» употребляются такие термины как «процесс производства» и «производственная деятельность». Технологический процесс, как правило, является частью производственного процесса. В ходе про­изводственной деятельности применяется ряд технологических про­цессов.

В соответствии с ГОСТ Р 56255-2014 Термины и определения в области обеспечения безопасности жизни и здоровья:

· безопасная организация работ: Метод реализации технологического процесса, обоснованно учитывающий, контролирующий и минимизирующий возможные риски для людей, задействованных в этом процессе.

· безопасность: Состояние, в котором риск нанесения вреда (лицам) вследствие повреждений не превышает приемлемого уровня.

· идентификация угрозы: Процесс распознавания существующей угрозы и определения ее степени воздействия.

· инцидент: Событие (цепь событий), которое привело (могло привести) к травме, заболеванию и/или повреждению (ущербу) производственных мощностей, окружающей среды или собственности третьих лиц.

· критическое задание (работа): Задание (работа), подвергнутое анализу на критичность, оценивается как имеющее уровень риска, превышающий допустимое значение.

· метод безопасной работы: Конкретная система обеспечения безопасности работ.

· мониторинг выполнения производственного задания: Визуальная оценка выполнения производственного задания в контексте имеющегося производственного опыта и практических рекомендаций.

· мониторинг поведения: Систематическая оценка наблюдаемого поведения (как желательного, так и нежелательного) по предварительно намеченным показателям.

· небезопасное действие: Любое действие, которое отличается от общепризнанной безопасной процедуры или установленного метода выполнения работ и увеличивает вероятность наступления несчастного случая.

· несчастный случай: Непредвиденное событие (последовательность событий), приводящих к травмам, угрозам и повреждениям, а также потенциально опасное событие.

· обязанность проявлять осторожность: О бязанность нанимателя следить за выполнением требований гигиены и охраны труда на рабочем месте.

· опасность: Потенциальный источник вреда.

· план действий в аварийной ситуации: Предварительно составленный план преодоления непредвиденной опасной ситуации путем полного задействования местных ресурсов, возможностей, а также удаленных мощностей.

· потенциально опасная ситуация (на грани происшествия): Любое событие, которое потенциально может привести к травме, повреждению и/или ущербу и которое не наступило вследствие обстоятельств.

· потенциально опасное событие: Несчастный случай, не приведший к травме или повреждению, но который мог привести к ним.

· потенцирование (усиление действия): Имеет место, когда сам по себе фактор (субъект) риска не действует. Но если его добавить к другому фактору (субъекту) риска, то действие последнего усиливается.

· производственная гигиена: Требования к условиям работы в среде, содержащей физические и химические вещества, к их идентификации, мониторингу и контролю.

· производственное помещение: Любое место, участок, здание (его часть), транспортное средство, судно, самолет или любая установка на земле, под водой или на ее поверхности, а также навес или мобильная конструкция, предназначенные для размещения производственных мощностей.

· происшествие: Неожиданное событие, потенциально связанное с риском и причинением вреда различной степени тяжести.

· работа, связанная с риском (в части охраны здоровья и обеспечения безопасности): Действия, сотрудники или меры, идентифицированные как существенные для обеспечения целостности актива, предотвращения инцидентов, ослабления неблагоприятных воздействий на систему охраны здоровья и обеспечения безопасности.

· риск: Сочетание вероятности возникновения опасного события или подверженности такому событию и тяжести травмы или заболевания, которые могут наступить в результате этого события.

Основные меры обеспечения безопасности производственных процессов

Безопасность производственных процессов в течение всего цикла их функционирования обеспечивается поддержанием допустимого уровня риска возникновения опасной ситуации и достигается путем:

а) применения таких технологий, при которых:

· исключен непосредственный контакт работающих с вредными и/или опасными производственными факторами как при нормальном (предназначенном) течении производственного процесса, так и в аварийных ситуациях;

· риск аварий снижен до минимального уровня, определяемого развитием техники, технологий и экономической целесообразностью;

· во время аварийных ситуаций риск воздействия возникших в связи с аварийной ситуацией и по ее причине вредных и/или опасных производственных факторов не превышает допустимый;

· повышение уровня защиты работающих и строгое соблюдение ими требований безопасности труда вело бы к явному повышению производительности труда;

б) применения производственных зданий и сооружений и их объектов инженерного обеспечения, позволяющих при осуществлении конкретных производственных процессов поддерживать производственную среду в производственных помещениях, на производственных площадках и на территории в пределах установленных гигиенических и пожарных норм;

в) применения безопасного производственного оборудования, обеспечивающего безопасность работающих при монтаже (демонтаже), вводе в эксплуатацию и эксплуатации как в случае автономного использования, так и в составе технологических комплексов при соблюдении требований (условий, правил), предусмотренных эксплуатационной документацией;

г) рационального размещения производственного оборудования, рациональной организации рабочих мест и трудового процесса, соблюдения требований эргономики и технической эстетики к производственному оборудованию и эргономических требований к организации рабочих мест и трудового процесса;

д) соблюдения оптимальных режимов труда и отдыха, высокой производственной, технологической и трудовой дисциплины;

е) применения исходных материалов, сырья, заготовок, полуфабрикатов, комплектующих изделий (узлов, элементов) и т.п., применение которых по назначению в рамках установленных технологических регламентов не приводит к недопустимому риску воздействия на работающих вредных и/или опасных производственных факторов;

ж) применения способов хранения и транспортирования исходных материалов, сырья, заготовок, полуфабрикатов, комплектующих изделий (узлов, элементов), готовой продукции и отходов производства, соответствующих требованиям безопасности;

и) применения эффективных средств индивидуальной и коллективной защиты работающих, соответствующих характеру проявления возможных вредных и/или опасных производственных факторов;

к) выделения и обозначения опасных зон производства работ;

л) профессионального отбора и профессионального обучения работников, инструктажа, стажировки, периодической проверки их знаний требований охраны труда и навыков по безопасному выполнению приемов труда;

м) применения эффективных методов и средств мониторинга безопасности процесса и/или отдельных его операций, состояния зданий и сооружений, работы производственного оборудования, исправности инструмента и приспособлений, средств индивидуальной и коллективной защиты, в том числе осуществление контроля измеряемых параметров вредных и/или опасных производственных факторов с целью их коррекции.

Производственные процессы не должны сопровождаться загрязнением окружающей среды (воздуха, почвы, водоемов) и распространением вредных и/или опасных производственных факторов за пределы опасных зон такой интенсивности и длительности, которые не соответствуют установленным для этого случая предельно допустимым нормам.

Требования безопасности к конкретным производственным процессам разрабатываются на основе настоящего стандарта и иных нормативных правовых документов с учетом анализа данных производственного травматизма и профессиональной заболеваемости, опасных происшествий, аварийных ситуаций, аварий и инцидентов, а также прогнозирования возможности предупреждения возникновения вредных и/или опасных производственных факторов во вновь разрабатываемых или модернизируемых процессах.

Требования к обеспечению взрывобезопасности технологических процессов

Для каждой технологической системы должны предусматриваться меры по максимальному снижению взрывоопасности технологических блоков, входящих в нее, направленные на:

· предотвращение взрывов внутри технологического оборудования;

· защиту технологического оборудования от разрушения и максимальное ограничение выбросов из него горючих веществ в атмосферу при аварийной разгерметизации;

· предупреждение возможности взрывов и пожаров в объёме производственных зданий, сооружений и наружных установок;

· снижение тяжести последствий взрывов и пожаров в объеме производственных зданий, сооружений и наружных установок.

Технологические процессы организуются так, чтобы исключить возможность взрыва в технологической системе при регламентированных значениях их параметров. Регламентированные значения параметров, определяющих взрывоопасность процесса , допустимый диапазон их изменений, организация проведения процесса (аппаратурное оформление и конструкция технологических аппаратов, фазовое состояние обращающихся веществ, гидродинамические режимы) устанавливаются в задании на проектирование, разработчиком процесса на основании данных о критических значениях параметров или их совокупности для участвующих в процессе веществ.

Регламентированные значения параметров по ведению технологического процесса указываются в технологических регламентах на производство продукции как оптимальные нормы безопасного ведения технологического режима (далее — регламентированные параметры процесса ) и подлежат контролю и регулированию в заданном диапазоне.

Для каждого технологического процесса разработчиком процесса определяется совокупность регламентированных значений параметров. Допустимый диапазон изменения параметров устанавливается с учетом условий безопасного ведения технологического процесса . Технические характеристики системы управления и ПАЗ должны соответствовать скорости изменения значений параметров процесса в требуемом диапазоне (класс точности приборов, инерционность систем измерения, диапазон измерения).

Способы и средства, исключающие выход параметров за установленные пределы, приводятся в исходных данных на проектирование, а также в проектной документации и технологическом регламенте на производство продукции.

Условия взрывобезопасного проведения отдельного технологического процесса или его стадий обеспечиваются:

· рациональным подбором взаимодействующих компонентов, исходя из условия максимального снижения или исключения возможности образования взрывопожароопасных смесей или продуктов (устанавливается в исходных данных);

· выбором рациональных режимов дозирования компонентов, предотвращением возможности отклонения их соотношений от регламентированных значений и образования взрывоопасных концентраций в системе (устанавливается в проектной документации или документации на техническое перевооружение);

· введением в технологическую среду, исходя из физико- химических условий процесса дополнительных веществ: инертных разбавителей-флегматизаторов, веществ, приводящих к образованию инертных разбавителей или препятствующих образованию взрывопожароопасных смесей (устанавливается в исходных данных);

· рациональным выбором гидродинамических характеристик процесса (способов и режима перемещения среды и смешения компонентов, напора и скорости потока) и теплообменных характеристик (теплового напора, коэффициента теплопередачи, поверхности теплообмена), а также геометрических параметров аппаратов (устанавливается в задании на проектирование и проектной документации или документации на техническое перевооружение);

· применением компонентов в фазовом состоянии, затрудняющем или исключающем образование взрывоопасной смеси (устанавливается в задании на проектирование);

· выбором значений параметров состояния технологической среды (состава, давления, температуры), снижающих ее взрывопожароопасность (устанавливается в задании на проектирование);

· надежным энергообеспечением (устанавливается в проектной документации или документации на техническое перевооружение).

Оптимальные условия взрывобезопасности технологической системы обеспечиваются:

· рациональным выбором технологической системы с учетом относительных энергетических потенциалов входящих в нее технологических блоков, которые определяются на стадии проектирования;

· разделением отдельных технологических операций на ряд процессов или стадий (смешение компонентов в несколько стадий, разделение процессов на реакционные и массообменные) или совмещением нескольких процессов в одну технологическую операцию (реакционный с реакционным, реакционный с массообменным), позволяющим снизить уровень взрывоопасности;

· введением в технологическую систему дополнительного процесса или стадии очистки от примесей, способных образовывать взрывопожароопасные смеси или повышать степень опасности среды на последующих стадиях.

Для технологических систем непрерывного действия, в состав которых входят отдельные аппараты периодического действия, предусматриваются меры, обеспечивающие взрывобезопасное проведение регламентированных операций отключения (подключения) периодически действующих аппаратов от (к) непрерывной технологической линии, а также операций, проводимых в них после отключения.

Технологические системы ( технологическое оборудование, трубопроводы, аппараты, технологические линии), в которых при отклонениях от регламентированного режима проведения технологического процесса возможно образование взрывоопасных смесей, обеспечиваются системами подачи в них инертных газов (инертных сред), флегматизирующих добавок или другими техническими средствами, предотвращающими образование взрывоопасных смесей или возможность их взрыва при наличии источника инициирования.

Управление системами подачи инертных газов и флегматизирующих добавок осуществляется дистанционно (вручную или автоматически) в зависимости от особенностей проведения технологического процесса . Для производств, имеющих в своем составе технологические блоки I и II категории взрывоопасности, предусматривается автоматическое управление подачей инертных сред; для производств с технологическими блоками III категории — управление дистанционное, неавтоматическое, а при допускается ручное управление.

Для обеспечения взрывобезопасности технологической системы при пуске в работу или остановке технологического оборудования (аппаратов, участков трубопроводов) предусматриваются специальные меры (в том числе продувка инертными газами), предотвращающие образование в системе взрывоопасных смесей.

В проектной документации или документации на техническое перевооружение разрабатываются с учетом особенностей технологического процесса и регламентируются режимы и порядок пуска и остановки технологического оборудования, способы его продувки инертными газами, исключающие образование застойных зон.

Контроль за эффективностью продувки осуществляется по содержанию кислорода и (или) горючих веществ в отходящих газах с учетом конкретных условий проведения процесса продувки в автоматическом режиме или методом периодического отбора проб.

Количество инертных газов для каждого технологического объекта, система их транспортирования и место ввода в технологическую систему выбираются с учетом особенностей работы технологической системы, одновременности загрузки и определяются проектом. Параметры инертной среды определяются исходя из условия обеспечения взрывобезопасности технологического процесса .

Технологические системы должны оснащаться средствами контроля за параметрами, определяющими взрывоопасность процесса , с регистрацией показаний и предаварийной сигнализацией их значений, а также средствами автоматического регулирования и противоаварийной защиты, в том числе ПАЗ.

Необходимость оснащения технологических систем предаварийной сигнализацией определяется на стадиях разработки процесса и проектирования производства.

Требования к системам контроля, управления, сигнализации и ПАЗ, обеспечивающие безопасность ведения технологических процессов , определены пунктами 218 — 252 главы VI Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

Для взрывоопасных технологических процессов должны предусматриваться системы ПАЗ, предупреждающие возникновение аварии при отклонении от предусмотренных технологическим регламентом на производство продукции предельно допустимых значений параметров процесса во всех режимах работы и обеспечивающие безопасную остановку или перевод процесса в безопасное состояние по заданной программе.

Энергетическая устойчивость технологической системы с учетом категории взрывоопасности входящих в нее блоков, особенностей технологического процесса обеспечивается выбором рациональной схемы энергоснабжения, количеством источников электропитания (основных и резервных), их надежностью и должна исключать возможность:

· нарушения герметичности системы (разгерметизации уплотнений подвижных соединений, разрушения оборудования от превышения давления);

· образования в системе взрывоопасной среды (за счет увеличения времени пребывания продуктов в реакционной зоне, нарушения соотношения поступающих в нее продуктов, развития неуправляемых процессов ).

Параметры, характеризующие энергоустойчивость технологического процесса , средства и методы обеспечения этой устойчивости определяются при разработке исходных данных и устанавливаются в проектной документации и технологическом регламенте на производство продукции.

Средства обеспечения энергоустойчивости технологической системы должны обеспечить способность функционирования средств ПАЗ в течение времени, достаточного для исключения опасной ситуации.

Технологические процессы не должны проводиться в области взрываемости или саморазложения (химически нестабильные вещества) обращающихся в технологическом процессе веществ и вновь образующихся продуктов с учетом возможного образования побочных продуктов, за исключением реакционных технологических процессов , для осуществления которых необходимо использовать нестабильные вещества в условиях их разложения (например, процессы полимеризации, инициируемые перекисными соединениями), при условии разработки для них соответствующих мер по обеспечению взрывобезопасности .

Технологические системы с взрывоопасной средой, в которых согласно пункту 28 Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств предусмотрены меры, исключающие наличие или предотвращающие возникновение источников инициирования взрыва внутри оборудования, но в которых полностью невозможно исключение опасных источников зажигания (вероятность появления источников зажигания остается высокой), должны оснащаться средствами взрывопредупреждения и защиты оборудования и трубопроводов от разрушений (мембранными предохранительными устройствами, взрывными клапанами, системами флегматизации инертным газом, средствами локализации пламени).

Технологические системы, в которых обращаются горючие продукты (газообразные, жидкие, твердые), способные образовывать взрывоопасные смеси с воздухом, должны быть герметичными и исключать создание опасных концентраций этих веществ в окружающей среде на всех режимах работы. Требования к герметизации с учетом факторов опасности определяются главой IV Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

Мероприятия по предотвращению взрывов в оборудовании разрабатываются с учетом показателей взрывопожароопасности обращающихся веществ при регламентированных параметрах процесса .

При разработке мероприятий по предотвращению взрывов и пожаров в оборудовании должны учитываться требования технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах» (далее — TP ТС 012/2011), утвержденного решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 825 являющегося обязательным для Российской Федерации в соответствии с Договором о Евразийском экономическом союзе от 29 мая 2014 г., ратифицированным Федеральным законом от 3 октября 2014 г. N 279-ФЗ «О ратификации Договора о Евразийском экономическом союзе».

Для технологических систем на стадиях, связанных с применением твердых пылящих и дисперсных веществ, предусматриваются меры и средства, максимально снижающие попадание горючей пыли в атмосферу производственного помещения (рабочей зоны), наружных установок и накопление ее на оборудовании и строительных конструкциях, а также средства пылеуборки, ее периодичность и контроль запыленности воздуха.

Твердые дисперсные горючие вещества должны загружаться в аппаратуру и перерабатываться в виде гранул, растворов, паст или в увлажненном состоянии.

Для каждого технологического блока с учетом его энергетического потенциала проектной организацией разрабатываются меры и предусматриваются средства, направленные на предупреждение выбросов горючих продуктов в окружающую среду или максимальное ограничение их количества, а также предупреждение взрывов и предотвращение травмирования производственного персонала.

Достаточность выбранных мер и средств в каждом конкретном случае обосновывается в проектной документации.

Для производств, имеющих в своем составе технологические блоки I и II категории взрывоопасности, разрабатываются специальные меры:

· размещение технологического оборудования в специальных взрывозащитных конструкциях;

· оснащение производства автоматизированными системами управления и ПАЗ, обеспечивающей автоматическое регулирование процесса и безаварийную остановку производства по специальным программам, определяющим последовательность и время выполнения операций отключения при аварийных ситуациях в технологической системе ( технологическом блоке, техническом устройстве), а также снижение или исключение возможности ошибочных действий производственного персонала при ведении процесса , пуске и остановке производства.

Производства, имеющие в своем составе технологические блоки III категории взрывоопасности, оснащаются системами автоматического (с применением вычислительной техники или без нее) регулирования, средствами контроля параметров, значения которых определяют взрывоопасность процесса , эффективными быстродействующими системами, обеспечивающими приведение технологических параметров к регламентированным значениям или остановке процесса .

Для максимального снижения выбросов в окружающую среду горючих и взрывопожароопасных веществ при аварийной разгерметизации системы должна предусматриваться установка запорных и (или) отсекающих устройств.

Места расположения запорных и (или) отсекающих устройств устанавливаются в проектной документации или документации на техническое перевооружение.

Время срабатывания запорных и (или) отсекающих устройств определяется расчетом, обосновывается в проектной документации или документации на техническое перевооружение и регламентируется.

При этом должны быть обеспечены условия безопасного отсечения потоков и исключены гидравлические удары.

При проектировании технологических схем для новых производств для аварийного освобождения технологических блоков от обращающихся продуктов должно учитываться оборудование технологических установок или специальные системы аварийного освобождения. Специальные системы аварийного освобождения должны находиться в постоянной готовности:

· исключать образование взрывоопасных смесей как в самих системах, так и в окружающей их атмосфере, а также развитие аварий;

· обеспечивать минимально возможное время освобождения;

· оснащаться средствами контроля и управления.

Специальные системы аварийного освобождения не должны использоваться для других целей.

Вместимость системы аварийного освобождения (специальной или в виде оборудования технологических установок, предназначенного для аварийного освобождения технологических блоков) рассчитывается на прием продуктов в количествах, определяемых условиями безопасной остановки технологического процесса .

Сбрасываемые горючие газы, пары и мелкодисперсные материалы должны направляться в закрытые системы для дальнейшей утилизации, обезвреживания или в системы организованного сжигания.

Для обезвреживания сбрасываемых сред (локальные системы) применяются различные методы (термокаталитическое окисление, адсорбция, абсорбция, химическое комплексообразование, плазменное разложение).

Сброс и утилизация нетоксичных горючих газов с плотностью не более 0,8 по отношению к плотности воздуха при условиях сброса и газов, содержащих вещества (полимеры), способные забивать факельные коллекторы и/или снижать пропускную способность факельного коллектора, могут быть организованы путем их направления на свечу рассеивания с обоснованием в проектной документации (документации на техническое перевооружение) безопасности принятого технического решения.

Не допускается объединение газовых выбросов, содержащих вещества, способные при смешивании образовывать взрывоопасные смеси или нестабильные соединения.

При объединении газовых линий сбросов парогазовых сред из аппаратов с различными параметрами давлений должны предусматриваться меры, предотвращающие переток сред из аппаратов с высоким давлением в аппараты с низким давлением.

При наличии жидкой фазы в газовом потоке на линиях сброса газов должны предусматриваться устройства, исключающие ее унос.

В процессах , в которых при отклонении от заданных технологических режимов возможно попадание взрывопожароопасных продуктов в линию подачи инертных сред (пар, азот и другие среды), на последней устанавливается обратный клапан.

Требования безопасности к аппаратурному обеспечению технологических процессов

Выбор оборудования должен осуществляться в соответствии с заданием на проектирование, требованиями нормативных правовых актов в области промышленной безопасности и Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, с учетом категории взрывоопасности технологических блоков.

Для технологического оборудования и трубопроводной арматуры устанавливается назначенный срок службы с учетом конкретных условий эксплуатации. Данные о сроке службы должны указываться производителем в паспортах оборудования и трубопроводной арматуры в соответствии с требованиями технического регламента Таможенного союза «О безопасности машин и оборудования» (далее — TP ТС 010/2011), принятого решением Комиссии Таможенного союза от 18 октября 2011 г. N 823 являющегося обязательным для Российской Федерации в соответствии с Договором о Евразийском экономическом союзе от 29 мая 2014 г., ратифицированным Федеральным законом от 3 октября 2014 г. N 279-ФЗ «О ратификации Договора о Евразийском экономическом союзе». Для технологических трубопроводов проектной организацией устанавливается расчетный срок эксплуатации, что должно быть отражено в проектной документации (документации на техническое перевооружение) и внесено в паспорт трубопроводов.

По истечении срока службы или при превышении количества циклов нагрузки технологического оборудования, трубопроводной арматуры и технологических трубопроводов, установленных производителем, такие технологическое оборудование, трубопроводная арматура и технологические трубопроводы подлежат экспертизе промышленной безопасности в соответствии с требованиями статей 7 и 13 Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов».

Для оборудования (аппаратов и трубопроводов), где невозможно исключить образование взрывоопасных сред и возникновение источников энергии, величина которой превышает минимальную энергию зажигания обращающихся в процессе веществ, предусматриваются методы и средства по взрывозащите и локализации пламени, а в обоснованных случаях — повышение механической прочности в расчете на полное давление взрыва.

Эффективность и надежность средств взрывозащиты, локализации пламени и других противоаварийных устройств должны подтверждаться их производителем до начала их применения на ОПО посредством испытаний промышленных образцов оборудования на взрывозащищенность.

Обеспечение оборудования противоаварийными устройствами не исключает необходимости разработки мер, направленных на предотвращение образования в нем источников зажигания.

Не допускается применять для изготовления оборудования и трубопроводов материалы, которые при взаимодействии с рабочей средой могут образовывать нестабильные соединения — инициаторы взрыва перерабатываемых продуктов.

Качество изготовления технологического оборудования и трубопроводов к нему, предусмотренных конструкторской документацией, должно соответствовать требованиям TP ТС 010/2011 и TP ТС 012/2011 .

Устройство аппаратов, работающих под избыточным давлением, должно соответствовать требованиям технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (далее — TP ТС 032/2013), принятого решением Комиссии Таможенного союза от 2 июля 2013 г. N 41 являющегося обязательным для Российской Федерации в соответствии с Договором о Евразийском экономическом союзе от 29 мая 2014 г., ратифицированным Федеральным законом от 3 октября 2014 г. N 279-ФЗ «О ратификации Договора о Евразийском экономическом союзе», нормативных правовых актов в области промышленной безопасности и Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

Монтаж технологического оборудования и трубопроводов должен производиться в соответствии с проектной и рабочей документацией.

Оборудование и трубопроводы, материалы и комплектующие изделия не могут быть допущены к монтажу при отсутствии документов, подтверждающих качество их изготовления.

В паспортах оборудования, трубопроводной арматуры, приборов контроля и средств автоматики должны указываться показатели надежности, предусмотренные TP ТС 010/2011 , TP ТС 012/2011 и TP ТС 032/2013 .

На установках с технологическими блоками I категории взрывоопасности сварные соединения технологических трубопроводов I категории, транспортирующих взрывопожароопасные и токсичные или высокотоксичные вещества, подлежат 100-процентному контролю неразрушающими методами (ультразвуковая дефектоскопия, просвечивание проникающим излучением или другие равноценные методы).

Выбор методов неразрушающего контроля и объем контроля других категорий трубопроводов должны определяться проектной документацией (документацией на техническое перевооружение) и федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности, устанавливающими требования к проведению неразрушающего контроля технических устройств, зданий и сооружений на опасных производственных объектах, и быть достаточными для обеспечения их безопасной эксплуатации.

Технологические системы должны быть герметичными.

В проектной документации (документации на техническое перевооружение) обосновывается применение оборудования, в котором в соответствии с технической документацией производителя указаны пределы возможных регламентированных утечек горючих веществ (с указанием допустимых величин этих утечек в рабочем режиме). В проектной документации (документации на техническое перевооружение) должен быть определен порядок их сбора и отвода.

Для герметизации подвижных соединений, которые находятся под давлением или разряжением рабочей среды, и вращающихся валов технологического оборудования, находящихся (контактирующих) в ЛВЖ и СГГ, должны применяться уплотнения торцевого типа.

При устройстве наружной теплоизоляции технологических аппаратов и трубопроводов должны предусматриваться меры защиты от попадания в нее горючих продуктов.

Температура наружных поверхностей оборудования и (или) кожухов теплоизоляционных покрытий не должна превышать температуры самовоспламенения наиболее взрывопожароопасного вещества, а в местах, доступных для обслуживающего персонала, должна быть не более 45 градусов Цельсия внутри помещений и 60 градусов Цельсия — на наружных установках.

Конструкция теплообменных устройств технологического оборудования должна исключать возможность взаимного проникновения теплоносителя и технологической среды.

При проектировании технологического оборудования с теплообменными устройствами должно обеспечиваться их соответствие требованиям TP ТС 012/2011 .

Порядок испытаний, контроля за состоянием и эксплуатацией теплообменных устройств определяются технической документацией производителя.

Для аппаратуры с газофазными процессами и газопроводов, в которых по условиям проведения технологического процесса происходит частичная конденсация паров, должны быть предусмотрены устройства для сбора и удаления жидкой фазы.

При невозможности или отсутствии необходимости установки устройства для сбора и удаления жидкой фазы принятые решения должны быть обоснованы в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

Для проведения периодических, установленных регламентом работ по очистке технологического оборудования предусматриваются средства гидравлической, механической или химической чистки, исключающие пребывание людей внутри оборудования (за исключением отдельных операций, указанных в абзаце втором пункта 174 Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств).

При выполнении отдельных операций по очистке технологического оборудования пребывание людей внутри оборудования может быть допустимо в случае, если они не могут быть механизированы, автоматизированы или проведены без непосредственного участия людей.

Аппараты с взрывопожароопасными веществами должны быть оборудованы устройствами для подключения линий воды, пара, инертного газа. При проектировании данного вида оборудования должны быть предусмотрены устройства для продувки аппаратов.

Для взрывопожароопасных технологических систем, оборудование и трубопроводы которых в процессе эксплуатации по роду работы подвергаются вибрации, должны предусматриваться меры и средства по исключению ее воздействия на уплотнительные элементы, а также снижению воздействия на смежные элементы технологической системы и строительные конструкции.

Предельные уровни вибрации для отдельных видов оборудования и его элементов (узлов и деталей), методы и средства контроля этих величин и способы снижения их значений должны отражаться в технической документации на оборудование.

Размещение оборудования

Размещение технологического оборудования, трубопроводной арматуры в производственных зданиях и на открытых площадках должно обеспечивать безопасность обслуживания и эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ и принятия оперативных мер по предотвращению аварийных ситуаций или локализации аварий.

Размещение технологического оборудования и трубопроводов в помещениях, на наружных установках, а также трубопроводов на эстакадах должно осуществляться с учетом возможности проведения визуального контроля за их состоянием, выполнения работ по обслуживанию, ремонту и замене.

Технологическое оборудование взрывопожароопасных производств не должно размещаться:

· над и под вспомогательными помещениями;

· под эстакадами технологических трубопроводов с опасными веществами, кроме случаев, когда осуществляются специальные меры безопасности, исключающие попадание опасных веществ на оборудование, установленное под ними;

· над площадками открытых насосных и компрессорных установок, кроме случаев применения герметичных насосов или, когда осуществляются специальные меры безопасности, исключающие попадание взрывопожароопасных веществ на оборудование, установленное под ними.

Специальные меры безопасности должны обосновываться результатами анализа опасностей технологических процессов и количественным анализом риска аварий на ОПО в соответствии с приложением N 1 к Правилам взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

Оборудование, выведенное из действующей технологической системы, должно быть демонтировано, если оно расположено в одном помещении с технологическими блоками I и (или) II категории взрывоопасности, во всех остальных случаях оно должно быть изолировано от действующих технологических систем.

Меры антикоррозионной защиты аппаратуры и трубопроводов

При эксплуатации технологического оборудования и трубопроводов на ОПО химических, нефтехимических и нефтегазоперерабатывающих производств, в которых обращаются коррозионно-активные вещества, должны предусматриваться методы их защиты с учетом скорости коррозионного износа применяемых конструкционных материалов.

Технологическое оборудование и трубопроводы, контактирующие с коррозионно-активными веществами, должны изготовляться из коррозионно-стойких металлических конструкционных материалов .

В обоснованных случаях для защиты оборудования и трубопроводов разрешено применение коррозионно-стойких неметаллических покрытий (фторопласт, полиэтилен). На установках с технологическими блоками III категории взрывоопасности разрешено использовать оборудование и трубопроводы из коррозионно-стойких неметаллических, в том числе и композиционных материалов (стекло, фарфор, фторопласт, полиэтилен) при соответствующем обосновании, подтвержденном результатами исследований, и разработке мер безопасности.

Порядок контроля за степенью коррозионного износа оборудования и трубопроводов с использованием неразрушающих методов, способы, периодичность и места проведения контрольных замеров должны определяться в эксплуатационной документации с учетом конкретных условий эксплуатации (для новых производств по результатам специальных исследований) и соответствовать требованиям TP ТС 012/2011 .

Применение насосов и компрессоров на технологических объектах

При выборе насосов (насосные агрегаты) и компрессоров (компрессорные установки) для ОПО химических, нефтехимических и нефтегазоперерабатывающих производств должны учитываться технические требования к безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах и Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств. Насосы и компрессоры, используемые для перемещения горючих, сжатых и СГГ, ЛВЖ и ГЖ, по надежности и конструктивным особенностям выбираются с учетом физико-химических свойств перемещаемых продуктов и регламентированных параметров технологического процесса . При этом количество насосов и компрессоров определяется исходя из условия обеспечения непрерывности технологического процесса , в обоснованных случаях (подтвержденных расчетом обеспечения надежности) предусматривается их резервирование.

Порядок срабатывания систем блокировок насосов и компрессоров определяется программой (алгоритмом) срабатывания системы ПАЗ технологической установки.

Запорная арматура, устанавливаемая на нагнетательном и всасывающем трубопроводах насоса или компрессора, должна быть к нему максимально приближена и находиться в зоне, удобной для обслуживания.

На нагнетательном трубопроводе предусматривается установка обратного клапана, если нет другого устройства, предотвращающего перемещение транспортируемых веществ обратным ходом.

Насосы и компрессоры технологических блоков взрывопожароопасных производств, остановка которых при падении напряжения или кратковременном отключении электроэнергии может привести к отклонениям технологических параметров процесса до критических значений и развитию аварий, должны выбираться с учетом возможности их повторного автоматического пуска и оснащаться системами самозапуска электродвигателей. Время срабатывания системы самозапуска должно быть меньше времени выхода параметров технологического процесса за предельно допустимые значения.

Компрессорные установки и насосные агрегаты взрывопожароопасных производств должны проходить испытания и приемку в соответствии с требованиями технического регламента TP ТС 012/2011 , технической документацией производителя.

Не допускается эксплуатация компрессорных установок и насосных агрегатов при отсутствии или неисправном состоянии средств автоматизации, контроля и системы блокировок, указанных в технической документации производителя и предусмотренных конструкцией установки в соответствии с требованиями TP ТС 012/2011 и Правилами взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

Для нагнетания ЛВЖ и ГЖ должны применяться центробежные насосы бессальниковые с двойным торцевым уплотнением, а в обоснованных случаях — с одинарным торцевым уплотнением с дополнительным уплотнителем. Для сжиженных углеводородных газов должны применяться центробежные герметичные (бессальниковые) насосы или центробежные насосы с двойным торцевым уплотнением типа тандем. В качестве затворной жидкости должны использоваться негорючие и (или) нейтральные к перекачиваемой среде жидкости.

При обосновании в проектной документации (документации на техническое перевооружение) для нагнетания ЛВЖ и ГЖ при малых объемных скоростях подачи, в том числе в системах дозирования, разрешается применение поршневых, плунжерных, мембранных, винтовых и шестеренчатых насосов.

При выборе насосов должны учитываться требования TP ТС 012/2011 и Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, а также требования технических документов производителя.

Технические решения по выбору типа и вида насосного оборудования принимаются проектной организацией при разработке проектной документации (документации на техническое перевооружение) ОПО, с учетом физико-химических свойств, обращающихся в технологическом процессе и технологической схеме ЛВЖ и ГЖ.

Центробежные насосы с двойным торцевым уплотнением должны оснащаться системами контроля и сигнализации утечки уплотняющей жидкости. При утечке уплотняющей жидкости последовательность операций по остановке насосов, переключению на резерв и необходимость блокировок, входящих в систему ПАЗ, определяется разработчиком проекта.

В установках с технологическими блоками I и II категории взрывоопасности центробежные компрессоры и насосы с торцевыми уплотнениями должны оснащаться системами контроля за состоянием подшипников по температуре с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельных значений, и блокировками, входящими в систему ПАЗ, которые должны срабатывать при превышении этих значений. Последовательность операций по остановке компрессоров и насосов и переключению на резерв определяется разработчиком проекта.

Конструкция компрессоров и насосов должна предусматривать установку датчиков контроля температуры подшипников.

За уровнем вибрации должен быть установлен периодический или постоянный приборный контроль.

Трубопроводы и арматура

Изготовление, монтаж и эксплуатация трубопроводов и арматуры для горючих и взрывоопасных продуктов должны осуществляться с учетом физико-химических свойств и технологических параметров транспортируемых сред, а также технических требований к безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах и настоящих Правил.

Не допускается применять во взрывопожароопасных технологических системах металлорукава и гибкие шланги (резиновые, пластмассовые) в качестве стационарных трубопроводов для транспортирования СГГ, веществ в парогазовом состоянии, ЛВЖ и ГЖ за исключением обвязки форсунок печей. Для выполнения вспомогательных операций (продувка участков трубопроводов, насосов, отвод отдувочных газов и паров, освобождение трубопроводов от остатков СГГ, ЛВЖ, ГЖ) должны использоваться специально для этого предназначенное оборудование и стационарные линии (коллекторы), на которых предусматриваются отводы (патрубки) с запорной арматурой и глухим фланцем, а при необходимости устанавливается обратный клапан. Для соединения оборудования и технологических трубопроводов со стационарными линиями используются съемные участки трубопроводов.

Применение труб из композитных материалов в качестве стационарных трубопроводов устанавливается в исходных данных и обосновывается в проектной документации (документации на техническое перевооружение) с учетом физико-химических свойств перемещаемой среды и регламентированных параметров работы трубопровода.

Для проведения операций слива и налива в железнодорожные цистерны и другое нестационарное оборудование должны применяться гибкие шланги или металлорукава, имеющие документы, подтверждающие их соответствие обязательным требованиям, установленным в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

Выбор шлангов или металлорукавов осуществляется с учетом свойств транспортируемого продукта и параметров проведения процесса ; срок службы металлорукавов и шлангов устанавливается производителем и продлению не подлежит.

Во взрывопожароопасных технологических системах, в которых при отклонениях от регламентированных параметров возможен детонационный взрыв в трубопроводах, должны приниматься меры по предупреждению детонационных явлений и предотвращению передачи взрыва в аппараты, связанные этими трубопроводами.

Прокладка трубопроводов должна обеспечивать наименьшую протяженность коммуникаций, исключать провисания и образование застойных зон.

При прокладке трубопроводов через строительные конструкции зданий и другие препятствия принимаются меры, исключающие возможность передачи дополнительных нагрузок на трубы.

Транзитная прокладка технологических трубопроводов с опасными веществами под зданиями и сооружениями не допускается.

При прокладке технологических трубопроводов через обвалования резервуаров должна обеспечиваться герметичность их прохода.

Трубопроводы не должны иметь фланцевых или других разъемных соединений.

Фланцевые соединения допускаются только в местах установки арматуры или подсоединения трубопроводов к аппаратам, а также на тех участках, где по условиям технологии требуется периодическая разборка для проведения чистки и ремонта трубопроводов.

Фланцевые соединения размещаются в местах, открытых и доступных для визуального наблюдения, обслуживания, разборки, ремонта и монтажа. Не допускается располагать фланцевые соединения трубопроводов с пожаровзрывоопасными, токсичными и едкими веществами над местами, предназначенными для прохода людей, и рабочими площадками.

Материал фланцев, конструкция уплотнения применяются в соответствии с нормативными техническими документами, устанавливающими требования к технологическим трубопроводам с учетом условий эксплуатации.

Для технологических трубопроводов со взрывоопасными продуктами на объектах, имеющих в своем составе технологические блоки I категории взрывоопасности, не допускается применение фланцевых соединений с гладкой уплотняющей поверхностью, за исключением случаев применения спирально навитых прокладок.

Конструкция уплотнения, материал прокладок и монтаж фланцевых соединений должны обеспечивать необходимую степень герметичности разъемного соединения в течение межремонтного периода эксплуатации технологической системы.

В местах подсоединения трубопроводов с горючими продуктами к коллектору предусматривается установка арматуры для их периодического отключения.

При подключении к коллектору трубопроводов технологических блоков I категории взрывоопасности в обоснованных случаях для повышения надежности предусматривается установка дублирующих отключающих устройств.

На междублочных трубопроводах с горючими и взрывоопасными средами должна устанавливаться запорная арматура с дистанционным управлением, предназначенная для аварийного отключения каждого отдельного технологического блока. Арматура должна устанавливаться в местах, удобных для обслуживания и ремонта, а также визуального контроля за ее состоянием. На трубопроводах технологических блоков, имеющих разрешается устанавливать арматуру с ручным приводом. Место размещения арматуры должно обеспечивать минимальное время приведения ее в действие.

В технологических системах с блоками любой категории взрывоопасности должна применяться стальная арматура, стойкая к коррозионному воздействию рабочей среды в условиях эксплуатации и отвечающая требованиям TP ТС 012/2011 и Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

При обосновании в проектной документации (документации на техническое перевооружение) в технологических блоках, имеющих , разрешается применение арматуры из чугуна и неметаллических конструкционных материалов (пластических масс, стекла) при соответствующем обосновании (по результатам специальных исследований), разработке дополнительных мер безопасности в условиях эксплуатации. Меры безопасности разрабатываются с учетом анализа эксплуатационных отказов с целью предотвращения возможности возникновения аварии.

На трубопроводах для транспортирования взрывопожароопасных продуктов устанавливается арматура в соответствии с проектной документацией.

Класс герметичности затвора определяется в проектной документации (документации на техническое перевооружение) исходя из физико-химических свойств перемещаемых продуктов и регламентированных параметров технологического процесса .

На трубопроводах технологических блоков I категории взрывоопасности с давлением среды Р > 2,5 МПа, температурой, равной температуре кипения среды при регламентированном давлении, для повышения надежности и плотности соединений следует применять арматуру под приварку.

Противоаварийные устройства

В технологических системах для предупреждения аварий, предотвращения их развития необходимо применять противоаварийные устройства: запорную и запорно-регулирующую арматуру, клапаны, отсекающие и другие отключающие устройства, предохранительные устройства от превышения давления, средства подавления и локализации пламени, автоматические системы подавления взрыва.

Выбор методов и средств системы защиты, разработка последовательности срабатывания элементов защиты, локализация и предотвращение развития аварий должны определяться в проектной документации (документации на техническое перевооружение) по результатам анализа опасностей технологического процесса и оценки риска взрыва на основе анализа схем (сценариев) возможного развития этих аварий с учетом категории взрывоопасности технологических блоков, входящих в объект, и отражаться в технологическом регламенте на производство продукции.

При проектировании управляемого программным обеспечением оборудования должны учитываться риски, связанные с ошибками в программе.

В технологических блоках всех категорий взрывоопасности и во всех системах регулирования соотношения горючих сред с окислителями для аварийного отключения в качестве отсекающих устройств должна применяться запорно-регулирующая арматура, соответствующая требованиям по быстродействию и надежности.

Технические устройства (в том числе запорная арматура, клапаны, отсекатели), предназначенные для аварийного отключения блока, должны соответствовать требованиям к безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах, обеспечивать защиту технологических систем при аварийных режимах с заданным быстродействием срабатывания:

· быстродействие отключающих устройств, устанавливаемых на трубопроводах теплоносителя, используемого для испарения горючей жидкости, устанавливается в проектной документации (документации на техническое перевооружение);

· источники давления установок с технологическими блоками I и II категории взрывоопасности должны отключаться одновременно со срабатыванием отсекающей арматуры на линиях нагнетания, быстродействие которой определяется в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

Технические устройства (в том числе арматура, клапаны), предназначенные для подачи в технологическую аппаратуру ингибирующих и инертных веществ, должны соответствовать требованиям TP ТС 012/2011 , обеспечивать при аварийных режимах заданные параметры по производительности и быстродействию:

· в системах подачи инертного газа в технологические блоки всех категорий взрывоопасности обеспечивать объемные скорости ввода инертного газа, исключающие образование взрывоопасных смесей во всех возможных случаях отклонений процесса от регламентированных значений;

· в системах ввода ингибирующих веществ технологических блоков всех категорий взрывоопасности обеспечивать необходимые объемные скорости подачи ингибиторов для подавления неуправляемых экзотермических реакций;

· на коммуникациях организованного сброса горючих парогазовых и жидких сред технологических блоков всех категорий взрывоопасности исключать возможность выброса этих сред в атмосферу.

При срабатывании средств защиты, устанавливаемых на оборудовании, должна быть предотвращена возможность травмирования обслуживающего персонала, выброса взрывоопасных продуктов в рабочую зону и окружающую среду.

Применяемая для взрывозащиты технологических систем арматура, предохранительные устройства, средства локализации пламени должны изготовляться в соответствии с требованиями TP ТС 012/2011 и требованиями, установленными в технической документации производителя.

На ОПО применяются технические устройства, имеющие документы, подтверждающие их соответствие обязательным требованиям, установленным в соответствии с законодательством Российской Федерации о техническом регулировании.

При выборе, расчете и эксплуатации средств защиты аппаратов и коммуникаций от превышения давления должны учитываться технические требования к безопасности оборудования для работы во взрывоопасных средах и технические требования, установленные нормативными документами, содержащими требования по выбору, расчету и эксплуатации средств защиты аппаратов и коммуникаций от превышения давления.

При установке предохранительных устройств на технологических аппаратах (трубопроводах) со взрывопожароопасными продуктами должны предусматриваться меры и средства (в том числе и автоматического регулирования процесса ), обеспечивающие минимальную частоту их срабатывания.

Средства защиты от распространения пламени (огнепреградители, пламеотсекатели, жидкостные затворы) должны устанавливаться на дыхательных и стравливающих линиях аппаратов и резервуаров с ЛВЖ и ГЖ, а также на трубопроводах ЛВЖ и ГЖ, в которых возможно распространение пламени, в том числе работающих периодически или при незаполненном сечении трубопровода, на трубопроводах от оборудования с раскаленным катализатором, пламенным горением и другими источниками зажигания.

Средства защиты от распространения пламени не устанавливаются при условии подачи в эти линии инертных газов в количествах, исключающих образование в них взрывоопасных смесей. Порядок подачи инертных газов устанавливается в технологических регламентах на производство продукции.

Конструкция огнепреградителей и жидкостных предохранительных затворов должна обеспечивать надежную локализацию пламени с учетом условий эксплуатации.

Для огнепреградителей и жидкостных предохранительных затворов предусматриваются меры, обеспечивающие надежность их работы в условиях эксплуатации, в том числе при возможности кристаллизации, полимеризации и замерзания веществ в затворе.

Для огнепреградителей, устанавливаемых на дыхательных линиях резервуаров с ЛВЖ и ГЖ, где возможно отложение пыли вследствие поступления ее из атмосферного воздуха, предусматриваются меры по контролю состояния огнепреградителей (в том числе по контролю их пропускной способности) и предупреждению риска возникновения аварийных ситуаций.

В резервуары с ЛВЖ, работающие под давлением, при возникновении в них разрежения для его гашения и исключения образования в них взрывоопасной среды должна предусматриваться подача газа, инертного по отношению к находящейся в резервуаре среде.

Для резервуаров с ЛВЖ, работающих без давления, следует предусматривать меры, предотвращающие образование в них взрывоопасных смесей либо исключающие источники воспламенения.

Не допускается эксплуатация взрывопожароопасных технологических установок с неисправными или отключенными противоаварийными устройствами и системами подачи инертных и ингибирующих веществ.

Состояние средств противоаварийной защиты, систем подачи инертных и ингибирующих веществ должно периодически контролироваться.

Периодичность и методы контроля определяются в проектной документации (документации на техническое перевооружение) и устанавливаются в технологическом регламенте на производство продукции.

Системы контроля, управления, сигнализации и противоаварийной автоматической защиты, обеспечивающие безопасность ведения технологических процессов

Системы контроля, автоматического и дистанционного управления и регулирования технологическими процессами (далее — системы управления), сигнализации и системы ПАЗ, а также системы связи и оповещения об аварийных ситуациях (далее — системы СиО), в том числе поставляемые комплектно с оборудованием, должны отвечать требованиям настоящих Правил, проектной документации (документации на техническое перевооружение), технологическим регламентам на производство продукции и обеспечивать заданную точность поддержания технологических параметров, надежность и безопасность проведения технологических процессов .

Выбор систем контроля, управления и ПАЗ, а также системы СиО по показателям безопасности, надежности, быстродействию, допустимой погрешности измерительных систем и другим техническим характеристикам осуществляется с учетом особенностей технологического процесса в зависимости от категории взрывоопасности технологических блоков, входящих в объект.

Системы контроля, управления и ПАЗ должны проходить комплексное опробование по специальным программам.

Размещение электрических средств и элементов систем контроля, управления и ПАЗ, а также связи и оповещения во взрывоопасных зонах производственных помещений и наружных установок, степень их взрывозащиты должны соответствовать требованиям нормативно-технических документов по устройству электроустановок.

Во взрывоопасных помещениях и вне их перед входными дверями предусматривается устройство световой и звуковой сигнализации загазованности воздушной среды.

Средства автоматики, используемые по ПМЛА, должны быть обозначены по месту их установки и указываются в технологическом регламенте на производство продукции и инструкциях.

Системы контроля, управления и ПАЗ технологических процессов , а также системы СиО должны маркироваться с нанесением соответствующих надписей, четко отражающих их функциональное назначение, величины уставок защиты и регламентированные значения контролируемых параметров.

Размещение систем контроля, управления и ПАЗ, а также системы СиО осуществляется в местах удобных и безопасных для обслуживания, исключающих вибрацию, количественные характеристики которой превышают допустимые значения показателей вибрации для используемых технических средств, загрязнения веществами, обращающимися в технологическом процессе , механических и других вредных воздействий, влияющих на точность, надежность и быстродействие систем.

При этом должны предусматриваться меры и средства демонтажа систем и их элементов без разгерметизации оборудования и трубопроводов.

Системы управления технологическими процессами

ОПО, имеющие в своем составе объекты с технологическими блоками I и II категорий взрывоопасности, должны оснащаться автоматическими и (или) автоматизированными системами управления, построенными на базе электронных средств контроля и автоматики, включая средства вычислительной техники.

Автоматизированные системы управления технологическими процессами (далее — АСУТП) на базе средств вычислительной техники должны соответствовать требованиям технического задания и обеспечивать:

· постоянный контроль за параметрами технологического процесса и управление режимами для поддержания их регламентированных значений;

· регистрацию срабатывания и контроль за работоспособным состоянием средств ПАЗ;

· постоянный контроль за состоянием воздушной среды в пределах объекта;

· постоянный анализ изменения параметров в сторону критических значений и прогнозирование возможной аварии;

· срабатывание средств управления и ПАЗ, прекращающих развитие опасной ситуации;

· срабатывание средств локализации и ликвидации аварий, выбор и реализацию оптимальных управляющих воздействий;

· проведение операций безаварийного пуска, остановки и всех необходимых для этого переключений;

· выдачу информации о состоянии безопасности на объекте в вышестоящую систему управления, а также в систему дистанционного контроля промышленной безопасности.

Информация о событиях, связанных с отклонениями от параметров, определяющих взрывоопасность технологического процесса в соответствии с требованиями пункта 218 Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, должна архивироваться (с записью в журнале событий) в АСУТП эксплуатирующей организации.

Записи в журналах событий должны храниться в течение трех месяцев.

В помещениях управления должна предусматриваться световая и звуковая сигнализация, срабатывающая при достижении предупредительных значений параметров процесса , определяющих его взрывоопасность.

Системы противоаварийной автоматической защиты

Системы ПАЗ должны обеспечивать защиту персонала, технологического оборудования и окружающей среды в случае возникновения на управляемом объекте нештатной ситуации, развитие которой может привести к аварии.

Системы ПАЗ функционируют независимо от системы управления технологическим процессом . Нарушение работы системы управления не должно влиять на работу системы ПАЗ.

Сети обмена информацией между элементами системы ПАЗ должны быть отдельными от сетей обмена информацией между элементами других систем АСУТП.

Система ПАЗ выполняет следующие функции:

· автоматическое обнаружение потенциально опасных изменений состояния технологического объекта или системы его автоматизации;

· автоматическое измерение технологических переменных, важных для безопасного ведения технологического процесса (например, измерение переменных, значения которых характеризуют близость объекта к границам режима безопасного ведения процесса );

· автоматическая (в режиме on-line) диагностика отказов, возникающих в системе ПАЗ и (или) в используемых ею средствах технического и программного обеспечения;

· автоматическая предаварийная сигнализация, информирующая оператора технологического процесса о потенциально опасных изменениях, произошедших в объекте или в системе ПАЗ;

· обеспечение безопасной остановки или перевод взрывоопасного технологического процесса в безопасное состояние по заданной программе при превышении предельно допустимых значений параметров процесса ;

· автоматическая защита от несанкционированного доступа к параметрам настройки и (или) выбора режима работы системы ПАЗ;

· автоматический контроль управляющих действий оператора, выдача предупреждающих сообщений о неправильных действиях и их регистрация при выполнении пусковых, эксплуатационных и остановочных операций;

· автоматическое определение первопричины и последовательности срабатывания системы ПАЗ.

В дополнение к логическому контроллеру допускается предусматривать ручные средства инициирования системы ПАЗ (отдельных контуров ПАЗ), например, кнопки аварийного останова, подключенные непосредственно к контроллеру ПАЗ.

Выбор варианта подключения кнопок аварийного останова осуществляется проектной организацией с учетом сложности технологического объекта, необходимости выполнения последовательности аварийного останова оборудования и с учетом риска отказа контроллера ПАЗ.

Методы создания систем ПАЗ должны определяться в соответствии с требуемым уровнем полноты безопасности (УПБ), определяемым на стадии формирования требований при проектировании АСУТП на основании анализа опасности и работоспособности контуров безопасности с учетом риска, возникающего при отказе контура безопасности.

Рациональный выбор средств для систем ПАЗ осуществляется с учетом их надежности, быстродействия в соответствии с их техническими характеристиками.

Для объектов, имеющих в составе технологические блоки I и II категорий, системы управления ПАЗ должны использовать собственные датчики.

С целью обеспечения требуемого уровня полноты безопасности допускается в качестве дополнительных источников информации применение датчиков других подсистем АСУТП. При этом должно быть обеспечено выполнение требований пунктов 230 и 231 Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, а дополнительные элементы системы ПАЗ должны обеспечивать необходимый уровень полноты безопасности. Отказ датчиков других систем АСУТП, используемых в качестве дополнительных источников информации для систем ПАЗ, не должен приводить к увеличению запросов в систему ПАЗ на исполнение ее функций.

Для объектов, имеющих в составе технологические блоки I и II категорий, системы ПАЗ должны использовать собственные исполнительные устройства.

При дополнительном обосновании в проектной документации (документации на техническое перевооружение) допускается использовать в качестве исполнительных устройств системы ПАЗ исполнительные устройства, предусмотренные в составе иных подсистем АСУТП, при условии соблюдения следующих требований:

· исполнительное устройство должно быть оснащено двумя дополнительными блоками, воздействующими на исполнительный механизм, один из которых связан с системой ПАЗ, а второй — с подсистемой АСУТП;

· сигналы, приходящие от дополнительного блока исполнительного механизма, связанного с системой ПАЗ, должны иметь приоритет перед сигналами, приходящими от дополнительного блока исполнительного механизма, связанного с иной подсистемой АСУТП. При этом должно быть обеспечено выполнение требований пунктов 230 и 231 Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств;

· сигналы, приходящие от дополнительного блока исполнительного механизма, связанного с системой ПАЗ, должны переводить запорный (запорно-регулирующий) орган исполнительного устройства в безопасное положение и делать невозможным управление исполнительным механизмом по сигналам, приходящим от дополнительного блока исполнительного механизма, связанного с иной подсистемой АСУТП;

· отказ иной подсистемы АСУТП не должен оказывать влияния на исполнение функции безопасности соответствующего контура ПАЗ.

Контроль за текущими показателями параметров, определяющими взрывоопасность технологических процессов с блоками I категории взрывоопасности, осуществляется не менее чем от двух независимых датчиков с раздельными точками отбора, логически взаимодействующих для срабатывания ПАЗ.

Проектирование системы ПАЗ и выбор ее элементов осуществляются исходя из условий обеспечения работы системы в процессе эксплуатации, обслуживания и ремонта в течение всего жизненного цикла защищаемого объекта.

Показатели надежности, безопасности и быстродействия систем ПАЗ определяются разработчиками систем с учетом требований технологической части проекта. При этом учитываются категория взрывоопасности технологических блоков, входящих в объект, и время развития возможной аварии.

Время срабатывания системы защиты должно быть таким, чтобы исключалось опасное развитие возможной аварии.

К выполнению управляющих функций систем ПАЗ предъявляются следующие требования:

· команды управления, сформированные алгоритмами защит (блокировок), должны иметь приоритет по отношению к любым другим командам управления технологическим оборудованием, в том числе к командам, формируемым оперативным персоналом АСУТП (если иное не оговорено в техническом задании (далее — ТЗ) на ее создание);

· срабатывание одной системы ПАЗ не должно приводить к созданию на объекте ситуации, требующей срабатывания другой такой системы;

· в алгоритмах срабатывания защит следует предусматривать возможность включения блокировки команд управления оборудованием, технологически связанным с аппаратом, агрегатом или иным оборудованием, вызвавшим такое срабатывание.

В системах ПАЗ и управления технологическими процессами любых категорий взрывоопасности должно быть исключено их срабатывание от кратковременных сигналов нарушения нормального хода технологического процесса , в том числе и в случае переключений на резервный или аварийный источник электропитания.

В проектной документации (документации на техническое перевооружение), технологических регламентах на производство продукции и перечнях систем ПАЗ взрывоопасных объектов наряду с уставками защиты по опасным параметрам должны быть указаны границы регламентированных значений параметров и границы критических значений параметров.

Значения уставок систем защиты определяются с учетом погрешностей срабатывания сигнальных устройств средств измерений, быстродействия системы, возможной скорости изменения параметров и категории взрывоопасности технологического блока. При этом время срабатывания систем защиты должно быть меньше времени, необходимого для перехода параметра от предупредительного до предельно допустимого значения.

Конкретные значения уставок приводятся в проектной документации (документации на техническое перевооружение) и технологическом регламенте на производство продукции.

Для ОПО химических, нефтехимических и нефтегазоперерабатывающих производств предусматривается предаварийная сигнализация по предупредительным значениям параметров, определяющих взрывоопасность объектов.

В случае отключения электроэнергии или прекращения подачи сжатого воздуха для питания систем контроля и управления системы ПАЗ должны обеспечивать перевод технологического объекта в безопасное состояние. Необходимо исключить возможность случайных (незапрограммированных) переключений в этих системах при восстановлении питания. Возврат технологического объекта в рабочее состояние после срабатывания системы ПАЗ выполняется обслуживающим персоналом по инструкции.

Исполнительные механизмы систем ПАЗ должны иметь указатели крайних положений непосредственно на этих механизмах. Сигналы указания крайних положений исполнительных механизмов системы ПАЗ должны подаваться на контроллер системы ПАЗ.

Надежность систем ПАЗ обеспечивается аппаратурным резервированием различных типов (дублирование, троирование), временной и функциональной избыточностью и наличием систем диагностики с индикацией рабочего состояния и самодиагностики с сопоставлением значений технологических связанных параметров. Достаточность резервирования и его тип обосновываются разработчиком проекта.

Показатели надежности систем ПАЗ устанавливаются и проверяются не менее, чем для двух типов отказов данных систем: отказы типа «несрабатывание» и отказы типа «ложное срабатывание».

Технические решения по обеспечению надежности контроля параметров, имеющих критические значения, на объектах с технологическими блоками III категории взрывоопасности обосновываются разработчиком проектной документации (документации на техническое перевооружение).

Все программные средства вычислительной техники, предназначенные для применения в составе любой системы ПАЗ, подлежат обязательной проверке на соответствие требованиям, указанным в ТЗ, которая проводится их изготовителем или поставщиком по программе, согласованной с заказчиком системы ПАЗ.

Перечень контролируемых параметров, определяющих взрывоопасность процесса в каждом конкретном случае, составляется разработчиком процесса и указывается в исходных данных на проектирование.

На периоды пуска, останова и переключений технологических режимов установок при соответствующем обосновании в проектной документации (документации на техническое перевооружение) и технологических регламентах на производство продукции должны быть предусмотрены специальные алгоритмы (сценарии) работы системы ПАЗ, при которых допускается ручное или автоматическое отключение отдельных блокировок. Контроль, индикация и регистрация параметров отключению не подлежат.

Автоматические средства газового анализа

Для контроля загазованности по предельно допустимой концентрации и нижнему концентрационному пределу распространения пламени в производственных помещениях, рабочей зоне открытых наружных установок должны предусматриваться средства автоматического газового контроля и анализа с сигнализацией, срабатывающей при достижении предельно допустимых величин, и с выдачей сигналов в систему ПАЗ.

Места расположения и тип средств автоматического непрерывного газового контроля и анализа с сигнализацией для контроля загазованности в рабочей зоне производственных помещений и открытых наружных установок устанавливаются и обосновываются в проектной документации (документации на техническое перевооружение) в соответствии с техническими характеристиками средств (приборов), указанных в паспортах производителя.

При этом все случаи загазованности должны регистрироваться приборами с автоматической записью и документироваться.

Энергетическое обеспечение систем контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты

Системы контроля, управления и ПАЗ объектов с технологическими блоками I категории взрывоопасности по обеспечению надежности электроснабжения относятся к особой группе электроприемников I категории в соответствии с требованиями нормативно-технических документов к устройству электроустановок.

Отнесение систем контроля, управления и ПАЗ объектов с технологическими блоками II и III категории взрывоопасности к особой группе электроприемников I категории должно определяться в проектной документации (документации на техническое перевооружение).

Мощность третьего независимого источника электроснабжения, предназначенного для питания систем контроля, управления и ПАЗ объектов с технологическими блоками I категории взрывоопасности, должна обеспечить работу всех элементов системы, задействованных в безаварийной остановке технологического объекта.

Для пневматических систем управления и ПАЗ должны предусматриваться сети сжатого воздуха, отдельные от сетей технологического воздуха.

Воздух для воздушных компрессоров и систем КИПиА должен быть очищен от пыли, масла, влаги.

Качество сжатого воздуха должно соответствовать требованиям, установленным производителем в технической документации (паспортах) на системы и контрольно-измерительные приборы.

Системы обеспечения сжатым воздухом средств управления и ПАЗ должны иметь буферные емкости (реципиенты), обеспечивающие питание воздухом систем контроля, управления и ПАЗ при остановке компрессоров в течение времени, достаточного для безаварийной остановки объекта, что должно быть подтверждено расчетом. Не допускается использование сжатого воздуха для средств управления и ПАЗ не по назначению.

На линиях ввода сжатого воздуха в цех ( технологическую установку) должны быть предусмотрены приборы или пробоотборные устройства для анализа загрязненности сжатого воздуха. Периодичность анализов должна быть определена в инструкции.

Помещения управления технологическими объектами и установки компримирования воздуха должны оснащаться световой и звуковой сигнализацией, срабатывающей при падении давления сжатого воздуха в сети до буферных емкостей (реципиентов).

Не допускается использование инертного газа для питания систем КИПиА.

Метрологическое обеспечение систем контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты

Метрологическое обеспечение и функционирование приборов и систем контроля, управления и ПАЗ в организации, эксплуатирующей ОПО, должны соответствовать требованиям Федерального закона от 26 июня 2008 г. N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений».

Средства измерения, входящие в систему контроля, управления и ПАЗ, и информационно-измерительные системы (далее — ИИС) должны иметь документы, подтверждающие утверждение типа средств измерений и прохождение поверки и/или калибровки.

Размещение и устройство помещений управления и анализаторных помещений

Объемно-планировочные решения, конструкция зданий, помещений и вспомогательных сооружений для систем контроля, управления, ПАЗ и газового анализа, их размещение на территории ОПО химических, нефтехимических и нефтегазоперерабатывающих производств должны соответствовать проектной документации, требованиям технических регламентов, требованиям законодательства о градостроительной деятельности и Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

Помещения управления должны быть отдельно стоящими.

В отдельных случаях при соответствующем обосновании в проекте разрешено пристраивать их к зданиям. При этом не допускается:

· размещение над (под) взрывопожароопасными помещениями, помещениями с химически активной и вредной средой, приточными и вытяжными венткамерами, помещениями с мокрыми процессами ;

· размещение в них оборудования и других устройств, не связанных с системой управления технологическим процессом ;

· транзитная прокладка трубопроводов, воздуховодов и кабелей через помещения управления;

· устройство парового или водяного отопления;

· ввод импульсных линий и других трубопроводов с горючими, взрывоопасными и вредными продуктами.

В помещениях управления следует предусматривать:

· воздушное отопление и установки для кондиционирования воздуха (устройство водяного отопления в помещениях управления, не имеющих электронных приборов, обосновывается в проекте). Воздух, подаваемый в помещения управления, должен быть очищен от газов, паров и пыли и соответствовать требованиям по эксплуатации установленного оборудования и санитарным нормам;

· теплые и неэлектропроводные полы, кабельные каналы и двойные полы, соответствующие требованиям законодательства о градостроительной деятельности;

· световую и звуковую сигнализацию о загазованности производственных помещений и территории управляемого объекта.

Для систем ПАЗ в обоснованных случаях необходимо предусматривать щиты (или панели) с мнемосхемами структуры блокировок, которые должны оснащаться световыми устройствами, сигнализирующими о состоянии блокировок, источников энергопитания и исполнительных органов.

Размещение анализаторных помещений (зданий) на площадке технологической установки (цеха) обосновывается в проектной документации в соответствии с требованиями законодательства о градостроительной деятельности, Правил взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств.

Объем анализаторного помещения и технические характеристики систем вентиляции должны определяться, исходя из условий, при которых в помещении в течение одного часа должна быть исключена возможность образования взрывоопасной концентрации анализируемых продуктов при полном разрыве газоподводящей трубки одного анализатора независимо от их числа в помещении при наличии ограничителей расхода и давления этих продуктов.

Кроме общеобменной вентиляции в помещении должна предусматриваться аварийная вентиляция, которая автоматически включается в случае, если концентрация обращающихся веществ в воздухе помещения достигает 20 процентов НКПР.

В анализаторное помещение не должны вводиться пробоотборные трубки с давлением выше, чем это требуется для работы анализатора.

Ограничители расхода и давления на пробоотборных устройствах должны размещаться в безопасном месте вне анализаторного помещения.

Избыток анализируемого вещества после завершения анализа должен возвращаться в технологическую систему или утилизироваться.

Баллоны с поверочными газами и смесями, газами-носителями, эталонами должны отвечать требованиям федеральных норм и правил промышленной безопасности, устанавливающих требования к оборудованию, работающему под избыточным давлением.

Места и порядок размещения, хранения и использования баллонов определяются проектом.

В анализаторных помещениях не допускается постоянное пребывание людей.

Анализаторы должны иметь защиту от распространения пламени по газовым (газоподводящим) линиям.

Системы связи и оповещения

Производства, имеющие в составе технологические блоки любых категорий взрывоопасности, должны быть оборудованы системами двусторонней громкоговорящей и телефонной связи между технологически связанными производственными участками, а также оборудованы телефонной связью с персоналом диспетчерских пунктов.

Объекты, имеющие в составе технологические блоки I категории взрывоопасности, должны быть оборудованы системами двусторонней громкоговорящей связи с персоналом диспетчерских пунктов, штабом гражданской обороны (далее — ГО) промышленного объекта, газоспасательной службой (далее — ГСС), пожарной частью (далее — ПЧ), сливоналивными пунктами, складами и насосными горючих, сжиженных и вредных продуктов.

Перечень производственных подразделений, с которыми устанавливается связь, вид связи определяются разработчиком проекта в зависимости от особенностей технологического процесса , условий производства с учетом категории взрывоопасности технологических блоков, входящих в них, и других факторов.

В технологических блоках всех категорий взрывоопасности должны быть предусмотрены технические средства, обеспечивающие в автоматическом режиме оповещение об обнаружении, локализации и ликвидации выбросов опасных веществ. Информация, включая данные прогнозирования о путях возможного распространения взрывоопасного (или вредного химического) облака, должна передаваться в ГСС промышленного объекта и диспетчеру промышленного объекта (организации), а также в единую дежурно-диспетчерскую службу муниципального образования по месту нахождения ОПО.

В помещениях управления производствами, имеющими в составе блоки I категории взрывоопасности, на наружных установках, в помещении диспетчера предприятия, структурного подразделения предприятия, специально уполномоченном на решение задач в области гражданской обороны и защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций, и единой дежурно-диспетчерской службе муниципального образования предусматривается установка постов управления и технических средств связи и оповещения для извещения об опасных выбросах химически опасных веществ.

Средства связи и оповещения по внешнему оформлению должны отличаться от аналогичных средств промышленного использования, их размещение и устройство должны исключать доступ посторонних лиц и возможность случайного использования. Сигнальные устройства систем оповещения пломбируются.

Организация и порядок оповещения производственного персонала и гражданского населения об аварии, назначение ответственного за включение (запуск) системы оповещения, порядок создания и поддержание в состоянии готовности технических средств связи и оповещения и соответствующих аварийно-спасательных служб по ликвидации угрозы химического поражения осуществляется в соответствии с законодательством Российской Федерации в области гражданской обороны и защиты населения и территорий от чрезвычайных ситуаций с учетом Положения о системах оповещения населения, утвержденного приказом МЧС России и Минкомсвязи России N 578/365 от 31 июля 2020 г.

Эксплуатация систем контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты, связи и оповещения

За правильностью эксплуатации систем контроля, управления и ПАЗ, связи и оповещения должен быть установлен контроль.

Объем контроля должен обеспечить стабильную и точную работу систем контроля, управления и ПАЗ.

Технологические процессы и работа оборудования не должны осуществляться с неисправными или отключенными системами контроля, управления и ПАЗ, связи и оповещения.

Для непрерывных процессов по письменному разрешению должностного лица организации допускается отключение защит (единовременно не более одного параметра) только в дневную смену либо при проведении работ в иные смены — обеспечить присутствие и контроль соответствующих служб. При этом разрабатываются организационно-технические мероприятия и план организации работ, обеспечивающие безопасность ведения технологического процесса и производства работ. Продолжительность отключения должна определяться планом организации работ. Отключение предаварийной сигнализации в этом случае не допускается. Ручное деблокирование в системах автоматического управления технологическими процессами не допускается.

При этом предусматриваются устройства, регистрирующие все случаи отключений параметров защиты и их продолжительность.

На период замены элементов системы контроля или управления должны быть предусмотрены меры и средства, обеспечивающие безопасное проведение процесса в ручном режиме.

В проектной документации ОПО (документации на техническое перевооружение ОПО), в технологическом регламенте на производство продукции и технологических инструкциях должны быть определены стадии процесса или отдельные параметры, управление которыми в ручном режиме не допускается.

Для объектов с технологическими блоками любых категорий взрывоопасности в системах контроля, управления и ПАЗ, СиО не должны применяться приборы, устройства и другие элементы, отработавшие свой назначенный срок службы.

Сменный технологический персонал в случае обнаружения неисправности прибора или средств автоматизации должен провести аварийные отключения вышедших из строя приборов и средств автоматизации в соответствии с требованиями инструкций по эксплуатации средств автоматизации. Организацию проведения ремонта отключенных приборов, наладку и ремонт систем контроля, управления и ПАЗ должны проводить работники службы КИПиА или специализированной организации при наличии документов на проведение работ по наладке и ремонту систем контроля, управления и ПАЗ, связи и оповещения на ОПО.

Монтаж, наладка и ремонт систем контроля, управления и противоаварийной автоматической защиты, связи и оповещения

Запорная регулирующая арматура, исполнительные механизмы, участвующие в схемах контроля, управления и ПАЗ, СиО технологических процессов , после ремонта и перед установкой по месту должны проходить периодические испытания на быстродействие, прочность и плотность закрытия с оформлением актов или с записью в паспорте, журнале. Периодичность испытаний устанавливается требованиями в технической документации производителя.

Работы по монтажу, наладке, ремонту, регулировке и испытанию систем контроля, управления и ПАЗ, СиО должны исключать искрообразование. На проведение таких работ во взрывоопасных зонах оформляется наряд-допуск, разрабатываются меры, обеспечивающие безопасность организации и проведения работ.

При снятии средств контроля, управления и ПАЗ, СиО для ремонта, наладки или поверки должна проводиться немедленная замена снятых средств на идентичные по всем параметрам.

Ремонт технических устройств, систем измерения и автоматизации, выполненных во взрывозащищенном исполнении, должен осуществляться в соответствии с указаниями производителя.

Если Вы считаете, что материал нарушает авторские права либо по каким-то другим причинам должен быть удален с сайта, Вы можете оставить жалобу на материал.

Образец производственной инструкции

Производственная инструкция — это документ, который регламентирует выполнение служебных обязанностей сотрудниками. Есть рабочие места, на которых согласно указаниям Ростехнадзора такой локальный акт требуется обязательно.

Что такое производственная инструкция и для чего она нужна

Документ представляет прямой алгоритм, как действовать на рабочем месте, в том числе при поломках или авариях. Главное, чем отличаются производственные инструкции по промышленной безопасности от руководств по эксплуатации оборудования, — первые составляются с учетом факторов риска и специфики работы на конкретном предприятии. Четкое следование указаниям из инструкции позволяет работникам не отклоняться от техпроцесса, получать нужный результат и обеспечивать максимальную безопасность труда.

Ростехнадзор требует, чтобы этот документ присутствовал на рабочих местах, которые связаны:

• с транспортировкой опасных веществ;
• с эксплуатацией, строительством, техническим перевооружением, реконструкцией, консервацией и ликвидацией ОПО;
• с объектами электроэнергетики;
• с гидротехническими сооружениями;
• с объектами, на которых эксплуатируются тепловые, электрические установки и сети;
• с изготовлением, монтажом, наладкой, обслуживанием, ремонтом технических устройств, используемых на объектах (приказ Ростехнадзора №37 от 29 января 2007 года).

Кроме того, требования составлять такие локальные акты содержат некоторые виды отраслевой нормативной документации. Например, для работников газовой промышленности — «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления». Размещается производственная инструкция рабочего непосредственно на рабочем месте, ее запасной вариант хранят на стенде в рабочей зоне. Сотрудник при получении бумаги на руки ставит подпись в специальном журнале.

Минимум раз в год всех сотрудников проверяют на ее знание. Вне очереди эту процедуру проводят в следующих случаях:

• законодатели вносили изменения в федеральные нормы и правила;
• работник переходит в другую компанию;
• надзорные органы выдали соответствующее предписание;
• у сотрудника перерыв больше года в работе по специальности (в этом случае проводят еще и стажировку).

Кто их разрабатывает и утверждает на предприятии

Сложность при составлении подобных документов в том, что заниматься этим вправе только компетентные сотрудники и практически всегда коллективно. Вот перечень тех, кто разрабатывает производственные инструкции на предприятии:

• руководители структурных подразделений;
• инженеры;
• технологи;
• служба главного инженера;
• ведущие специалисты участков, цехов;
• производственно-технологический отдел и т. д.

При изменении федеральных правил, норм или иных документов, регламентирующих рабочий процесс в отрасли, вносятся соответствующие правки. Затем снова требуется ознакомление сотрудников под подпись.

После составления или изменения бумаги утверждают. Вот кем утверждаются производственные инструкции:

• главой компании;
• техническим руководителем.

Если в документ вносились какие-либо правки, его чаще всего вводят в действие как новый локальный акт, а действие старого отменяют специальным приказом.

Содержание документа

Для того чтобы локальный акт было удобно использовать, его делают кратким и состоящим из разделов. Текст пишут понятным, простым языком, избегая двусмысленных формулировок. Используют таблицы, рисунки с пояснениями, схемы. За основу берут:

• квалификационные справочники;
• профессиональные стандарты;
• нормативно-технические документы конкретных ведомств;
• типовые производственные инструкции Ростехнадзора;
• руководства к оборудованию, паспорта и иную документацию от производителя.

Рекомендуемая структура производственной инструкции включает в себя:

1. Титульный лист. На нем печатают название документа и отрасль производства. Указывают фамилии авторов, контролера, разработчика, утверждающего, ставят дату выпуска.
2. Вводная часть. Пишут о назначении бумаги, целевой аудитории (список должностей), приводят перечень нормативных документов.
3. Основная часть. Примерные разделы:
   • сведения об ОПО;
   • информация о технологических схемах и нормах технологического режима, какой документ должен прилагаться к производственной инструкции — технологические схемы;
   • описание рабочего места;
   • меры безопасности при работе с оборудованием.
4. Порядок внесения в акт изменений и дополнений.

Названия комплектующих указывают так, как они звучат у производителя. Описывают характеристики продукции. Обязателен пункт об ответственности сотрудников в процессе работы.

Срок действия бумаги

О продолжительности действия этого документа в нормативно-правовых актах не говорится. Примерный срок действия производственных инструкций равен пяти годам — с такой регулярностью в большинстве организаций пересматривают их содержание. Если за это время в организации не происходило значительных перемен, утверждается прошлый вариант.

Об утверждении Правил обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации оборудования, работающего под давлением

Приказ Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 30 декабря 2014 года № 358. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 20 февраля 2015 года № 10303.

В соответствии с подпунктом 14) статьи 12-2 Закона Республики Казахстан от 11 апреля 2014 года «О гражданской защите» ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Утвердить прилагаемые Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации оборудования, работающего под давлением.

2. Комитету индустриального развития и промышленной безопасности Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан (Ержанову А.К.) обеспечить:

1) в установленном законодательством порядке государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан, направление копии на официальное опубликование в средствах массовой информации и информационно-правовой системе «Әділет» республиканского государственного предприятия на праве хозяйственного ведения «Республиканский центр правовой информации Министерства юстиции Республики Казахстан»;

3) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан и на интернет-портале государственных органов;

4) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Юридический департамент Министерства по инвестициям и развитию Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1), 2) и 3) пункта 2 настоящего приказа.

3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на вице-министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан Paу А.П.

4. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

по инвестициям и развитию

Министр Национальной экономики

__________ Е. Досаев

14 января 2015 год

________ В. Школьник

«___» ___________ 20 __ года

Утверждены приказом Министра по инвестициям и развитию Республики Казахстан от 30 декабря 2014 года № 358

Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации
оборудования, работающего под давлением
1. Общие положения

1. Настоящие Правила обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации оборудования, работающего под давлением (далее-Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 14) статьи 12-2 Закона Республики Казахстан от 11 апреля 2014 года «О гражданской защите» и определяют порядок обеспечения промышленной безопасности при эксплуатации оборудования, работающего под давлением.

2. В настоящих Правилах используются следующие термины и определения:

1) паровой котел – устройство, имеющее топку, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для получения пара с давлением выше атмосферного, используемого вне самого устройства;

2) водогрейный котел – устройство, имеющее топку, обогреваемое продуктами сжигаемого в ней топлива и предназначенное для нагрева воды, находящейся под давлением выше атмосферного и используемой в качестве теплоносителя вне самого устройства;

3) котел – паровой или водогрейный котел без топки или с топкой для дожигания газов, в котором в качестве источника используются горячие газы технологических или металлургических производств или другие технологические продуктовые потоки;

4) пароводогрейный котел – котел, предназначенный для выдачи потребителю пара и горячей воды;

5) котел-бойлер – паровой котел, в барабане которого размещено устройство для нагревания воды, используемой вне самого котла, а также паровой котел, в естественную циркуляцию которого включен отдельно стоящий бойлер;

6) энерготехнологический котел – паровой или водогрейный котел, в топке которого осуществляется переработка технологических материалов;

7) пароперегреватель – устройство, предназначенное для повышения температуры пара выше температуры давления насыщения, соответствующей давлению в котле;

автономный пароперегреватель – пароперегреватель, встроенный в котел или газоход или отдельно стоящий, в котором пар для перегрева поступает от внешнего источника;

9) экономайзер – устройство, обогреваемое продуктами сгорания топлива и предназначенное для подогрева или частичного испарения воды, поступающей в паровой котел;

10) автономный экономайзер – экономайзер, встроенный в котел или газоход, подогретая вода которого полностью или частично используется вне данного котла, или отдельно стоящий экономайзер, подогретая вода которого полностью или частично используется в паровом котле;

11) габаритные размеры котла – наибольшие размеры котла по высоте, ширине и глубине с изоляцией и обшивкой, а также с укрепляющими или опорными элементами, но без учета выступающих приборов, труб отбора пара, импульсных трубок и других;

12) расчетный ресурс котла – продолжительность эксплуатации котла (элемента), в течение которого изготовитель гарантирует его работу при условии соблюдения режима эксплуатации, указанного в руководстве изготовителя, и расчетного числа пусков из холодного и горячего состояния;

13) экспертное обследование – техническое обследование котла, выполняемое по истечении расчетного срока службы котла (независимо от исчерпания расчетного ресурса безопасной работы), после аварии или обнаруженных повреждений элементов, работающих под давлением, с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации;

14) элемент котла – сборочная единица котла, предназначенная для выполнения одной из основных функций котла;

15) предохранительные устройства – устройства, предназначенные для защиты сосудов водогрейных и паровых котлов, трубопроводов пара и горячей воды от превышения давления или температуры свыше допустимых величин устройства;

16) баллон – сосуд, имеющий одну или две горловины для установки вентилей, фланцев или штуцеров, предназначенный для транспортирования, хранения и использования сжатых, сжиженных или растворенных под давлением газов;

17) бочка – сосуд цилиндрической или другой формы, который перекатывается с одного места на другое, и ставится на торцы без дополнительных опор, предназначенных для транспортирования и хранения жидких и других веществ;

18) барокамера – сосуд, оснащенный приборами и оборудованием, предназначенный для размещения в нем людей;

19) вместимость – объем внутренней полости сосуда, определяемый по заданным на чертежах номинальным размерам;

20) давление внутреннее (наружное) – давление действующее на внутреннюю (наружную) поверхность стенки сосуда;

21) давление пробное – давление, при котором производится испытание сосуда;

22) давление рабочее – максимальное внутреннее, избыточное или наружное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса;

23) давление расчетное – давление, на которое производиться расчет на прочность;

24) давление условное – расчетное давление при температуре 20 градусов Цельсия (далее – С о ), используемое при расчете на прочность стандартных сосудов (узлов, деталей, арматуры);

25) избыточное давление – разность абсолютного давления и давления окружающей среды, показываемого барометром;

26) допустимая температура стенки максимальная (минимальная) – максимальная (минимальная) температура стенки, при которой допускается эксплуатация сосуда;

27) днище – неотъемная часть корпуса сосуда, ограничивающая внутреннюю полость с торца;

28) заглушка – объемная деталь, герметично закрывающая отверстия штуцера или бобышки;

29) корпус – основная сборочная единица, состоящая из обечаек и днищ;

30) крышка – отъемная часть, закрывающая внутреннюю полость сосуда или отверстие люка;

31) люк – устройство, обеспечивающее доступ во внутреннюю полость сосуда;

32) обечайка – цилиндрическая оболочка замкнутого профиля, открытая с торцов;

33) окно смотровое – устройство, позволяющее вести наблюдение за рабочей средой;

34) опора – устройство для установки сосуда в рабочем положении и передачи нагрузок от сосуда на фундамент или несущую конструкцию;

35) опора – седловая опора горизонтального сосуда, охватывающая нижнюю часть кольцевого сечения обечайки;

36) резервуар – стационарный сосуд, предназначенный для хранения газообразных, жидких и других веществ;

37) рубашка сосуда – теплообменное устройство, состоящее из оболочки, охватывающей корпус сосуда или его часть и образующее совместно со стенкой корпуса сосуда полость, заполненную теплоносителем;

38) разрешенное давление сосуда (элемента) – максимально допустимое избыточное давление сосуда (элемента), установленное по результатам технического освидетельствования или диагностирования;

39) реконструкция – изменение конструкции сосуда, вызывающее корректировку паспорта сосуда, например устройство дополнительных элементов, и другие, вызывающие изменения параметров работы сосуда;

40) соединение фланцевое – неподвижное разъемное соединение оболочек, герметичность которого обеспечивается путем сжатия уплотнительных поверхностей непосредственно друг с другом или через посредством расположенных между ними прокладок из более мягкого материала, сжатых крепкими деталями;

41) сосуд – герметически закрытая емкость, предназначенная для ведения химических, тепловых и других технологических процессов, для хранения и транспортирования газообразных, жидких и других веществ. Границей сосуда являются входные и выходные штуцера;

42) сосуд передвижной – сосуд, предназначенный для временного использования в различных местах или во время его перемещения;

43) сосуд стационарный – постоянно установленный сосуд, предназначенный для эксплуатации в одном месте;

44) температура рабочей среды – минимальная (min) (максимальная) (max) температура среды в сосуде при нормальном протекании технологического процесса;

45) температура стенки расчетная – температура, при которой определяются физико-механические характеристики, допускаемые напряжения материала и проводится расчет на прочность элементов сосуда;

46) цистерна – передвижной сосуд, постоянно установленный на раме железнодорожного вагона, на шасси автомобиля (прицепа) или других средствах передвижения, предназначенный для транспортирования и хранения газообразных, жидких и других веществ;

47) элемент сосуда – сборная единица сосуда, предназначенная для выполнения одной из основных функций сосуда;

48) остаточный ресурс – суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние;

49) нормативный срок службы – срок службы, исчисляемый с даты изготовления указанный в паспорте изготовителя;

50) расчетный ресурс сосуда (элемента) – продолжительность эксплуатации сосуда (элемента), в течение которой изготовитель гарантирует его работу при условии соблюдения режима эксплуатации, указанного в руководстве изготовителя, и расчетного числа пусков из холодного и горячего состояния;

51) срок службы сосуда – продолжительность эксплуатации сосуда в календарных годах до перехода в предельное состояние;

52) ремонт – восстановление поврежденных, изношенных или пришедших в негодность элементов сосуда с доведением их до работоспособного состояния;

53) техническое диагностирование – определение технического состояния устройства. Задачи технического диагностирования-контроль технического состояния, поиск места и определение причин отказа (неисправности), прогнозирования технического состояния;

54) техническая диагностика – теория, метод и средства определения технического состояния устройства;

55) экспертное техническое диагностирование – техническое диагностирование сосуда, выполняемое по истечении расчетного срока службы сосуда, расчетного ресурса безопасной работы, после аварии или обнаруженных повреждений элементов, работающих под давлением, для определения параметров и условий дальнейшей эксплуатации;

56) условный проход – параметр, принимаемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей. Условный проход не имеет размерности и приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода в миллиметрах;

57) элемент трубопровода – сборочная единица трубопровода пара или горячей воды, предназначенная для выполнения одной из основных функций трубопровода;

58) аттестат на право проведения работ в области промышленной безопасности – документ, выдаваемый уполномоченным органом, удостоверяющий право юридического лица выполнять работы в области промышленной безопасности;

59) технологический регламент – внутренний нормативный документ предприятия, устанавливающий последовательность и методы ведения работ, требования и меры по обеспечению безопасности выполняемых видов работ.

3. Настоящие Правила распространяются на:

1) паровые котлы, в том числе котлы-бойлеры, автономные пароперегреватели и экономайзеры;

2) энерготехнологические котлы: паровые и водогрейные и содорегенерационные котлы;

3) котлы-утилизаторы; паровые и водогрейные;

4) котлы передвижные и транспортабельные установки и энергопоездов;

5) котлы паровые и жидкостные, работающие с высокими температурными и органическими теплоносителями;

6) трубопроводы пара и горячей воды в пределах котла;

7) сосуды, работающие под давлением воды с температурой, превышающей выше 115 о С или другой жидкости с температурой, превышающей температуру кипения при давлении 0,07 МегаПаскаль(далее – МПа), (0,7 килограммов силы на сантиметр квадратный), (далее – кгс/см 2 ), без учета гидростатического давления;

сосуды, работающие под давлением пара или гaзa свыше 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 );

9) баллоны, предназначенные для транспортирования и хранения сжатых, сжиженных и растворенных газов под давлением свыше 0,7 МПа (0,7 кгс/см 2 );

10) цистерны и бочки для транспортирования и хранения сжиженных газов, давление паров которых при температуре до 50 о С превышает давление 0,07 МПа (0,7 кгс /см 2 );

11) цистерны и сосуды для транспортирования или хранения сжатых, сжиженных газов, жидкостей и сыпучих тел, в которых давление выше 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ) создается периодически для их опорожнения;

12) барокамеры и барокамеры многоместные, в том числе устанавливаемые на транспортных средствах;

13) трубопроводы пара и горячей воды с рабочим давлением пара более 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ) или температурой нагрева воды свыше 115 о С.

4. Все трубопроводы, на которые распространяются Правила, делятся на четыре категории согласно приложению 1 «Категория трубопроводов».

5. При определении категории трубопровода рабочими параметрами транспортируемой среды считать:

1) для паропроводов от котлов-давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе из котла (за пароперегревателем);

2) для паропроводов от турбин, работающих с противодавлением, — максимально возможное давление в противодавлении, предусмотренное техническими условиями на поставку турбины, и максимально возможную температуру пара в противодавлении при работе турбины на холостом ходу;

3) для паропроводов от нерегулируемых и регулируемых отборов пара турбины (в том числе для паропроводов промежуточного перегрева) — максимально возможные значения давления и температуры пара в отборе (согласно данным изготовителя турбины);

4) для паропроводов от редукционных и редукционно-охладительных установок-максимально возможные значения давления и температуры редуцированного пара, принятые в проекте установки;

5) для трубопроводов питательной воды после деаэраторов — повышенного давления номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру насыщения в деаэраторе;

6) для трубопроводов питательной воды после питательных насосов и подогревателей высокого давления — наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насоса (при применении питательных насосов с турбоприводом и электронасосов с гидромуфтой — 1,05 номинального давления насоса, поршневых насосов — 1,2 номинального давления котла), и максимальную расчетную температуру воды за последним подогревателем высокого давления.

6. Категория трубопровода, определенная по рабочим параметрам среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу, независимо от его протяженности и указывается в проектной документации.

2. Конструкция сосудов
Параграф 1. Общие положения

7. Конструкция сосудов обеспечивает эксплуатацию в течение нормативного срока службы и предусматривает проведение технического освидетельствования, очистки, промывки, полного опорожнения, продувки, ремонта, эксплуатационного контроля металла и соединений.

8. Устройства, препятствующие наружному и внутреннему осмотру сосудов (мешалки, змеевики, рубашки, тарелки, перегородки и другие приспособления), предусмотрены съемными. При применении приварных устройств, предусмотрена возможность их удаления для проведения наружного и внутреннего осмотра и последующей установки на место.

9. Если конструкция сосуда не позволяет проведение наружного и внутреннего осмотров или гидравлического испытания, предусмотренных настоящими Правилами, разработчиком проекта сосуда в руководстве по эксплуатации указывается методика, периодичность и объем контроля, выполнение которых обеспечивает своевременное выявление и устранение дефектов.

10. Конструкции внутренних устройств обеспечивают удаление из сосуда воздуха при гидравлическом испытании и воды после гидравлического испытания.

11. Сосуды имеют штуцеры для наполнения и слива воды, удаления воздуха при гидравлическом испытании.

12. На каждом сосуде предусматривается вентиль, кран или другое устройство, позволяющее осуществлять контроль за отсутствием давления в сосуде перед его открыванием, при этом отвод среды направляется в безопасное для обслуживающего персонала место.

13. Расчет на прочность сосудов и их элементов производится по ГОСТ 14249-89 «Сосуды и аппараты. Нормы расчетов на прочность». При отсутствии расчета на прочность расчет проводится по методике, разработанной специализированной экспертной организацией.

14. Сосуды, которые в процессе эксплуатации изменяют свое пространственное положение, имеют приспособления, предотвращающие их самоопрокидования.

15. Для проверки качества приварки колец, укрепляющих отверстия для люков, лазов и штуцеров, предусматривается контрольное отверстие в кольце, если оно приварено снаружи, или в стенке, если кольцо приварено с внутренней стороны сосуда. В случае приварки укрепляющих колец с обеих сторон (внутри и снаружи корпусов сосуда) контрольные отверстия выполняются в обоих кольцах. В подкладных листах штуцеров и опор, привариваемых к корпусу сосуда, по всему периметру выполняются контрольные отверстия.

16. Электрическое оборудование и заземление сосудов выполняется в соответствии требованиями Правил устройства электроустановок.

Параграф 2. Люки, лючки, крышки

17. Сосуды снабжаются люками и смотровыми лючками, обеспечивающими осмотр, очистку и ремонт сосудов, монтаж и демонтаж разборных внутренних устройств.

18. Сосуды, состоящие из цилиндрического корпуса и решеток с закрепленными в них трубками (теплообменниками), и сосуды, предназначенные для транспортирования и хранения криогенных жидкостей, допускается изготовлять без люков и лючков независимо от диаметра сосудов, при условии выполнения требования пункта 9 настоящих Правил.

19. Сосуды с внутренним диаметром более 800 миллиметров (далее – мм.) имеют люки, а с внутренним диаметром 800 мм и менее — лючки.

20. Внутренний диаметр круглых люков не менее 400 мм. Размеры овальных люков по наименьшей и наибольшим осям к свету — не менее 325 x 400 мм.

21. Внутренний диаметр круглых или размер по наименьшей оси овальных лючков — не менее 80 мм.

22. Люки и лючки располагаются в местах, доступных для обслуживания.

23. Крышки люков съемные. На сосудах, изолированных на основе вакуума, допускаются приварные крышки.

24. Крышки сосудов или люков массой более 20 кг снабжаются подъемно — поворотными или другими устройствами для их открывания и закрывания.

25. Конструкция шарнирно-откидных или вставных болтов, хомутов, зажимных приспособлений люков, крышек и их фланцев предотвращает их самопроизвольный сдвиг.

26. При наличии на сосудах штуцеров, съемных днищ или крышек, внутренний диаметр которых, не менее указанных для люков в пункте 20 и обеспечивающих возможность проведения внутреннего осмотра, допускается люки не предусматривать.

Параграф 3. Днища сосудов

27. В сосудах применяются днища: эллиптические, полусферические, торосферические, сферические не отбортованные, конические отбортованные, конические не отбортованные, плоские отбортованные, плоские не отбортованные.

28. Эллиптические днища имеют высоту выпуклой части, измеренную по внутренней поверхности, не менее 0,2 внутреннего диаметра днища. Допускается уменьшение этой величины при обосновании проектно конструктивной документации.

29. Торосферические (коробовые) днища имеют:

1) высоту выпуклой части, измеренную по внутренней поверхности не менее 0,2 внутреннего диаметра;

2) внутренний диаметр отбортовки не менее 0,1 внутреннего диаметра днища;

3) внутренний радиус кривизны центральной части не более внутреннего диаметра днища.

30. Сферические не отбортованные днища допускается применять с приваренными фланцами, при этом:

1) внутренний радиус сферы днища не более внутреннего диаметра сосуда;

2) сварное соединение фланца с днищем выполняется со сплошным проваром.

31. В сварных выпуклых днищах, состоящих из нескольких частей с расположением сварных швов по хорде, расстояние от оси сварного шва до центра днища не более 1/5 внутреннего диаметра днищ.

32. Круговые швы выпуклых днищ располагаются друг от друга на расстоянии не более 1/3 внутреннего диаметра днища.

33. Конические не отбортованные днища имеют центральный угол не более 45 о . При обосновании в проектно конструкторской документации центральный угол допускается увеличить до 60 о .

34. Плоские днища с кольцевой канавкой и цилиндрической частью (бортом), изготовленной механической расточкой, изготавливаются из поковки, допускается изготовление отбортованного плоского днища из листа, если отбортовка выполняется штамповкой или обкаткой кромки листа с изгибом на 90 о .

35. Для отбортованных и переходных элементов сосудов, за исключением выпуклых днищ, компенсаторов и вытянутых горловин под приварку штуцеров, расстояние от начала закругления отбортованного элемента до оси сварного шва в зависимости от толщины стенки отбортованного элемента принимается по приложению 1 «Толщина стенки отбортованного элемента».

Параграф 4. Сварные швы сосудов и их расположение

36. Сварные швы сосудов выполняются встык.

37. Допускаются сварные соединения в тавр и угловые для приварки плоских днищ, плоских фланцев, трубных решеток, штуцеров, люков, рубашек.

38. Для приварки укрепляющих колец и опорных элементов допускается применение нахлесточных сварных швов.

39. Сварные швы должны быть доступны для контроля при изготовлении, монтаже и эксплуатации сосудов, предусмотренного требованиями настоящих Правил, межгосударственными и национальными стандартами.

40. Конструктивный зазор в угловых и тавровых соединениях допускается при обоснованном расчете.

41. Продольные швы смежных обечаек и швы днищ сосудов смещаются относительно друг друга на величину трехкратной толщины наиболее толстого элемента, но не менее чем на 100 мм, между осями швов.

42. Швы допускается не смещать относительна друг друга в сосудах, предназначенных для работы под давлением не более 1,6 МПа (16 кгс/см 2 ) и температуре стенки не выше 400 о С, с номинальной толщиной стенки не более 30 мм при условии, что эти швы выполняются автоматической или электрошлаковой сваркой и места пересечения швов контролируются методом радиографии или ультразвуковой дефектоскопией в объеме 100 %.

43. При приварке к корпусу сосуда внутренних и внешних устройств (опорных элементов, тарелок, рубашек, перегородок и другие) допускается пересечение этих сварных швов со стыковыми швами при условии предварительной проверки перекрываемого участка шва корпуса радиационным контролем или ультразвуковой дефектоскопией и мест пересечения указанных швов.

44. В случае приварки шва опор или иных элементов к внешней части корпуса сосуда, расстояние между краем сварного шва сосуда и краем шва приварки элемента не менее толщины стенки корпуса сосуда, но не менее 20 мм.

45. Для сосудов из углеродистых сталей, низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей, подвергаемых после сварки термообработке, независимо от толщины стенки корпуса расстояние между краем сварного шва сосуда и краем шва приварки элемента, не менее 20 мм.

46. В случае приварки каких-либо элементов к корпусу сосуда, прошедшего термообработку проводится термообработка корпуса сосуда по кольцевой зоне на месте монтажа.

47. В горизонтальных сосудах допускается местное перекрытие седловыми опорами кольцевых (поперечных) сварных швов на общей длине не более 0,35 D, а при наличии подкладного листа не более 0,5 D, где D наружный диаметр сосуда. При этом перекрываемые участки сварных швов по всей длине проверяются радиационным контролем или ультразвуковой дефектоскопией.

48. В стыковых сварных соединениях элементов сосудов с разной толщиной стенок обеспечивается плавный переход от одного элемента к другому путем постепенного утонения кромки более толстого элемента. Угол наклона поверхностей перехода не превышает 20 о . Если разница в толщине соединяемых элементов составляет не более 30%, толщины тонкого элемента и не превышает 5 мм, допускается применение сварных швов без предварительного утонения толстого элемента. Форма швов обеспечивает плавный переход от толстого элемента к тонкому.

49. При стыковке литой детали с деталями из труб, проката или поковок учитывать, что номинальная расчетная толщина литой детали на 25-40% больше аналогичной расчетной толщины стенки элемента из труб, проката или поковок, переход от толстого элемента к тонкому выполняется таким образом, чтобы толщина конца литой детали была не менее номинальной расчетной величины.

Параграф 5. Расположение отверстий в стенках сосудов

50. Отверстия для люков, лючков и штуцеров располагаются вне сварных швов. Допускается расположение отверстий:

— на продольных швах цилиндрических и конических обечаек сосудов, если диаметр отверстий не более 150 мм;

— на кольцевых швах цилиндрических и конических обечаек сосудов без ограничения диаметра отверстий;

— на швах выпуклых днищ без ограничения диаметра отверстий при условии 100 % проверки сварных швов днищ радиационным методом или ультразвуковой дефектоскопией.

51. Сварные швы штуцеров и люков выполняются с полным проплавлением.

52. На торосферических (коробовых) днищах допускается расположение отверстий в пределах центрального сферического сегмента. При этом расстояние от кромки отверстия днища, измеряемое по хорде, не более 0,4 D (D — наружный диаметр днища).

Параграф 6. Материалы

53. Материалы, применяемые для изготовления сосудов обеспечивают их работу в течение расчетного срока службы с учетом заданных условий эксплуатации (расчетное давление, минимальная отрицательная и максимальная расчетная температура), состава и характера среды (коррозионная активность, взрывоопасность, токсичность и других) и влияния температуры окружающего воздуха.

54. Для изготовления и ремонта сосудов, цистерн и бочек применяются материалы, указанные в приложении 13 «Материалы, применяемые для изготовления и ремонта сосудов, работающих под давлением» и приложении 14 «Материалы, применяемые для изготовления и ремонт сосудов в энергомашиностроении», а для ремонта баллонов, материал указанный в таблице 7 приложения 14 «Материалы, применяемые для изготовления сосудов в энергомашиностроении».

55. Применение материалов, указанных в приложении 13 «Материалы, применяемые для изготовления и ремонта сосудов, работающих под давлением» и приложении 14 «Материалы, применяемые для изготовления и ремонт сосудов в энергомашиностроении», для изготовления сосудов, работающих с параметрами, выходящими за установленные пределы, а также применение новых материалов допускается на основании положительных заключений специализированной экспертной организации.

56. Материалы, применяемые для изготовления сосудов, должны обладать технологической свариваемостью.

57. При выборе материалов для сосудов, предназначенных для установки на открытой площадке или в неотапливаемых помещениях, учитывается, что абсолютная минимальная температура стенки сосуда может стать отрицательной от воздействия окружающего воздуха, когда сосуд находится под давлением, что должно отражаться в расчетах на прочность сосуда.

58. Присадочные материалы, применяемые при изготовлении сосудов и их элементов, удовлетворяют требованиям стандартов.

59. Использование присадочных материалов конкретных марок, флюсов и защитных газов производится в соответствии с техническими условиями на изготовление данного сосуда и инструкции по сварке.

60. Применение новых присадочных материалов, флюсов и защитных газов допускается техническим руководством организации после подтверждения их технологичности при сварке сосудов, проверки всего комплекса требуемых свойств сварных соединений (включая свойства металла шва).

61. Качество, свойства материалов и полуфабрикатов удовлетворяют требованиям соответствующих стандартов и подтверждены сертификатами изготовителей.

62. В сертификате указывается режим термообработки полуфабриката изготовителя. При отсутствии или неполноте сертификата или маркировки проводятся испытания с оформлением их результатов протоколом, дополняющим или заменяющим сертификат изготовителя материала.

63. Углеродистая и низколегированная листовая сталь толщиной более 60 мм, предназначенная для изготовления сосудов, работающих под давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см 2 ), подвергается полистовому контролю ультразвуковым или другим равноценным методом дефектоскопии.

64. Биметаллические листы толщиной более 25 мм, предназначенные для изготовления сосудов, работающих под давлением свыше 4 МПа (40 кгс/см 2 ), подвергаются полистовому контролю ультразвуковой дефектоскопией или другим равноценным методом.

65. Применяемые для изготовления сосудов электросварные трубы с продольным или спиральным швом подвергаются контролю качества сварного шва по всей длине радиационной, ультразвуковой или другой равноценной им дефектоскопии.

66. Каждая бесшовная или сварная труба проходит гидравлическое испытание. Величина пробного давления при гидравлическом испытании указывается в нормативно-технической документации на трубы. Допускается не производить гидравлическое испытание бесшовных труб, если они подвергаются по всей поверхности контролю физическими методами (радиационным, ультразвуковым или им равноценным), что указывается в сертификате.

67. Поковки из углеродистых, низколегированных и среднелегированных сталей, предназначенные для работы под давлением свыше 6,3 МПа (63 кгс/см 2 ) и имеющие один из габаритных размеров более 200 мм и толщину более 50 мм, подвергаются поштучному контролю ультразвуковым или другим равноценным методом.

68. Дефектоскопии подвергается не менее 50% объема контролируемой поковки.

69. Отливки стальные применяются в термически обработанном состоянии. Проверка механических свойств отливок проводится после термообработки.

70. Чугунные отливки из высокопрочного чугуна, применяются термически обработанными.

71. Гайки и шпильки (болты) изготавливаются из сталей разных марок, а при изготовлении из сталей одной марки — с разной твердостью. При этом твердость гайки ниже твердости шпильки (болта).

72. Материал шпилек (болтов) выбирается с коэффициентом линейного расширения материала фланца. Разница в значениях коэффициента линейного расширения не превышает 10%. Применение сталей с различными коэффициентами линейного расширения (более 10%) допускается в случаях, обоснованных расчетом на прочность.

73. В случае изготовления крепежных деталей холодным деформированием, они подвергаются технической обработке-отпуску.

Параграф 7. Сварка

74. Сварка сосудов и их элементов производится в соответствии с техническими условиями и проектов.

75. Проектно-конструкторская документация содержит указания по технологии сварки металлов, применению присадочных материалов, видам и объему контроля, предварительной термической обработке.

76. Использование новых для данного вида изделия методов сварки допускается руководством организации по согласования с аттестованной экспертной организацией после подтверждения их технологичности и проверки всего комплекса требуемых свойств сварных соединений.

77. Сварщик допускается к выполнению производственных стыков при положительных результатах контроля качества и механического испытания пробного стыка.

78. Перед началом сварки проверяется качество сборки соединяемых элементов, состояние стыкуемых кромок и прилегающих к ним поверхностей. При сборке не допускается подгонка кромок ударным способом или местным нагревом.

79. Прихватки выполняются с применением присадочных материалов, предусмотренных технической документацией на сварку данного сосуда. Прихватки при дальнейшем проведении сварочных работ удаляются или переплавляются основным швом.

80. Приварки временных креплений и удаление их после сварки основного изделия производятся по технологии, исключающей образование трещин и закалочных зон в металле изделия.

81. Все сварочные работы производятся при положительных температурах в закрытых помещениях.

82. При монтаже, сборка на монтажных площадках, ремонте сосудов, эксплуатируемых вне помещений, допускается сварка при отрицательных температурах окружающего воздуха. При этом сварщик, место сварки защищается от непосредственного воздействия ветра и атмосферных осадков. Сварка при температуре окружающего воздуха ниже 0 о С производится в соответствии с проектом.

83. Все сварные швы подлежат клеймению, позволяющему установить сварщика, выполнявшего эти швы.

84. Клеймо наносится на расстоянии 20-50 мм от кромки сварного шва с наружной стороны. Если шов с наружной и внутренней сторон заваривается разными сварщиками, клейма наносятся только с наружной стороны через дробь, в числителе клеймо сварщика — с наружной стороны шва, в знаменателе — с внутренней стороны. Если сварные соединения сосуда выполняются одним сварщиком, то допускается клеймо сварщика ставить около таблички или на другом открытом участке. У продольных швов клеймо находится в начале и в конце шва на расстоянии 100 мм от кольцевого шва. На обечайке с продольным швом длиной менее 400 мм допускается ставить одно клеймо. Для кольцевого шва клеймо выбивается в месте пересечения кольцевого шва с продольным и далее через каждые 2 мм, при этом ставится не менее двух клейм на каждом шве. Клеймо ставится с наружной стороны. Клеймение продольных кольцевых швов сосудов с толщиной стенки менее 4 мм допускается производить электрографом или несмываемыми красками.

Параграф 8. Термическая обработка

85. Термической обработке подлежат сосуды, в стенках которых в процессе изготовления, (при вальцовке, штамповке, сварке и так далее) возможно появление напряжений, сосуды, прочность которых достигается термообработкой.

86. Сосуды и их элементы из углеродистых и низколегированных марганцовистых сталей, изготовленные с применением сварки, штамповки или вальцовки подлежат термообработке, если:

1) номинальная толщина стенки цилиндрического или конического элемента днища, фланца или патрубка сосуда в месте их сварного соединения более 36 мм для углеродистых сталей и более 30 мм для низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых;

2) толщина стенки S цилиндрических или конических элементов сосуда (патрубка), изготовленных из листовой стали вальцовкой, превышает величину, вычисленную по формуле:

S = 0,009 (D + 1200);

где D — минимальный внутренний диаметр, мм;

3) они предназначены для эксплуатации в средах, вызывающих коррозионное растрескивание.

Причины и условия коррозионного разрушения металла от действия среды, для которой запроектирован сосуд, отражаются в паспорте;

4) днища, независимо от толщины, изготавливаются холодной штамповкой или холодным фланжированием;

5) днища и другие элементы штампуются (вальцуются) в горячую с окончанием штамповки (вальцовки) при температуре ниже 700 о С.

87. Сосуды и их элементы из низколегированного хромомолибденного, хромомолибденованадиевого типа сталей, мартенситного класса и двуслойных с основным слоем из сталей этого типа и класса, изготовленные с применением сварки, подвергается термической обработке независимо от диаметра и толщины стенки.

88. Режим термической обработки сосудов и их элементов из сталей аустенитного класса и двуслойных сталей с основным слоем из сталей углеродистого и низколегированного марганцовистого и кремнемарганцовистого типа с коррозионностойким слоем из сталей аустенитного класса указывается в проектно-конструкторской документации.

89. Допускается термическая обработка сосудов по частям с последующей местной термической обработкой замыкающего шва.

90. При наличии требования по стойкости к коррозионному растрескиванию возможно применение местной термообработки сосуда по согласовании с аттестованной экспертной организацией.

91. В процессе термообработки в печи температура нагрева в любой точке сосуда (элемента) не выходит за пределы максимальной и минимальной температур, предусмотренных режимом термообработки.

Параграф 9. Контроль сварных соединений

92. Организация, производящая сварку сосудов и их элементов, осуществляет контроль качества сварных соединений.

93. Для установления методов и объема контроля сварных соединений определяется группа сосуда в зависимости от расчетного давления, температуры стенки и характера среды по приложению 3 «Группа сосудов». Если в таблице отсутствуют указанные сочетания параметров по давлению и температуре, для определения группы необходимо руководствоваться максимальным параметром.

94. Температура стенки определяется на основании теплотехнического расчета или результатов измерений, при отсутствии этих данных принимается равной температуре среды, соприкасающейся со стенкой сосуда.

95. Контроль качества сварных соединений производится следующими методами:

1) внешним осмотром и измерением;

2) ультразвуковой дефектоскопией;

3) радиографией (рентгено-гаммаграфированием и другим);

5) механическими испытаниями;

6) металлографическим исследованием;

7) испытанием на стойкость против межкристаллитной коррозии;

гидравлическим испытанием;

9) пневматическим испытанием;

10) другими методами (магнитографией, цветной дефектоскопией, стилоскопированием, замером твердости, определением содержания в металле шва ферритной фазы, акустической эмиссией и другой), если это предусмотрено стандартами.

96. Окончательный контроль качества сварных соединений сосудов, подвергающихся термообработке, производится после проведения термической обработки.

97. Сведения о контроле сварных соединений основных элементов сосудов заносятся в паспорт сосуда.

Параграф 10. Внешний осмотр и измерения

98. Внешнему осмотру и измерениям подлежат все сварные соединения сосудов и их элементов с целью выявления в них следующих дефектов:

1) трещин всех видов и направлений;

2) свищей и пористости наружной поверхности шва;

4) наплывов, прожогов, не заплавленных кратеров;

5) смещения и совместного увода кромок свариваемых элементов свыше норм, предусмотренных настоящими Правилами;

6) не прямолинейности соединяемых элементов;

7) несоответствия формы и размеров швов требованиям технической документации.

99. Перед внешним осмотром поверхность сварного шва и прилегающие к нему участки основного металла шириной не менее 20 мм в обе стороны от шва зачищаются от шлака и других загрязнений.

100. Осмотр и измерения сварных соединений производятся с наружной и внутренней сторон по всей протяженности швов. В случае невозможности осмотра и измерения сварного соединения с двух сторон, его контроль производится в порядке, предусмотренном в проекте.

Параграф 11. Ультразвуковая дефектоскопия и радиационный
контроль сварных соединений

101. Ультразвуковая дефектоскопия и радиационный контроль производится с целью выявления сварных внутренних дефектов.

102. Метод контроля (ультразвуковая дефектоскопия, радиационный контроль, оба метода в сочетании) выбираются исходя из возможности обеспечения более полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом особенностей физических свойств металла, освоенности данного метода контроля для конкретного вида сварных соединений.

103. Объем контроля ультразвуковой дефектоскопией или радиационным методом стыковых, угловых, тавровых и других свариваемых соединений сосудов и их элементов (днищ, обечаек, штуцеров, люков, фланцев и другие), включая соединения люков и штуцеров с корпусом сосуда, соответствует показателям указанных в приложении 4 «Контролируемые швы».

104. Швы приварки укрепляющих колец контролируются по всей длине наружного и внутреннего шва. Объем контроля относится к каждому сварному соединению. Места сопряжений (пересечений) сварных соединений подлежат контролю ультразвуковой дефектоскопией или радиационным методом.

105. Сварные соединения сосудов, снабженных быстросъемными крышками, подлежат контролю ультразвуковой дефектоскопией или радиационным методом в объеме 100 % независимо от установленной группы сосуда.

106. Для сосудов 3 и 4 групп места радиационного или ультразвукового контроля устанавливаются изготовителем после окончания сварочных работ по результатам внешнего осмотра, о чем делается соответствующая запись в паспорте сосуда.

107. Перед контролем соответствующего участка сварные соединения маркируются таким образом, чтобы их можно было обнаружить на картах контроля и радиографических снимках.

108. При выявлении недопустимых дефектов в сварных соединениях, подвергаемых проверке ультразвуковой дефектоскопией или радиационным методом, в объеме менее 100%, обязательному контролю и тем же методам подлежат однотипные швы этого изделия.

109. При невозможности осуществления ультразвуковой дефектоскопии или радиационного контроля из-за недоступности отдельных сварных соединений или при неэффективности этих методов контроля (в частности, швов приварки штуцеров и труб внутренним диаметром менее 100 мм) контроль качества этих сварных соединений производится другими методами разработанной специализированной экспертной организацией.

110. Ультразвуковая дефектоскопия и радиационный контроль стыковых сварных соединений при обосновании в проекте заменяется другим эффективным методом неразрушающего контроля.

Параграф 12. Контрольные сварные соединения

111. Контроль механических свойств, испытание на стойкость против межкристаллитной коррозии и металлографическое исследование сварных соединений производятся на образцах, изготовленных из контрольных сварных соединений.

112. Контрольные сварные соединения идентичны контролируемым производственным сварным соединениям (по маркам стали, толщине листа или размерам труб, форме разделки кромок, методу сварки, сварочным материалам, положению шва, режимам и температуре подогрева, термообработке) и выполнены тем же сварщиком и на том же сварочном оборудовании одновременно с контролируемым производственным соединением.

113. При сварке контрольных соединений (пластин), предназначенных для проверки механических свойств, проведения испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии и металлографического исследования, пластины прихватывать к свариваемым элементам так, чтобы шов контрольных пластин являлся продолжением шва свариваемого изделия.

114. Сварка контрольных пластин для проверки соединений элементов сосудов, к которым прихватка пластин невозможна, допускается производить отдельно от них, с обязательным соблюдением всех условий сварки контролируемых стыковых соединений.

115. При автоматической (механизированной) сварке сосудов на каждый сосуд сваривается одно контрольное соединение. При ручной сварке сосудов несколькими сварщиками каждый из них сваривает по одному контрольному соединению на каждый сосуд. Если в течение рабочей смены по одному технологическому процессу сваривается несколько однотипных сосудов, допускается на всю партию сосудов, сваренных в данной смене, выполнить одно контрольное соединение.

116. Для контроля качества сварных соединений в трубчатых элементах со стыковыми швами одновременно со сваркой последних изготовляются в тех же производственных условиях контрольные стыки для проведения испытаний механических свойств соединений. Число контрольных стыков составляет 1% от общего числа сваренных каждым сварщиком однотипных стыков, но не менее одного стыка на каждого сварщика.

117. Сварка контрольных соединений во всех случаях осуществляется сварщиками, выполнявшими контролируемые сварные соединения на сосудах.

118. Размеры контрольных соединений изготовляются для вырезки из них образцов для всех предусмотренных видов механических испытаний, испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии, металлографического исследования, для повторных испытаний.

119. Из контрольных угловых и тавровых соединений образцы (шлифы) вырезаются только для металлографического исследования.

120. Контрольные сварные соединения подвергаются ультразвуковой дефектоскопии или радиационному контролю по всей длине. Если в контрольном соединении будут обнаружены дефекты, все производственные сварные соединения, представленные данным соединениям и не подвергнутые ранее дефектоскопии, подлежат проверке неразрушающим методом контроля по всей длине.

Параграф 13. Механические испытания

121. Механическим испытаниям подвергаются контрольные стыковые соединения с целью проверки соответствия их механических свойств, требованиям настоящих Правил и технических условий на изготовление.

122. Обязательные виды механических испытаний:

1) на статическое растяжение — для сосудов всех групп;

2) на статический изгиб или сплющивание — для сосудов всех групп;

3) на ударный изгиб для сосудов, предназначенных для работы при давлении более 5 МПа (50 кгс/см 2 ) или температуры выше 450 о С, и сосудов, изготовленных из сталей, склонных к подкалке при сварке стали, склонные к подкалке при сварке, указаны в таблице 2 приложения 15 «Подразделения сталей на типы и классы»;

4) на ударный изгиб — для сосудов 1, 2, 3 групп, предназначенных для работы при температуре ниже минус 20 о С.

123. Испытания на ударный изгиб сварных соединений производятся для сосудов и их элементов с толщиной стенки 12 мм и более при температуре 20 о С, на ударный изгиб при рабочей температуре.

124. Из каждого контрольного сварного соединения вырезаются:

1) два образца для испытания на статическое растяжение;

2) два образца для испытания на статический изгиб или сплющивание;

3) три образца для испытания — на ударный изгиб.

125. Испытания на статический изгиб контрольных стыков трубчатых элементов сосудов с условным проходом труб менее 100 мм и толщине стенки менее 12 мм допускается заменить испытанием на сплющивание.

126. Временное сопротивление разрыву металла сварных швов при 20 о С соответствует значениям, установленным в технической документации на основной металл.

127. При испытании стальных сварных соединений на статический изгиб, полученные показатели должны быть не ниже указанных, в приложении 5 «Класс сталей».

128. Испытание сварных соединений на ударный изгиб производится на образцах с надрезом по оси со стороны его раскрытия, если место надреза не указано в технических условиях на изготовление сосуда.

129. Значение ударной вязкости стальных сварных соединений соответствуют показателям в приложении 6 «Максимальные значения ударной вязкости».

130. При испытании сварных соединений труб на сплющивание показатели не ниже соответствующих минимально допустимых показателей, установленных в стандартах для труб того же сортамента и из того же материала.

131. При испытании на сплющивание образцов из труб с продольным сварным швом, шов находится в плоскости перпендикулярной направлению сближения стенок.

132. Показатели механических свойств сварных соединений определяются как среднеарифметическое значение результатов испытаний отдельных образцов. Общий результат испытаний считается неудовлетворительным, если хотя бы один из образцов при испытании на растяжение, статический изгиб или сплющивание показал результат, отличающийся от установленных норм в сторону снижения более чем на 10%. При испытании на ударный изгиб результаты считаются неудовлетворительными, если хотя бы один образец показал результат ниже минус 40 о С Допускается на одном образце KCU снижение ударной вязкости до 25 Джоуль на сантиметр квадратный (далее – Дж/см 2 ), (2,5 кгс м/см 2 ) или KCV до 20 Дж/см 2 (2 кгс·м/см 2 ).

133. При получении неудовлетворительных результатов по одному из видов механических испытаний этот вид испытаний повторяется на удвоенном количестве образцов, вырезаемых из указанных контрольных стыков. При невозможности вырезки образцов из указанных стыков повторные механические испытания проводятся на выполненных тем же сварщиком производственных стыках, вырезанных из контролируемого изделия. Если при повторном испытании хотя бы на одном из образцов получены показатели, не удовлетворяющие установленным нормам, качество сварного соединения считается неудовлетворительным.

Параграф 14. Металлографические исследования

134. Металлографическому исследованию подвергаются контрольные стыковые, тавровые и угловые сварные соединения сосудов и их элементов:

1) предназначенных для работы при давлении более 5 МПа (50 кгс/см 2 ), или при температуре выше 450 о С, или температуре ниже минус 40 о С, независимо от давления;

2) изготовленных из легированных сталей, склонных к подкалке при сварке; двухслойных сталей; сталей, склонных к образованию горячих трещин. Стали, склонные к образованию горячих трещин, устанавливаются проектом.

135. Металлографические исследования допускается не проводить для сосудов и их элементов толщиной до 20 мм, изготовленных из сталей аустенитного класса.

136. Образцы для металлографических исследований сварных соединений включают все сечения шва, обе зоны термического влияния сварки, прилегающие к ним участки основного металла, подкладное кольцо, если таковое применялось при сварке и не подлежит удалению.

137. Для металлографических исследований сварных соединений элементов с толщиной стенки 25 мм и более допускается включать лишь часть сечения соединения. При этом расстояние от линии сплавления до краев образца не менее 12 мм, а площадь контролируемого сечения 25 х 25 мм.

138. При изготовлении образцов для исследования тавровых и угловых сварных соединений трубных элементов контрольные соединения разрезаются вдоль оси трубы (штуцера).

139. При получении неудовлетворительных результатов металлографического исследования допускается проведение повторных испытаний на двух образцах, вырезанных из того же контрольного соединения. В случае получения неудовлетворительных результатов при повторных металлографических исследованиях швы считаются неудовлетворительными.

140. Если при металлографическом исследовании в контрольном сварном соединений, проверенным ультразвуковой дефектоскопией или радиационным методом и признанным годным, будут обнаружены внутренние дефекты, которые выявлены данным методом неразрушающего контроля, все производственные сварные соединения, проконтролированные данным дефектоскопистом, подлежат 100 % проверке, тем же методом дефектоскопии. При этом новая проверка качества всех производственных стыков осуществляется другим, более опытным и квалифицированным дефектоскопистом.

Параграф 15. Испытания на стойкость против межкристаллитной
коррозии

141. Металл шва и зона термического влияния должны быть стойкие против межкристаллитной коррозии для сосудов, изготовленных из сталей аустенитного, ферритного, аустенитно-ферритного классов и двухслойной стали с коррозионно-стойким слоем из аустенитных и ферритных сталей.

142. Результаты испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии записываются в паспорт сосуда.

Параграф 16. Гидравлическое испытание

143. Гидравлическому испытанию периодически подлежат все сосуды после изготовления.

144. Сосуды, имеющие защитное покрытие (эмалированные, футеровка) или изоляцию, подвергаются гидравлическому испытанию до наложения покрытия или изоляции.

145. Сосуды, имеющие наружный кожух, подвергаются гидравлическому испытанию до установки кожуха.

146. Гидравлическое испытание сосудов, за исключением литых, проводится пробным давлением Рпр, определяемым по формуле:

где Р — расчетное давление сосуда, МПа (кгс/см 2 );

]t — допускаемые напряжения для материала сосуда или его элементов соответственно при 20 о С и расчетной температуре, МПа (кгс/см 2 ). Отношение

— принимается по тому из использованных материалов элементов (обечаек, днищ, фланцев, крепеж, патрубки и другие) сосуда, для которого оно является наименьшим.

147. Гидравлическое испытание деталей, изготовленных из литья, должно проводится пробным давлением, определяемым по формуле:

148. Гидравлическое испытание криогенных сосудов при наличии вакуума в изоляционном пространстве проводится пробным давлением, определяемым по формуле:

Рпр = 1,25Р — 0,1, Мпа (1,25Р — 1, кгс/см 2 ).

149. Гидравлическое испытание вертикально устанавливаемых сосудов допускается проводить в горизонтальном положении при условии обеспечения прочности корпуса сосуда, для чего расчет на прочность выполняется в соответствии с проектом. При этом давление принимается с учетом гидростатического давления, действующего на сосуд в процессе его эксплуатации.

150. В комбинированных сосудах с двумя и более, рабочими полостями, рассчитанными на разные давления, гидравлическому испытанию подвергается каждая полость равным пробным давлением, определяемым в зависимости от расчетного давления полости. Порядок проведения испытания должен быть указан в техническом проекте и указан в инструкции изготовителя по монтажу и эксплуатации сосуда.

151. При заполнении сосуда водой воздух должен быть удален полностью.

152. Для гидравлического испытания сосудов применяется вода с температурой не ниже 5 о С и не выше 40 о С, если нет других указаний в проекте.

153. Разность температур стенки сосуда и окружающего воздуха во время испытания не должна вызывать выпадения влаги на поверхности стенок сосуда.

154. По согласованию с разработчиком проектно-конструкторской документации сосуда вместо воды допускается использовать другую жидкость.

155. Давление в испытываемом сосуде следует повышать плавно. Скорость подъема давления указывается в руководстве по монтажу и эксплуатации.

156. Использование сжатого воздуха или другого газа для подъема давления не допускается.

157. Давление при испытании контролируется двумя манометрами. Оба манометра выбираются одного типа, предела измерения, одинаковых классов точности, цены деления.

158. Время выдержки сосуда под пробным давлением устанавливается разработчиком проекта. При отсутствии указанных сведений в проекте, время выдержки принимается в соответствии с приложением 7 «Пробное давлением при испытании».

159. После выдержки под пробным давлением, давление снижают до расчетного, при котором производят осмотр наружной поверхности сосуда, всех его разъемных и сварных соединений.

160. Снижение давления следует производить плавно. Скорость снижения давления указывается в руководстве по монтажу и эксплуатации.

161. Внешние воздействия на стенки корпуса, сварных и разъемных соединений сосуда во время испытаний не допускается.

162. Сосуд считается выдержавшим гидравлическое испытание, если не обнаружено:

1) течи, трещин, слезок, потения в сварных соединениях и на основном металле;

2)течи в разъемных соединениях;

3) видимых остаточных деформаций.

163. Сосуд и его элементы, в которых при испытании выявлены дефекты, после их устранения подвергаются повторным гидравлическим испытаниям пробным давлением, установленном настоящими Правилами.

164. Гидравлическое испытание, проводимое на предприятии- изготовителе, должно производится на специально — испытательном стенде.

165. Гидравлическое испытание допускается заменять пневматическим, при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии.

166. Пневматические испытания проводятся по технологическим регламентам, предусматривающим меры безопасности.

167. Пневматическое испытание сосуда проводятся сжатым воздухом или инертным газом.

168. Величина пробного давления принимается равной величине пробного гидравлического давления. Время выдержки сосуда под пробным давлением устанавливается разработчиком проекта, но не менее 5 минут.

Затем давление в испытываемом сосуде снижается до расчетного и производится осмотр сосуда с проверкой герметичности его швов и разъемных соединений, мыльным раствором или другим способом.

169. Значение пробного давления и результаты испытаний заносятся в паспорт сосуда лицом, проводившим эти испытания.

Параграф 17. Оценка качества сварных соединений и устранение
дефектов

170. В сварных соединениях сосудов и их элементов не допускаются следующие дефекты:

1) трещины всех видов и направлений, расположенного в металле шва, по линии сплавления и в околошовной зоне основного металла, в том числе микротрещин, выявляемые при микроисследовании;

2) не провары (не сплавления) в сварных швах, расположенных в корне шва, или по сечению соединения (между отдельными валиками и слоями шва и между основным металлом и металлом шва);

3) подрезы основного металла, поры, шлаковые и другие включения, размеры которых превышают допустимые значения, указанные в нормативно-технической документации;

4) наплывы (натеки);

5) незаверенные кратеры и прожоги;

7) смещение кромок свыше норм, предусмотренных настоящими Правилами.

171. Качество сварных соединений считается неудовлетворительным, если в них при любом виде контроля будут обнаружены внутренние или наружные дефекты, выходящие за пределы норм, установленных в приложении 18 «Оценка качества сварных соединений».

172. Дефекты, обнаруженные в процесс изготовления, устраняются с последующим контролем исправленных участков. Методы и качество устранения дефектов должны обеспечивать необходимую надежность и безопасность работы сосуда.

Параграф 18. Документация и маркировка

173. Каждый сосуд поставляется заводом-изготовителем с паспортом согласно приложению 23 «Форма паспорта сосуда, работающего под давлением» и инструкцией по монтажу, ремонту, осмотру и контролю время расчетного срока эксплуатации.

174. На каждом сосуде крепится табличка, выполненная в соответствии с ГОСТ 12971-87.

3. Арматура, контрольно-измерительные приборы,
предохранительные устройства
Параграф 1. Общие положения

175. Для управления работой и обеспечения безопасных условий эксплуатации сосуды в зависимости от назначения оснащаются:

1) запорной или запорно-регулирующей арматурой;

2) приборами для измерения давления;

3) приборами для измерения температуры;

4) предохранительными устройствами;

5) указателями уровня жидкости.

176. Сосуды, снабженные быстросъемными затворами, имеют предохранительные устройства, исключающие возможность включения сосуда под давление при неполном закрытии крышки и открывания ее при наличии в сосуде давления.

Параграф 2. Запорная и запорно-регулирующая арматура

177. Запорная и запорно-регулирующая арматура устанавливается на штуцерах, непосредственно присоединенных к сосуду или на трубопроводах, подводящих к сосуду и отводящих из него рабочую среду. В случае последовательного соединения нескольких сосудов установка такой арматуры между ними определяется проектом.

178. Арматура имеет маркировку:

1) наименование или товарный знак изготовителя;

2) условный проход, мм;

3) условное давление, МПа (кгс/см 2 );

4) направление потока среды;

5) марку материала.

179. На маховике запорной арматуры указывается направление его вращения при открывании или закрывании арматуры.

180. Сосуды для взрывоопасных, пожароопасных веществ, веществ 1 и 2 классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76 испарители с огневым или газовым обогревом имеют на подводящей линии от насоса или компрессора обратный клапан, автоматически закрывающийся давлением из сосуда. Обратный клапан устанавливается между насосом (компрессором) и запорной арматурой сосуда.

181. Арматура с условным проходом более 20 мм, изготовленная из легированной стали или цветных металлов имеет паспорт (сертификат), в котором указывается данные по химическому составу, механическим свойствам, режимам термообработки и результатам контроля качества неразрушающими методами.

Параграф 3. Манометры

182. Каждый сосуд и самостоятельные полости с разными давлениями снабжаются манометрами прямого действия. Манометр допускается устанавливать на штуцере сосуда или трубопровода до запорной арматуры.

183. Манометры имеют класс точности не ниже: 2,5 — при рабочем давлений сосуда до 2,5 МПа (25 кгс/см 2 ); 1,5 — при рабочем давлении сосуда свыше 2,5 МПа (25 кгс/см 2 ).

184. Манометр выбирается, со шкалой, чтобы предел измерения рабочего давления находился во второй трети шкалы.

185. На шкалу манометра наносится красная черта на уровне величины деления, соответствующей условиям эксплуатации. Взамен красной черты допускается крепить к корпусу манометр металлическую пластину, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра

186. Манометр устанавливается так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу.

187. Номинальный диаметр корпуса манометров, устанавливаемых на высоте до 2 метров (далее — м) от уровня площадки наблюдения за ними не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м, не менее 160 мм.

188. Установка манометров на высоте более 3 м от уровня площадки не допускается.

189. Между манометром и сосудом устанавливается трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного. Манометр в зависимости от условий работы и свойств среды, находящейся в сосуде, снабжается сифонной трубкой, масляным буфером или другими устройствами, предохраняющими его от непосредственного воздействия среды, температуры и обеспечивающими работу манометра.

190. На сосудах, работающих под давлением выше 2,5 МПа (25 кгс/см 2 ) или при температуре среды выше 250 о С, со взрывоопасной средой или вредными веществами 1 и 2 классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76 вместо трехходового крана допускается установка отдельного штуцера с запорным органом для подсоединения второго манометра.

191. На передвижных сосудах установка трехходового крана определяется разработчиком проекта.

192. Манометры и соединяющие их с сосудом трубопроводы защищаются от замерзания.

193. Манометр не допускается к применению в случаях, когда:

1) отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

2) просрочен срок поверки;

3) стрелка при его отключении не возвращается к нулевому показателю шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного прибора;

4) разбито стекло или имеются повреждения, которые отражается на правильности его показаний.

194. Поверка манометров с их опломбированием или клеймением производиться не реже одного раза в 12 месяцев. Не реже одного раза в 6 месяцев владельцем сосуда производится проверка рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок. При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку производить проверенным рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

Параграф 4. Приборы для измерения температуры

195. Сосуды, работающие при изменяющейся температуре стенок, снабжаются приборами для контроля скорости и равномерности прогрева по длине и высоте сосуда и реперами для контроля тепловых перемещений.

196. Необходимость оснащения сосудов указанными приборами и реперами, а также допустимая скорость прогрева и охлаждения сосудов определяется изготовителем в паспортах или в инструкциях по монтажу и эксплуатации сосудов.

Параграф 5. Предохранительные устройства от повышения давления

197. Каждый сосуд снабжается предохранительными устройствами от повышения давления выше допустимого значения.

198. В качестве предохранительных устройств, применяются:

1) пружинные предохранительные клапаны;

2) рычажно — грузовые предохранительные клапаны;

3) импульсные предохранительные устройства, состоящие из главного предохранительного клапана и управляющего импульсного клапана прямого действия;

4) предохранительные устройства с разрушающимися мембранами (мембранные предохранительные устройства);

5) настройка и регулировка предохранительных клапанов перед установкой проводится на стендах лицом, назначенным приказом по организации. С записью результатов проведенной регулировки в журнале учета.

199. Установка рычажно-грузовых клапанов на передвижных сосудах не допускается.

200. Конструкция пружинного клапана исключает возможность затяжки пружины сверх установленной величины, а пружина защищается от нагрева (охлаждения) и непосредственного воздействия рабочей среды, если она оказывает вредное действие на материал пружины.

201. Конструкция пружинного клапана предусматривает устройство для проверки исправности действия клапана в рабочем состоянии путем принудительного открывания его во вpeмя работы. Допускается установка предохранительных клапанов без приспособления для принудительного открывания, если последнее не допускается по свойствам среды (взрывоопасная, горючая, вещества 1 и 2 классов опасности) или по условиям технологического процесса. В этом случае проверка срабатывания клапанов осуществляется на стендах. Периодичность этой проверки устанавливается техническим руководством организации исходя из обеспечения надежности срабатывания клапанов между их проверками.

202. Если разрешенное давление сосуда равно или больше давления питающего источника в сосуде, исключена возможность повышения давления от химической реакции или обогрева, то установка на нем предохранительного клапана и манометра не требуется.

203. Сосуд, рассчитанный на давление меньше давления питающего его источника, должен иметь на подводящем трубопроводе автоматическое редуцирующее устройство с манометром и предохранительным клапаном, установленным на стороне меньшего давления после редуцирующего устройства. В случае установки обводной линии (байпаса) она оснащается редуцирующим устройством.

204. Для группы сосудов, работающих при одном и том же давлении, допускается установка одного редуцирующего устройства с манометром и предохранительным клапаном на общем подводящем трубопроводе до первого ответвления к одному из сосудов. В этом случае установка предохранительных устройств на самих сосудах не требуется, если в них исключена возможность повышения давления.

205. В случае, когда автоматическое редуцирующее устройство вследствие физических свойств рабочей среды не работает, допускается установка регулятора расхода. При этом предусматривается защита от повышения давления.

206. Количество предохранительных клапанов и их пропускная способность выбираются по расчету в соответствии с ГОСТ 12.2.085-2002.

207. Предохранительный клапан изготовителем поставляется с паспортом и руководством по эксплуатации.

208. В паспорте наряду с другими сведениями, указывается коэффициент расхода клапана для сжимаемых и несжимаемых сред, площадь, к которой он отнесен.

209. Каждая предохранительная мембрана имеет заводское клеймо с указанием давления срабатывания и допускаемой рабочей температуру эксплуатации.

210. Паспорт выдается на всю партию однотипных мембран, направляемую одному потребителю.

211. Настройка и регулировка предохранительных клапанов производится в соответствии с ГОСТ 12.2.085-2002.

212. Предохранительные клапаны устанавливаются на патрубках или трубопроводах, непосредственно присоединенных к сосуду. Присоединительные трубопроводы предохранительных клапанов защищаются от замерзания в них рабочей среды.

213. При установке на одном патрубке (трубопроводе) нескольких предохранительных клапанов площадь поперечного сечения патрубка не менее 1,25 суммарной площади сечения клапанов, установленных на нем.

214. При определении сечения присоединительных трубопроводов длиной более 1000 мм учитывается величина их сопротивлений.

215. Отбор рабочей среды из патрубков (и на участках присоединительных трубопроводов от сосуда до клапанов), на которых установлены предохранительные клапаны, не допускается.

216. Предохранительные клапаны размещаются в местах, доступных для их обслуживания.

217. Установка арматуры между сосудом и предохранительным клапаном, за предохранительным клапаном, не допускается.

218. Арматуру перед (за) предохранительным клапаном допускается устанавливать, при условии монтажа двух предохранительных клапанов и блокировки, исключающей возможность одновременного отключения обоих предохранительных клапанов. В этом случае каждый из предохранительных клапанов имеет пропускную способность, предусмотренную пунктом 206 настоящих Правил.

219. При установки группы предохранительных клапанов и арматуры перед (за) ними блокировка выполняется таким образом, чтобы при любом, предусмотренном проектом варианте отключения клапанов, остающиеся включенными, предохранительные клапаны имели суммарную пропускную способность предусмотренную пунктом 206 настоящих Правил.

220. Отводящие трубопроводы предохранительных клапанов и импульсные линии в местах возможного скопления конденсата оборудованы дренажными устройствами для удаления конденсата.

221. Установка запорных органов или другой арматуры на дренажных трубопроводах, не допускается. Среда, выходящая на предохранительные клапаны и дренажи, отводится в безопасное место.

222. Мембранные предохранительные устройства устанавливаются:

1) вместо рычажно-грузовых и пружинных предохранительных клапанов, когда эти клапаны в рабочих условиях конкретной среды не применяются вследствие их инерционности или других причин;

2) перед предохранительными клапанами в случаях, когда предохранительные клапаны не работают вследствие вредного воздействия рабочей среды (коррозия, эрозия, полимеризация, кристаллизация, прикипание, примерзание) или возможных утечек через закрытый клапан взрыво-и пожароопасных, токсичных, экологически вредных и других сред;

3) параллельно с предохранительными клапанами для увеличения пропускной способности систем сброса давления;

4) на выходной стороне предохранительных клапанов для предотвращения вредного воздействия рабочих сред со стороны сбросной системы и для исключения влияния колебаний противодавления со стороны этой системы на точность срабатываемых предохранительных клапанов.

223. Установка мембранных предохранительных устройств и их конструкция определяется в проектно-конструкторской документации.

224. Предохранительные мембраны устанавливаются в предназначенные для них зажимные приспособления.

225. Предохранительные клапаны в процессе эксплуатации периодически проверяются на исправность их действия продувкой в рабочем состоянии или проверкой настройки на стенде.

226. Порядок и сроки проверки исправности клапанов в зависимости от условий технологического процесса указываются в инструкции по эксплуатации предохранительных клапанов.

Параграф 6. Указатели уровня жидкости

227. Для контроля уровня жидкости в сосудах, имеющих границу раздела сред, применяются указатели уровня. Кроме указателей уровня, на сосудах допускается устанавливать звуковые и другие сигнализаторы и блокировки по уровню.

228. Указатели уровня устанавливаются вертикально или наклонно в соответствии с руководством изготовителя, при этом обеспечивается видимость уровня жидкости.

229. На сосудах, обогреваемых пламенем или горячими газами, у которых возможно понижение уровня жидкости ниже допустимого, устанавливается не менее 2-х указателей уровня прямого действия.

230. Количество и места установки указателей уровня определяются проектом.

231. На каждом указателе уровня указывается допустимые верхний и нижний уровни.

232. Верхний и нижний допустимый уровень жидкости в сосуде устанавливается согласно проектно-конструкторской документации. Высота прозрачного указателя уровня жидкости не менее чем на 25 мм, ниже нижнего и выше верхнего допустимых уровней жидкости.

233. При установке нескольких указателей по высоте их размещать так, чтобы они обеспечивали непрерывность показаний уровня жидкости.

234. Указатели уровня снабжаются арматурой (кранами и вентилями) для их отключения от сосуда и продувки.

235. При применении в указателях уровня в качестве прозрачного элемента стекла для предохранения персонала от травмирования при их разрыве, предусматривается защитное устройство.

4. Установка. Постановка на учет (регистрация). Техническое
освидетельствование. Разрешение на эксплуатацию
Параграф 1. Установка сосудов

236. Сосуды устанавливаются на открытых площадках в местах, исключающих скопление людей или в отдельно стоящих зданиях.

237. Допускается установка сосудов:

— в помещениях, примыкающих к производственным зданиям, при условии отделения их от здания капитальной стеной;

— в производственных помещениях, при обосновании проектом;

— с заглублением в грунт при условии обеспечения доступа к арматуре и защиты стенок сосуда от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами.

238. Не допускается установка сосудов, зарегистрированных а территориальных подразделениях уполномоченного органа в области промышленной безопасности в жилых, общественных и бытовых зданиях, в примыкающих к ним помещениях.

239. Установка сосудов должна исключать возможность их опрокидывания.

240. Установка сосудов обеспечивается возможностью осмотра, ремонта, очистки их с внутренней и наружной стороны.

241. Для удобства обслуживания сосудов устраиваются площадки и лестницы. Для осмотра и ремонта сосудов допускается применять люльки и другие приспособления.

242. Указанные устройства не должны нарушать прочность и устойчивость сосуда, а приварка их к сосуду выполняется в соответствии с настоящими Правилами.

Параграф 2. Постановка на учет (регистрация)

243. Сосуды, до пуска их в работу ставятся на учет в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности.

244. Постановке на учет не подлежат:

1) сосуды первой группы, работающие при температуре стенки не выше 200 о С, у которых произведение давления в МПа (кгс/см 2 ) на вместимость в м 3 (литрах) не превышает 0,05 (500), а также сосуды 2, 3, 4 групп, работающие при указанной выше температуре, у которых произведение давления в МПа (кгс/см 2 ) на местность в м 3 (литрах) не превышает 1 (10000). Группа сосудов определяется по приложению 3 «Группа сосудов»;

2) аппараты воздухоразделительных установок и разделения газов, расположенных внутри теплоизоляционного кожуха (регенераторы, колонны, теплообменники, конденсаторы, адсорберы, отделители, испарители, фильтры и подогреватели);

3) сосуды холодильных установок и холодильных блоков в составе технологических установок;

4) резервуары воздушных электрических выключателей;

5) сосуды, входящие в систему регулирования, смазки и уплотнения турбин, генераторов и насосов;

6) бочки для перевозки сжиженных газов, баллоны вместимостью до 100 л включительно, установленные стационарно, а также предназначенные для транспортировки и (или) хранения сжатых, сжиженных и растворенных газов;

7) генераторы (реакторы) для получения водорода, используемые гидрометеорологической службой;

сосуды, включенные в закрытую систему добычи нефти и газа (от скважины до магистрального трубопровода);

9) сосуды для хранения или транспортировки сжиженных газов, жидкостей и сыпучих тел, находящихся под давлением, периодически при их опорожнении;

10) сосуды со сжатым и сжиженным газами, предназначенные для обеспечения топливом двигателей транспортных средств, на которых они установлены;

11) сосуды, установленные в подземных горных выработках;

12) висценные и другие фильтры, установленные на газопроводах, газораспределительных станциях, пунктах и установках.

245. Для постановки на учет, снятие с учета сосуда руководитель организации, эксплуатирующий сосуд подает заявление в территориальное подразделение уполномоченного органа в области промышленной безопасности. Для постановки на учет владелец представляет:

1) паспорт сосуда согласно приложению 23 «Форма паспорта сосуда, работающего под давлением»;

2) удостоверение о качестве монтажа;

3) схема включения сосуда, с указанием источника давления, параметров, его рабочей среды, арматуры, контрольно-измерительных приборов, средств автоматического управления, предохранительных и блокировочных устройств;

4) паспорт предохранительного клапана с расчетом его пропускной способности;

5) положение о производственном контроле в организации;

6) информацию о том что, сосуд допущен к применению на территории Республики Казахстан в соответствии с Законом Республики Казахстан «О гражданской защите».

246. Удостоверение о качестве монтажа составляется организацией, производившей монтаж. В удостоверении приводятся данные:

1) наименование монтажной организации;

2) наименование предприятия-владельца сосуда;

3) сведения о материалах, примененных монтажной организацией дополнительно к указанным в паспорте;

4) сведения о сварке включающие вид сварки тип и марку электродов, фамилию сварщика и номер их удостоверений, результаты испытаний контрольных стыков;

5) заключение о соответствии произведенных монтажных работ сосудов настоящими Правилами, проекту, инструкции по монтажу и пригодности его к эксплуатации.

247. Постановка на учет сосудов, работающих под давлением, не имеющей паспорта изготовителя, производится на основании дубликата паспорта, составленного аттестованной экспертной организацией.

248. Паспорт, инструкция и другая эксплуатационная документация, поставляемая с сосудом, представляется на государственном языке и на русском языках.

249. При постановке на учет сосудов, отработавшего нормативный срок службы, представляется заключение экспертной организации о возможности его дальнейшей безопасной эксплуатации.

250. При перестановке сосуда на новое место или передаче сосуда другому владельцу, а также при внесений изменений в схему его включения, сосуд до пуска в работу, перерегистрируется в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности.

251. В случае отказа в постановке на учет сосуда письме указываются причины отказа со ссылкой на пункт 245 настоящих Правил.

Параграф 3. Техническое освидетельствование сосудов

252. Сосуды, на которые распространяются действие настоящих Правил, подвергаются техническому освидетельствованию (наружному, внутреннему осмотру и гидравлическому испытанию) после монтажа до пуска в работу и периодически в процессе эксплуатации.

253. Объем, методы и периодичность технического освидетельствования сосудов (за исключением баллонов) определяются изготовителем, указаны в их паспортах или инструкции по монтажу и безопасной эксплуатации.

254. Освидетельствование баллонов проводится по методике разработчика конструкций баллонов, в которой указаны периодичность освидетельствования и нормы браковки.

255. В случае отсутствия таких указаний техническое освидетельствование производится в соответствии с требованиями, изложенными в таблицах 1, 2, 3, 4, 5, 6 приложения 12 «Техническое освидетельствование сосудов, работающих под давлением».

256. Сосуды, у которых действие среды вызывает ухудшение химического состава и механических свойств металла, сосуды, у которых температура стенки при работе превышает 450 о С, должны подвергаться дополнительному освидетельствованию в соответствии с технологическим регламентом. Результаты дополнительных освидетельствований заносятся в паспорт сосуда.

257. Сосуды, работающие под давлением вредных веществ (жидкости и газов) 1, 2, 3, 4 классов опасности по ГОСТ 12.1. 007-76, подвергаются испытанию на герметичность воздухом или инертным газом под давлением, равным рабочему давлению. Испытания проводятся в соответствии с технологическим регламентом в сроки, установленными в таблицах 1, 2, 3, 4 приложения 12 «Техническое освидетельствование сосудов, работающих под давлением».

258. Перед внутренним осмотром и гидравлическим испытанием сосуд останавливается, охлаждается (отогревается), освобождается от заполняющей рабочей среды, отключен заглушками от всех трубопроводов, соединяющих сосуд с источником, давления, очищен до металла.

259. Футеровка, изоляция и другие виды защиты от коррозии частично или полностью удаляются, если имеются признаки, указывающие на возможность возникновения дефектов металла сосудов под защитным покрытием (не плотность футеровки, следы промокания изоляции и другое). Электрообогрев и привод сосуда отключаются.

260. Сосуды, имеющие защитное покрытие (эмалированные, футеровка) или изоляцию, подвергаются гидравлическому испытанию до наложения покрытия или изоляции.

261. Сосуды, имеющие наружный кожух, подвергаются гидравлическому испытанию до установки кожуха.

262. Сосуды, работающие с вредными веществами 1 и 2 классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76, до начала выполнения внутри каких-либо работ, а также перед внутренним осмотром подвергаются обработке (нейтрализации, дегазации) в соответствии с технологическим регламентом.

263. Внеочередное освидетельствование сосудов, находящихся в эксплуатации, проведено в следующих случаях:

— после реконструкции или ремонта сосуда с применением сварки или пайки элементов, работающих под давлением;

— если сосуд не эксплуатировался более 12 месяцев;

— если сосуд был демонтирован и установлен на новое место;

— перед наложением на стенки сосуда защитного покрытия;

— если такое освидетельствование необходимо по усмотрению лица ответственного по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосуда.

264. Техническое освидетельствование сосудов, цистерн, баллонов и бочек производится на ремонтно-испытательных пунктах изготовителей, наполнительных станциях и на предприятиях владельца.

265. Техническое освидетельствование не подлежащих учету в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности сосудов, цистерн, бочек и баллонов организовывает лицо ответственное по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосуда и проводится специализированной экспертной организацией, а на наполнительных станциях, ремонтно-испытательных пунктах у изготовителей, назначенным для этих целей инженерно-техническим работником.

266. Техническое освидетельствование сосудов, цистерн и баллонов стоящих на учете в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности организовывает ответственный по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосуда и проводится специализированной экспертной организацией, при участие инспектора по государственному надзору в области промышленной безопасности.

267. Техническое освидетельствование сосудов проводится до постановки их учет в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности.

268. Техническое освидетельствование сосудов, отработавших нормативный срок службы, проводится после их обследования специализированной экспертной организацией.

269. Результаты технического освидетельствования записываться в паспорт сосуда лицом, производившим освидетельствование, с указанием разрешенных параметров эксплуатации сосуда и сроков следующих освидетельствований.

270. На сосудах, признанных при техническом освидетельствовании годными к дальнейшей эксплуатации, наносятся сведения в соответствии с пунктом 280.

271. При обнаружении дефектов, снижающих прочность сосуда, эксплуатация его допускается при пониженных параметрах (давление и температура).

272. Возможность эксплуатации сосуда при пониженных параметрах подтверждается расчетом на прочность, при этом должен быть проведен проверочный расчет пропускной способности предохранительных клапанов. Такое решение записывается лицом, проводившим освидетельствование, в паспорт сосуда.

273. Если сосуд вследствие имеющихся дефектов или нарушения настоящих Правил находится в состоянии, опасном для дальнейшей эксплуатации, работа такого сосуда не допускается.

274. Сосуды, поставляемые изготовителем в собранном виде, должны быть законсервированы и в паспорте или в руководство по монтажу и эксплуатации указаны условия и сроки их хранения. При выполнении этих требований перед пуском в работу проводится только наружный и внутренний осмотр, гидравлическое испытание сосудов проводить не требуется, в этом случае срок гидравлического испытания назначается, исходя из даты начало эксплуатации сосуда.

275. Емкости для сжиженного газа перед нанесением на них изоляции подвергаются только наружному контролю и внутреннему осмотру, если были соблюдены сроки и условия изготовителя по их хранению.

276. После установки на место эксплуатации по засыпки грунта указанные емкости допускается подвергать только наружному осмотру, если с момента нанесения изоляции прошло не более 12 месяцев.

277. При наружном и внутреннем осмотрах выявляются и устанавливаются дефекты, снижающие прочность сосуда, при этом внимание обращается на выявление следующих дефектов:

1) на поверхностях сосуда — трещин, надрывов, коррозии стенок (особенно в местах отбортовки и вырезок), выпучин, отдулин (преимущественно у сосудов с «рубашками», у сосудов с огневым или электрическим обогревом), раковин (в литых сосудах);

2) в сварных швах-дефектах сварки, указанных в пункте 98 настоящих Правил, надрывов, разъеданий;

3) в заклепанных швах — трещин между заклепками, обрывов головок, следов пропусков, надрывов в кромках склепанных листов, коррозийных повреждений заклепочных швов, зазоров под кромками клепанных листов и головками заклепок;

4) в сосудах, защищенными от коррозии поверхностями-разрушений футеровки, в том числе не плотностей слоев футеровочных плиток, трещин в гуммированном свинцовом или ином покрытии, скалывании эмали, трещин и отдулин в плакирующем слое, повреждений металла стенок сосуда в местах нарушения наружного защитного покрытия.

Параграф 4. Разрешение на ввод в эксплуатацию

278. Запись в паспорте сосуда подлежащего постановке на учет в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности, разрешающая пуск в работу сосуда оформляется после регистрации и технического освидетельствования. При этом проверяется организация системы производственного контроля и надзора за безопасной эксплуатацией сосудов и их обслуживание.

279. Запись в паспорте разрешающая ввод в эксплуатацию сосуда, не подлежащего постановке на учет в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности, оформляется лицом, назначенным приказом (распоряжение) по предприятию для осуществления надзора за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов, на основании документации изготовителя после технического освидетельствования.

280. На каждый сосуд разрешенный в эксплуатацию наносится краской на видное место или на специальной табличке форматом, не менее 200 х 150 мм:

1) регистрационный номер;

2) разрешенное давление;

3) число, месяц, год следующего наружного и внутреннего осмотра и гидравлического испытания.

281. Сосуд (группа сосудов, входящих в установку) может быть включен в работу на основании письменного распоряжения администрации предприятия после выполнения требований пунктов 278, 279, 280 настоящих Правил.

5. Производственный контроль
Параграф 1. Общие положения

282. Владелец обеспечивает содержание сосудов в исправном состоянии и безопасные условия их работы путем организации системы производственного контроля. В этих целях приказом по организации из числа инженерно-технических работников назначаются: ответственные за исправное состояние и безопасное действие сосудов, лицо ответственное по надзору за техническим состоянием и эксплуатацией сосудов;

1) назначается необходимое количество лиц из числа обслуживающего персонала, обученного и имеющего удостоверения на право обслуживания сосудов. Устанавливается такой порядок, чтобы персонал, на который возложено обслуживание сосудов, вел тщательное наблюдение за порученным ему оборудованием путем его осмотра, проверки действия арматуры, контрольно-измерительных приборов, предохранительных и блокировочных устройств и поддержания сосудов в исправном состоянии. Результаты осмотра и проверки записываются в сменный журнал;

2) обеспечивается проведение технических освидетельствований, сосудов в установленные сроки;

3) обеспечивается порядок и периодичность проверки знаний руководящими работниками и специалистами;

4) осуществляется периодическая проверка знаний персоналом настоящих Правил и технологического регламента;

5) обеспечиваются инженерно-технические работники настоящими Правил и руководящими указаниями по безопасной эксплуатации сосудов;

6) обеспечивается выполнение специалистами настоящих Правил, а обслуживающим персоналом-технологического регламента.

283. В организации, эксплуатирующий сосуд, работающий под давлением, разрабатывается и утверждается технологический регламент для лиц, осуществляющих надзор за исправным состоянием и безопасной эксплуатацией сосудов и за соблюдением требований промышленной безопасности при эксплуатации сосудов.

Параграф 2. Содержание и обслуживание сосудов

284. К обслуживанию допускаются лица, обученные, сдавшие экзамены в соответствии со статьей 79 Законом Республики Казахстан «О гражданской защите».

285. Допуск персонала к обслуживанию сосудов оформляться приказом по организации.

286. Организацией разрабатывается технологический регламент по режиму работы и безопасному обслуживанию сосудов.

6. Аварийная остановка сосудов

287. Сосуд аварийно останавливается в случаях:

1) если давление в сосуде поднялось выше разрешенного и не снижается несмотря на меры, принятые персоналом;

2) при выявлении неисправности предохранительных клапанов;

3) при обнаружении в сосуде и его элементах, работающих под давлением, не плотностей, разрыва прокладок;

4) при неисправности манометра и невозможности определить давление по другим приборам;

5) при снижении уровня жидкости ниже допустимого в сосудах с огневым обогревом;

6) при выходе из строя всех указателей уровня жидкости;

7) при неисправности предохранительных блокировочных устройств;

при возникновении пожара, непосредственно угрожающего сосуду, находящемуся под давлением.

288. Порядок аварийной остановки сосуда и последующего ввода его в работу указывается в технологическом регламенте.

289. Причины аварийной остановки сосуда записываются в сменный журнал.

7. Ремонт сосудов

290. Для поддержания сосуда в исправном состоянии владелец своевременно проводит его ремонт.

291. Ремонт с применением сварки (пайки) сосудов и их элементов, работающих под давлением, проводится по технологии разработанной изготовителем сосуда или ремонтной организацией до начала проведения работ, а результаты ремонта заносятся в паспорт сосуда.

292. Ремонт сосудов и их элементов, находящихся под давлением, не допускается.

293. До начала производства работ внутри сосуда, соединенного с другими работающими сосудами общим трубопроводом, сосуд отделяется от них заглушками или отсоединен. Отсоединенные трубопроводы заглушены.

294. Применяемые для отключения сосуда заглушки, устанавливаемые между фланцами, имеют выступающую часть (хвостик), по которой определяется наличие поставленной заглушки. Прокладки между фланцами устанавливается без хвостиков.

295. При работе внутри сосуда (внутренний осмотр, ремонт, чистка и так далее) применяются светильники на напряжение не выше 12 Вольт (далее — В), а при взрывоопасных средах — во взрывоопасном исполнении.

296. До начала и в процессе выполнения работ ведется контроль за состоянием среды, приборным методом.

297. Допуск людей на проведение ремонтных работ производится по наряду-допуску приведенный в приложении 22 «Оформление наряда-допуска на производство работ».

8. Цистерны и бочки
для перевозки сжиженных газов

298. Железнодорожные цистерны рассчитываются в соответствии с действующими проектно — технической документацией.

299. Цистерны и бочки для сжиженных газов, за исключением криогенных жидкостей, рассчитаны на давление, которое может возникнуть в них при температуре 50 о С.

300. Цистерны для сжиженного кислорода и других криогенных жидкостей рассчитаны на давление, при котором производится их опорожнение.

301. Расчет цистерн выполняется с учетом напряжений, вызванных динамической нагрузкой при их транспортировании.

302. Цистерны с отдачей газа, наполняемые жидким аммиаком с температурой, не превышающей в момент окончания наполнения минус 25 о С, могут быть при наличии изоляции рассчитываются на давление 0,4 МПа (4 кгс/см 2 ).

303. Цистерны имеют термоизоляцию или теневую защиту определяемой в проектно-конструкторской документации.

304. Термоизоляционный кожух цистерны для криогенных жидкостей должен быть снабжен разрывной мембраной.

305. У железнодорожной цистерны в верхней ее части устраивается люк диаметром не менее 450 мм и помост около люка с металлическими лестницами по обе стороны цистерны, снабженными поручнями. На железнодорожных цистернах для сжиженного кислорода, азота и других криогенных жидкостей устройство помоста около люка не требуется.

306. У каждой автоцистерны устраивается люк овальной формы с размерами по осям не менее 400 x 450 мм или круглый люк диаметром не менее 450 мм. Для автоцистерны вместимостью до 3000 л люк овальной формы допускается выполнять с размерами по осям не менее 300 x 400 мм, круглой формы — диаметром не менее 400 мм. У цистерн вместимостью до 1000 л допускается устройство смотровых люков овальной формы с размером меньшей оси не менее 80 мм или круглой формы диаметром не менее 80 мм.

307. На цистернах и бочках изготовитель наносит клеймением данные:

1) наименование изготовителя или его товарный знак;

2) заводской номер цистерны (бочки);

3) год изготовления и дата освидетельствования;

4) вместимость (для цистерн-в м 3 , для бочек — в л);

5) масса цистерны в порожнем состоянии без ходовой части (т) и масса бочки (кг);

6) величина рабочего и пробного давления;

7) клеймо завода изготовителя;

даты проведенного и очередного освидетельствования.

308. На цистернах клеймо наносится по окружности фланца для люка, на бочках — на днищах, где располагается арматура.

309. Для бочек с толщиной стенки до 6 мм включительно паспортные данные наносятся на металлической пластине, припаянной или приваренной к днищу в месте, где располагается арматура. На цистернах с изоляцией на основе вакуума все клейма, относящиеся к сосуду, наносятся на фланце, горловине люка вакуумной оболочки, причем масса цистерны указывается с учетом массы изоляции с оболочкой.

310. На цистернах и бочках, предназначенных для перевозки сжиженных газов, вызывающих коррозию, места клеймения после нанесения данных покрыты антикоррозийным бесцветным лаком.

311. На рамах цистерн прикрепляется металлическая табличка с данными:

1) наименование изготовителя или товарный знак;

2) заводской номер;

3) год изготовления;

4) масса цистерны с ходовой частью в порожнем состоянии (т);

5) учетный номер цистерны (выбивается владельцем цистерны после ее учета);

6) дата очередного освидетельствования.

312. Окраска цистерн и бочек, нанесение полос и надписей на них производится изготовителем в соответствии со стандартами, а для цистерн и бочек, находящихся в эксплуатации заводом-наполнителем. Окраска железнодорожных пропан — бутановых цистерн, находящихся в эксплуатации, нанесение полос и надписей производится владельцем цистерн.

313. На цистернах устанавливают:

1) вентили с сифонной трубой для слива и налива среды;

2) вентиль для выпуска паров из верхней части цистерны;

3) пружинный предохранительный клапан;

5) указатель уровня жидкости.

314. Предохранительный клапан, установленный на цистерне, сообщается с газовой фазой цистерны и имеет колпак с отверстиями для выпуска газа в случае открытия клапана. Площадь отверстий в колпаке не менее полуторной площади рабочего сечения предохранительного клапана.

315. Наливные и спускные вентили цистерны и бочки для сжиженного газа снабжаются заглушкой, навертывающейся на боковой штуцер.

316. На каждой бочке, кроме бочек для хлора и фосгена, устанавливаются на одном из днищ вентили для наполнения и слива среды. При установке вентиля на вогнутом днище бочки он закрывается колпаком, а при установке на выпуклом днище, кроме колпака, предусматривается устройство обхватной ленты (юбка). Бочки для хлора и фосгена наливной и сливной вентили, снабжаются сифонами.

317. Боковые штуцера вентилей для слива и налива горючих газов имеют левую резьбу.

318. Цистерны, предназначенные, для перевозки взрывоопасных горючих веществ, вредных веществ 1 и 2 класса опасности по ГОСТ 12.1.007-76, должны иметь на сифонных трубках для слива скоростной клапан, исключающий выход газа при разрыве трубопровода.

319. Пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на цистернах для сжиженного кислорода, азота и других криогенных жидкостей обеспечивает создание давления в цистерне при ее опорожнении.

320. Наполнители и наполнительные станции ведут журнал наполнения по установленной администрацией форме, в котором, указывается:

1) дата наполнения;

2) наименование изготовителя цистерн и бочек;

3) заводской и учетный номер для цистерн и заводской номер для бочек;

4) подпись лица, производившего наполнение.

321. При наполнении в одной организации или на одной наполнительной станции цистерн и бочек различными газами администрация этих организации по каждому газу ведет отдельный журнал наполнения.

322. Цистерны и бочки допускается заполнять только тем газом, для перевозки которого они предназначены.

323. Перед наполнением цистерн и бочек газами лицом по контролю, проводится осмотр наружной поверхности, исправность и герметичность арматуры цистерн и бочек, проверяется наличие остаточного давления и соответствие имеющегося в них газа назначению цистерны или бочки.

324. Результаты осмотра цистерн, бочек и заключение о возможности их наполнения записывается в журнал.

325. Не допускается наполнять газом неисправные цистерны или бочки, если:

1) истек срок освидетельствования;

2) отсутствует или неисправна арматура и контрольно-измерительные приборы;

3) отсутствует окраска или надписи;

4) в цистернах или бочках находиться другой газ, для которого они предназначены.

326. Потребитель, опорожняя цистерны, бочки, оставляет в них избыточное давление газа не менее 0,05 МПа (0,5 кгс/см 2 ).

327. Для сжиженных газов, упругость паров которых в зимнее время ниже 0,05 МПа (0,05 кгс/см 2 ) остаточное давление устанавливается инструкцией завода-наполнителя.

328. Наполнение цистерн и бочек газами производится по технологическому регламенту. Наполнение цистерн и бочек сжиженными газами соответствует нормам, указанным в приложении 8 «Наполнение цистерн и бочек».

329. Для газов, не указанных в приложении 8 «Наполнение цистерн и бочек» норма заполнения устанавливается руководством изготовителей, исходя из того, чтобы при наполнении сжиженными газами, у которых критическая температура выше 50 о С, в цистернах и бочках был достаточный объем газовой подушки, а при на заполнении сжиженными газами, у которых критическая температура ниже 50 о С, давление в цистернах и бочках при температуре 50 о С не превышало установленного расчетного давления.

330. При хранении и транспортировании наполненные бочки защищаются от воздействия солнечных лучей и от местного нагревания.

331. Величина наполнения цистерн и бочек сжиженными газами определяется взвешиванием или другим способом контроля.

332. Если при наполнении цистерн или бочек обнаружен пропуск газа, наполнение прекращается, газ из цистерны или бочки удаляется, наполнение возобновляется после исправления имеющихся повреждений.

333. После наполнения цистерн или бочек газом на боковые штуцера вентилей наворачиваются заглушки, арматура цистерн закрыта предохранительным колпаком, который пломбируется.

334. Опорожнение цистерн и бочек осуществляться по технологическому регламенту.

9. Баллоны

335. Баллоны изготавливаются по нормативно — технической документации изготовителя.

336. Баллоны рассчитаны так, чтобы напряжение в их стенках при гидравлическом испытании не превышало 90% предела текучести при 20 о С для данной марки стали, при этом коэффициент запаса прочности по минимальному значению временного сопротивления при 20 о С менее 2,6.

337. Баллоны для сжатых, сжиженных и растворенных газов емкостью более 100 литров (далее – л.) снабжаются паспортом по форме, установленной для сосудов, работающих под давлением.

338. Боковые штуцера вентилей для баллонов, наполненных водородом и другими горючими газами, имеет левую резьбу, а для баллонов, наполненных кислородом и другими негорючими газами — правую резьбу.

339. Каждый вентиль баллона для взрывоопасных горючих веществ, вредных веществ 1 и 2 классов опасности по ГОСТ 12.1.007-76 снабжается заглушкой, навертывающейся на боковой штуцер.

340. Вентили в баллонах для кислорода ввертываются с применением уплотняющих материалов, загорание которых в среде кислорода исключено.

341. На верхней сферической части каждого баллона выбитым данные:

1) товарный знак изготовителя;

2) номер баллона;

3) фактическая масса порожнего баллона (кг): для баллонов вместимостью до 12 л включительно — с точностью до 0,1 кг, свыше 12 до 55 л включительно — с точностью до 0,2 кг, масса баллонов вместимостью свыше 55 л указывается в нормативно-технической документации их заготовление;

4) дата (месяц, год) изготовления и год следующего освидетельствования;

5) рабочее давление (Р), МПа (кгс/см 2 );

6) пробное гидравлическое давление (П), МПа (кгс/см 2 );

7) вместимость баллонов (л): для баллонов вместимостью свыше 12 л включительно — номинальная, для баллонов вместимостью свыше 12 л до 55 л включительно — фактическая с точностью до 0,3 л, для баллонов вместимостью свыше 55 л — в соответствии с нормативно — технической документации на изготовление;

клеймо изготовителя круглой формы диаметром 10 мм (за исключением баллонов вместимостью свыше 55 л);

9) номер стандарта для баллонов вместимостью свыше 55 л.

342. Высота знаков на баллонах не менее 6 мм, а на баллонах вместимостью свыше 55 л — не менее 8 мм.

343. Масса баллонов, за исключением баллонов для ацетилена, указывается с учетом массы нанесенной краски, кольца для колпака и башмака, если таковые предусмотрены конструкцией, но без массы вентиля и колпака.

344. На баллонах вместимостью до 5 л или толщиной стенки менее 5 мм паспортные данные допускается выбивать на пластине, припаянной к баллону, нанесенном эмалевой или масляной краской.

345. Наружная поверхность баллонов окрашивается в соответствии с приложением 31 «Окраска и нанесение надписей на оборудовании». Окраска вновь изготовленных баллонов и нанесение надписей производится изготовителем, а в дальнейшем наполнительными станциями.

346. Баллоны растворенного ацетилена заполняются пористой массой и растворителем по стандартам. Качество пористой массы и правильность наполнения баллонов обеспечивает организация, выполняющая заполнение баллонов пористой массой. Качество растворителя и правильную его дозировку обеспечивает организация, производящая заполнение баллонов растворителем.

347. После заполнения баллонов пористой массой и растворителем на его горловине выбивается масса тары (масса баллона без колпака, но с пористой массой и растворителем, башмаком, кольцом и вентилем).

348. Освидетельствование баллонов производится наполнительными станциями и испытательными пунктами при наличии у них:

1) производственные помещения, технические средства, обеспечивающие качественное произведение освидетельствования;

2) приказ о назначении лиц, обеспечивающих проведение освидетельствования из числа инженерно-технического работника, имеющих соответствующую подготовку;

3) технологическом регламенте по проведению технического освидетельствования баллонов.

В территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности регистрируется клеймо с соответствующим шрифтом, присвоенной организации.

349. Проверка качества, освидетельствования и приемка изготовленных баллонов производится в соответствии с требованиями настоящих Правил и инструкций. Величина пробного давления и время выдержки баллонов под пробным давлением у изготовителя устанавливается по проектно-конструкторской документации, при этом пробное давление не менее чем полуторное рабочее давление.

350. Пробное давление для баллонов, изготовленных из материалов, отношение временного сопротивления и пределу текучести которого более 2, допускается снизить до 1,25 рабочего давления.

351. Баллоны у изготовителя, за исключением баллонов для ацетилена, после гидравлического испытания подвергаются пневматическому испытанию давлением, равным рабочему давлению. При пневматическом испытании баллоны погружаются в ванну с водой. Баллоны для ацетилена подвергаются пневматическому испытанию в организациях, наполняющих баллоны пористой массой.

352. Баллоны новой конструкции или баллоны, изготовленные из ранее не применяемых материалов, испытываются по программе, предусматривающей, доведение баллонов до разрушения, при этом запас прочности по минимальному значению временного сопротивления металла при 20 о С не менее 2,6 с пересчетом на наименьшую толщину стенки без прибавки на коррозию.

353. Результаты освидетельствования изготовленных баллонов заносятся на заводе-изготовителе в ведомость, в которой отражаются данные:

1) номер баллона;

2) дата (месяц, год) изготовления (испытания) баллона и следующего освидетельствования;

3) масса баллона, кг;

4) вместимость баллона, л;

5) рабочее давление, МПа (кгс/см 2 );

6) пробное давление, МПа (кгс/см 2 ).

354. Освидетельствование баллонов, за исключением баллонов для ацетилена, включает:

1) осмотр внутренней и наружной поверхности баллонов;

2) проверку массы и вместимости;

3) гидравлическое испытание.

Проверка массы и вместимости бесшовных баллонов вместимостью до 12 л включительно и свыше 55 л, сварных баллонов, независимо от вместимости, не производиться.

355. Отбраковка баллонов по результатам наружного и внутреннего осмотра производится в соответствии с нормативно-технической документацией на их изготовление.

356. Не допускается эксплуатация баллонов, на которых выбиты не все данные, предусмотренные в пункте 353 настоящих Правил.

357. Закрепление или замена ослабленного кольца на горловине или башмаке выполняется до освидетельствования баллона.

358. Бесшовные стандартные баллоны вместимостью свыше 12 до 55 л при уменьшении массы от 7,5 до 10 % или увеличении их вместимости в пределах 1,5 — 2 % переводятся на давление, сниженное против первоначально установленного на 15 %. При уменьшении массы от 10 до 13,5 % или увеличении их вместимости в пределах от 2 до 2,5 % баллоны переводятся на давление, сниженного против установленного не менее чем на 50 %.

359. При уменьшении массы от 13,5 до 16% или увеличении их вместимости в пределах от 2,5 до 3% баллоны допускаются к работе при давлении не более 0,6 МПа (6 кгс/см 2 ). При уменьшении массы более 16 % или увеличении их вместимости более чем на 3% баллоны бракуются.

360. Баллоны, переведенные на пониженное давление, допускается использовать для заполнения газами, рабочее давление которых не превышает допустимое для данных баллонов, при этом на них выбивается: масса, рабочее давление (Р), МПа (кгс/см 2 ), пробное давление (Рпр), МПа (кгс/см 2 ); дата освидетельствования и клеймо испытательного пункта.

361. Ранее нанесенные сведения на баллонах, за исключением номера баллона, товарного знака изготовителя и даты изготовления, забиты. Баллоны перекрашиваются в соответствующий цвет.

362. При удовлетворительных результатах организации, в которой проведено освидетельствование, выбивает на баллоне свое клеймо круглой формы диаметром 12 мм, дата проведенного и следующего освидетельствования. Результаты технического освидетельствования баллонов емкостью более 100 л, заносятся в паспорт баллонов. Клеймо на баллонах в этом случае не ставится.

363. Результаты освидетельствования баллонов, за исключением баллонов для ацетилена, записывается лицом освидетельствовавшим баллоны, в журнал испытаний, имеющий графы:

1) товарный знак изготовителя;

2) номер баллона;

3) дата (месяц, год) изготовления баллона;

4) дата произведенного и следующего освидетельствования;

5) масса, выбитая на баллоне, кг;

6) масса баллона, установленная при освидетельствовании, кг;

7) вместимость баллона, выбитая на баллоне, л;

вместимость баллона, определенная при освидетельствовании, л;

9) рабочее давление, МПа (кгс/см 2 );

10) отметка о пригодности баллона;

11) подпись лица, производившего освидетельствование баллонов.

364. Освидетельствование баллонов для ацетилена производится на ацетиленовых наполнительных станциях не реже, чем через 5 лет, и включает:

1) осмотр наружной поверхности;

2) проверку пористой массы;

3) пневматическое испытание.

365. Состояние пористой массы в баллонах для ацетилена проверяется на наполнительных станциях не реже чем через 24 месяца.

366. При удовлетворительном состоянии пористой массы на каждом баллоне выбивается:

1) год и месяц проверки пористой массы;

2) клеймо наполнительной станции;

3) клеймо (диаметром 12 мм с изображением букв Пм), удостоверяющее проверку пористой массы.

367. Баллоны для ацетилена, наполнение пористой массой, при освидетельствовании испытывают азотом под давлением 3,5 МПа (35 кгс/см 2 ). Чистота азота, применяемого для испытания баллонов не ниже 97 % по объему.

368. Результаты освидетельствования баллонов для ацетилена заносят в журнал испытания, имеющий графы:

1) номер баллона;

2) товарный знак изготовителя;

3) дата (месяц, год) изготовления баллонов.

369. Эксплуатация, хранения и транспортирования баллонов производится по технологическим регламентом.

370. Рабочие, обслуживающие баллоны должны быть обучены и проинструктированы.

371. Баллоны с газом хранятся в отведенных для этого открытых или закрытых складах.

372. Хранение в одном помещении баллонов с кислородом и горючими газами не допускается.

373. Баллоны с газом, устанавливаемые в помещениях, находятся на расстоянии не менее 1 м от радиаторов отопления, других отопительных приборов и печей и не менее 5 м — от источников тепла с открытым огнем.

374. При эксплуатации баллонов находящийся в них газ не допускается срабатывать полностью. Остаточное давление газа в баллоне не менее 0,05 МПа (0,5 кгс/см 2 ).

375. Выпуск газов из баллонов в емкости с меньшим рабочим давлением производится через редуктор, предназначенный для данного газа и окрашенный в соответствующий цвет.

376. Камера низкого давления редуктора имеет манометр и пружинный предохранительный клапан, отрегулированный на соответствующее давление в емкости, в которую перепускается газ.

377. При невозможности из-за неисправности вентилей выпустить на месте потребления газ из баллонов, последние возвращаются на наполнительную станцию. Выпуск газа из таких баллонов на наполнительных станциях производится в соответствии с технологическим регламентом.

378. Наполнительные станции, производящие наполнение баллонов сжатым, сниженными и растворенными газами ведут журнал наполнения баллонов, в котором, указывается:

1) дата наполнения;

2) номер баллона;

3) дата освидетельствования;

4) масса газа (сжиженного) в баллоне;

5) подпись лица, наполнившего баллон.

379. Если в одной организации производится наполнение баллонов различными газами, то по каждому газу ведется отдельный журнал наполнения.

380. Наполнение баллонов сжиженными газами производится по технологическому регламенту.

381. Наполнение баллонов сжиженными газами соответствует нормам, указанным в приложении 9 «Наполнение баллонов». Для газов, не указанных в данной таблице, норма наполнения устанавливается в технологическом регламенте наполнительных станций.

382. Баллоны, наполняемые газом, должны быть укреплены и присоединены к наполнительной рампе.

383. Не допускается наполнять газом баллоны, у которых:

1) истек срок освидетельствования;

2) истек срок проверки пористой массы;

3) поврежден корпус баллона;

4) неисправные вентили;

5) отсутствует надлежащая окраска и надписи;

6) отсутствует избыточное давление газа;

7) отсутствуют установленные клейма.

384. Наполнение баллонов, в которых отсутствует избыточное давление газов, производится после предварительной их проверки в соответствии с технологическим регламентом.

385. Перенасадка башмаков и колец для колпаков, замена вентилей производится на пунктах по освидетельствованию баллонов.

386. Вентиль после ремонта связанного с его разработкой, проверяется на плотность при рабочем давлении.

387. Производить насадку башмаков на баллоны допускается после выпуска газа, вывертывания вентилей и дегазации баллонов.

388. Очистка и окраска наполненных баллонов, укрепление колец на их горловине не допускается.

389. Транспортирование и хранение баллонов производиться с навернутыми колпаками.

390. Хранение наполненных баллонов у наполнителя до выдачи их потребителю допускается без предохранительных колпаков.

391. Перемещение баллонов в пунктах наполнения и потребления газов производится на предназначенных для этого тележках или при помощи других устройств.

10. Конструкция котлов
Параграф 1. Общие положения

392. Конструкция котла и его основных частей обеспечивает безопасность эксплуатации на расчетных параметрах в течение работы котлов, возможность технического освидетельствования, очистки, промывки, ремонта и эксплуатационного контроля металла.

393. Внутренние устройства в паровой и водяной частях барабанов котлов, препятствующие осмотру их поверхности, проведению дефектоскопии, выполняются съемными.

394. Конструкция и гидравлическая схема котлов, пароперегревателей и экономайзера должны обеспечивать охлаждение стенок элементов, находящихся под давлением.

395. Температура стенок элементов котла, пароперегревателя и экономайзера не должна превышать величину, принятой в расчетах на прочность.

396. Конфигурация размещенных в газоходах труб, отводящих рабочую среду из экономайзера, должна исключать возможность образования в них паровых мешков и пробок.

397. Конструкция котла должна обеспечивать возможность равномерного прогрева его элементов при растопке и нормальном режиме работы, возможность свободного теплового расширения отдельных элементов котла.

398. Для контроля за перемещением элементов котлов при тепловом расширении устанавливаются указатели перемещения (реперы). Места установки реперов указываются в проектно – конструкторской документации на котел.

399. При невозможности обеспечения свободного теплового расширения при расчетах на прочность учитываются соответствующие дополнительные напряжения. В этом случае установка реперов не требуется.

400. Бойлер, включенный в естественную циркуляцию котла (расположенный вне барабана), укрепляется на подвесках (опорах), допускающих возможность свободного теплового расширения труб, соединяющих его с котлом, и рассчитанных на компенсацию гидравлических ударов в бойлере.

401.Участки элементов котлов и трубопроводов с повышенной температурой поверхности, с которыми возможно непосредственное соприкосновение обслуживающего персонала, покрываются тепловой изоляцией, обеспечивающей температуру наружной поверхности не более 45 о С при температуре окружающей среды не более 25 о С.

402. Конструкция котла обеспечивает возможность удаления воздуха из всех элементов, находящихся под давлением, в которых возможно образование воздушных пробок при заполнении и пуске.

403. Устройство вводов питательной воды, подачи в котел химикатов и присоединение труб рециркуляции, распределение питательной воды в барабане не должны вызывать местного охлаждения стенок элементов котла, для чего предусматриваются защитные устройства.

404. Допускается конструкция котла без защитных устройств, если это обосновано расчетами на прочность.

405. Устройство газоходов должно исключать возможность образования взрывоопасного скопления газов, а также обеспечивать условия для очистки газоходов от отложений продуктов сгорания.

406. Конструкция газоплотных котлов с мембранными стенками должна учитывать возможность кратковременного повышения давления в топке и газоходах «хлопков», а также разрежения в топке котла.

Параграф 2. Положение уровня воды

407. Нижний допустимый уровень воды в газотрубных (жаротрубных) котлах должен быть не менее чем на 100 мм выше верхней точки поверхности нагрева котла.

408. Допускается уменьшение этой величины, если расчетами или испытаниями подтверждено охлаждение стенок поверхности нагрева, ближайшей к нижнему уровню.

409. Нижний допустимый уровень воды в барабанах водотрубных котлов устанавливается из условия подвода воды к опускным трубам.

410. Верхний допустимый уровень воды в паровых котлах устанавливается разработчиком проекта котла из условия предупреждения попадания воды в пароперегреватель или паропровод.

Параграф 3. Лазы, лючков, крышек и топочные дверцы

411. Для осмотра и чистки барабанов и коллекторов применяются лазы и лючки.

412. В барабанах лазы круглой, эллиптической или овальной формы: диаметр круглого лаза не менее 400 мм, а размер осей эллиптического или овального лаза не менее 300 х 400 мм.

413. Крышка лаза массой более 30 кг снабжается приспособлением для облегчения открывания и закрывания.

414. В коллекторах внутренним диаметром более 150 мм предусматривается отверстия (лючки) эллиптической или круглой формы с наименьшим размером в свету не менее 80 мм для осмотра и чистки внутренней поверхности. Вместо указанных лючков допускается применение приварных штуцеров круглого сечения, заглушаемых приварным донышком, отрезаемым при осмотре (чистке). Количество и расположение штуцеров устанавливаются при разработке проекта. Лючки и штуцера не предусматриваются, если к коллекторам присоединены трубы наружным диаметром не менее 50 мм, расположенные так, что после их отрезки возможен доступ для осмотра внутреннего пространства коллектора. Указания по выполнению этой работы содержатся в руководстве изготовителя по монтажу и эксплуатации котла.

415. В стенках топки и газоходов предусматриваются лазы и гляделки, обеспечивающие возможность контроля за горением и состоянием поверхностей нагрева, обмуровки, за изоляцией обогреваемых частей барабанов и коллекторов.

416. Прямоугольные лазы размером не менее 400х450 мм, круглые диаметром не менее 450 мм и обеспечивают возможность проникновения внутрь котла для осмотра поверхностей его элементов (за исключением жаротрубных и газотрубных котлов).

417. В качестве лазов допускается использовать топочные дверцы и амбразуры горелочных устройств, при условии, что их размеры будут не менее указанных в пункте 416 настоящих Правил.

418. Дверцы и крышки лазов, лючков и гляделок должны быть прочные, плотные и исключать возможность самопроизвольного открывания.

419. На котлах с избыточным давлением газов в топке, в газоходах лючки оснащаются устройствами, исключающими утечку газов наружу при их открывании.

Параграф 4. Предохранительные устройства топок и газоходов

420. Котлы с камерным сжиганием топлива (пылевидного, газообразного, жидкого) или с шахтной топкой для сжигания торфа, опилок, стружек или других мелких производственных отходов должны быть снабжаться взрывными предохранительными устройствами. Эти устройства устанавливаются в стенке топки, последнего газохода котла, экономайзера и золоуловителя.

421. Взрывные предохранительные устройства размещают и устраивают так, чтобы не травмировать людей. Конструкция, количество, размещение и размеры проходного сечения взрывных предохранительных устройств определяются проектом.

422. Взрывные предохранительные устройства допускается не устанавливать в топках и газоходах котлов, если это обосновано расчетом. Запись о проведении расчета заносится в паспорте котла.

423. На технологической линии, подводящей к котлу-утилизатору предусмотрено устройство, отключающее котел от основной технологической линии, с возможностью эксплуатации без котла-утилизатора.

424. Допускается не устанавливать отключающее устройство, если режим эксплуатации технологического агрегата позволяет остановить котел для выполнения требований настоящих Правил по проведению технических освидетельствований котла.

Параграф 5. Чугунные экономайзеры

425. Схемы включения чугунных экономайзеров соответствуют требованиям изготовителя по монтажу и эксплуатации.

426. Температура воды на выходе из чугунного экономайзера должна быть не менее чем на 20 о С ниже температуры насыщенного пара в паровом котле.

Параграф 6. Днища и трубные решетки

427. Днища применяют выпуклые полушаровые или эллиптические. Для труб и коллекторов водотрубных котлов допускается применение плоских днищ с внутренним диаметром не более 600 мм. Это ограничение не является обязательным, если ресурс коллектора обоснован расчетом на прочность.

428. Днища, изготавливают из одного листа.

429. Допускаются днища из двух листов, при этом листы свариваются, до изготовления и сварной шов подвергается радиографическому или ультразвуковому контролю по всей длине после изготовления днища.

430. Трубные решетки допускается изготовлять из двух и более листов при условии, что расстояние между соседними сварными швами будет не менее 5-кратной толщины стенки и сварные швы по всей длине подвергнуты ультра — звуковому контролю или радиографии.

431. Плоские днища с канавками по внутренней стороне или с цилиндрической частью, выполненные механической расточкой, изготовляются из поковки.

432. Допускается применение листового проката на рабочее давление до 4 МПа (40 кгс/см 2 ) и температуру среды до 450 о С при условии 100% контроля заготовки или изготовленного днища ультразвуковым или другим равноценным методом.

433. Эллиптические, торосферические и плоские днища с отбортовкой имеют цилиндрический борт.

434. Плоские и выпуклые донышки наружным диаметром не более 80 мм допускается изготавливать механической обработкой из круглой прокатной заготовки.

Параграф 7. Сварные соединения, расположение
сварных швов и отверстий

435. Сварные швы выполняются стыковые, с полным проплавлением.

436. Применение угловых сварных соединений допускается при условии сплошного ультразвукового или радиографического контроля.

437. Допускается применение угловых швов с конструктивным зазором, без контроля радиографией или ультразвуком для приварки к коллекторам, барабанам водотрубных котлов и корпусам газотрубных котлов труб и штуцеров внутренним диаметром не более 100 мм, а также независимо от диаметра для плоских фланцев и элементов укрепления отверстий.

438. Допускается применение нахлесточных соединений для приварки наружных муфт соединений труб условным проходом менее 16 мм, для приварки накладок и рубашек.

439. В стыковых сварных соединениях деталей различной номинальной толщины обеспечивается плавный переход от одной детали к другой путем постепенного утонения более толстостенной детали с углом наклона каждой из поверхностей перехода не более 15 о .

440. Допускается увеличить угол наклона поверхностей перехода до 30 о , если надежность соединения обоснована расчетом на прочность с определением расчетного ресурса.

441. При разнице в номинальной толщине свариваемых элементов стенки менее 30% толщины стенки тонкого элемента, но не более 5 мм допускается осуществление указанного плавного перехода со стороны раскрытия кромок за счет наклонного расположения поверхности шва.

Требования настоящего пункта не распространяются на стыковые соединения элементов с различными прочностными свойствами, например, на соединения литых элементов с трубами, листами или поковками, на соединения труб с крутоизогнутыми коленами, изготовленными методами протяжки или гибки с осадкой.

442. Конструкция и расположение сварных швов обеспечивают:

1) возможность выполнения сварных соединений с соблюдением всех установленных в проекте требований по сварке;

2) свободное размещение нагревательных устройств, в случае местной термической обработки;

3) доступность проведения контроля качества сварных соединений предусмотренными для них методами;

4) возможность выполнения ремонта сварных соединений с по следующей термообработкой и контролем, если они предусмотрены в проекте.

443. Не допускается пересечение стыковых сварных соединений. Смещение осей сварных швов, выходящих на границу сварного шва параллельно или под углом, не менее 3-кратной толщины более толстого листа, но не менее 100 мм.

Требование настоящего пункта не является обязательным для стыковых сварных соединений деталей с номинальной толщиной стенки до 30 мм включительно, для сборочных единиц, предварительно сваренных из деталей различной номинальной толщины при одновременном соблюдении следующих условий:

1) сварные соединения выполнены автоматической сваркой;

2) места пересечения сварных швов подвергнуты ультразвуковому и радиографическому контролю.

444. В случае если у сварного соединения располагаются отверстия, то от точки пересечения осей сварных швов ближайшая кромка отверстия находится на расстоянии не менее

где Dm и S — средний диаметр и толщина элемента соответственно, в котором располагаются отверстия.

Измерения проводятся для барабанов по внутренней, а для остальных элементов — по наружной поверхности.

445. Минимальное расстояние между осями швов соседних несопрягаемых стыковых сварных соединений (поперечных, продольных, меридиональных, хордовых, круговых и других) должно быть не менее номинальной толщины свариваемых деталей, но не менее 100 мм при толщине стенки более 8 мм и не менее 50 мм при толщине стенки 8 мм и менее.

446. Длина цилиндрического борта от оси стыкового сварного шва до начала закругления выпуклого днища или другого отбортованного элемента обеспечивает возможность ультразвукового контроля сварного шва приварки днища со стороны днища.

447. Сварные соединения котлов не соприкасаются с опорами. При расположении опор над (под) сварными соединениями расстояние от опоры до шва достаточно для проведения контроля за состоянием сварного соединения в процессе эксплуатации.

448. Допускается перекрывать опорами поперечные сварные соединения цилиндрических корпусов котлов, эксплуатируемых в горизонтальном положении, при условии, что перекрываемые участки сварных соединений с припуском на сторону не менее

но не менее 100 мм были подвергнуты сплошному радиографическому или ультразвуковому контролю.

449. Не допускается перекрывать опорами места пересечения и сопряжения сварных соединений.

450. Расстояние от края шва стыкового сварного соединения до оси отверстий под развальцовку или приварку труб должно быть не менее 0,9 диаметра отверстия. Допускается располагать отверстия для приварки труб или штуцеров на стыковых сварных соединениях и на расстоянии от них менее 0,9 диаметра отверстия при выполнении следующих условий:

1) до расточки отверстий сварные соединения подвергнуты радиографическому или ультразвуковому контролю на участке отверстий с припуском не менее

но не менее 100 мм в каждую сторону сварного шва;

2) расчетный ресурс эксплуатации обоснован поверочным расчетом на прочность.

451. Расчеты допускается не производить, если расстояние между кромками отверстий, расположенных в продольном шве, не менее

, а для отверстий в кольцевом (поперечном) шве не менее

452. Допускается располагать отверстия под развальцовку труб на стыковых сварных соединениях в соответствии с проектом.

453. Расстояние между центрами двух соседних отверстий в обечайках и выпуклых днищах по наружной поверхности не менее 1,4 диаметра отверстия или 1,4 полусуммы диаметров отверстий, если диаметры различны.

454. При расположении отверстий в один продольный или поперечный ряд допускается указанное расстояние уменьшить до 1,3 диаметра. При установке в таком ряду труб газоплотной мембранной панели с приваркой поверхности коллектора труб и проставок между ними (или плавников) по всей протяженности стыкуемой с коллектором панели расстояние между отверстиями допускается уменьшить до 1,2 диаметра отверстия.

Параграф 8. Криволинейные элементы

455. Штампосварные колена допускается применять с одним поперечным сварным швом или с одним или двумя продольными сварными швами диаметрального расположения при условии проведения радиографического или ультразвукового контроля по всей длине швов.

456. Толщина стенки на внешней и внутренней сторонах, а также овальность поперечного сечения колена не должны выходить за допустимые значения.

457. Применение колен, кривизна которых образуется за счет складок (гофр) по внутренней стороне колена, не допускается.

458. Применение секторных колен допускается применять при рабочем давлении 4 МПа (40 кг/см 2 ) при условии, что угол между поперечными сечениями секторов не превышает 22,5 о и расстояние между соседними сварными швами по внутренней стороне колена обеспечивает контроль этих швов с обеих сторон по наружной поверхности.

Параграф 9. Вальцовочные соединения

459. Вальцовочные соединения, выполненные с применением ручной или механизированной вальцовки, с применением взрыва внутри вальцуемой трубы, используются для труб наружным диаметром не более 102 мм при температуре стенки трубы в месте вальцовки в условиях эксплуатации не более 400 о С.

460. При этих же ограничениях допускается использование вальцовочного соединения с обваркой трубы до или после вальцовки.

461. Номинальная толщина стенки обечайки или трубной решетки при использовании вальцовочного соединения должна быть не менее 13 мм.

462. Конструкция вальцовочного соединения (с одной или несколькими канавками, полученными расточкой или накаткой, без канавок, с отбортовкой колокольчика или без нее) обосновывается расчетом на прочность.

463. Допустимая овальность отверстия, высота выступающей части трубы или величина заглубления, угол отбортовки колокольчика соответствуют документации на изделие.

464. Трещины и надрывы на кромке колокольчика и смещение угла отбортовки в одну сторону более чем на 10 о не допускаются.

Параграф 10. Системы продувки, опорожнения и дренажа

465. Каждый котел имеет трубопроводы:

1) подвода питательной или сетевой воды;

2) продувки котла и спуска воды при остановке котла;

3) удаления воздуха из котла при заполнении его водой и растопке;

4) продувки пароперегревателя и паропровода;

5) отбора проб воды и пара;

6) ввода в котловую воду корректирующих реагентов в период эксплуатации и моющих реагентов при химической очистке котла;

7) отвода воды или пара при растопке и остановке;

разогрева барабанов при растопке.

466. Совмещение указанных трубопроводов или их отсутствие указывается в проекте.

467. Количество и точки присоединения к элементам котла продувочных, спускных, дренажных и воздушных трубопроводов выбираются организацией, проектирующей котел, таким образом, чтобы обеспечить удаление воды, конденсата и осадков из самых нижних и воздуха из самых верхних частей котла. В тех случаях, когда удаление рабочей среды не допускается за счет самотека, предусматривается принудительное ее удаление продувкой паром, сжатым воздухом, азотом или другими способами.

468. Продувочный трубопровод отводит воду в емкость, работающую без давления. Допускается применение емкости, работающей под давлением, при условии обеспечении не менее 10-кратного перепада давления между емкостью и продуваемым элементом котла.

469. На всех участках паропровода, которые отключаются запорными органами, устраиваются дренажи, обеспечивающие отвод конденсата.

470. Конструктивные и компоновочные решения систем продувок, опорожнения, дренажа, ввода реагента и тому подобное, принимаемые конструкторской и проектной организациями по конкретному оборудованию, обеспечивают надежность эксплуатации котла на всех режимах, включая и аварийные, консервацию и простои.

Параграф 11. Материалы и полуфабрикаты

471. Для изготовления, монтажа и ремонта котлов и их деталей работающие под давлением применяются материалы и полуфабрикаты согласно приложению 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов».

472. Применение материалов, не указанных в таблицах, допускается при положительном заключении специализированной экспертной организации.

473. Применение материалов и полуфабрикатов и расширение пределов их применения или сокращения объема испытаний и контроля допускается, при положительном заключении входного контроля.

474. Данные о качестве и свойствах материала полуфабрикатов подтверждается изготовителем полуфабриката и соответствующей маркировкой. При отсутствии или неполноте сертификатов (маркировки) изготовитель, организация, выполняющая монтаж или ремонт оборудования, проводят испытания с оформлением результатов протоколом.

475. Перед изготовлением, монтажом и ремонтом производится входной контроль основных, сварочных материалов и полуфабрикатов.

476. При выборе материалов для котлов, поставляемого в районы с холодным климатом, кроме рабочих параметров учитывается влияние низких температур при эксплуатации, монтаже, погрузочно-разгрузочных работах и хранении.

477. Организационно – технические мероприятия и методика учета влияния низких температур указывается в проекте.

Параграф 12. Стальные полуфабрикаты

478. Изготовитель полуфабрикатов контролирует химический состав материала. В сертификат (паспорт) на полуфабрикат вносятся результаты химического анализа, полученные непосредственно для полуфабриката, или аналогичные данные на заготовку (кроме отливок), использованную для его изготовления.

479. Подразделение сталей, применяемых для изготовления полуфабрикатов, на типы и классы приведены в таблице 3 приложения 15 «Подразделения сталей на типы и классы».

480. Полуфабрикаты поставляются в термически обработанном состоянии. Режим термической обработки указывается в сертификате изготовителя полуфабриката.

481. Допускается поставка полуфабрикатов без термической обработки в следующих случаях:

1) если механические и технологические характеристики металла, установленные в нормативно-технической документации, обеспечиваются технологией изготовления полуфабриката;

2) если у изготовителей оборудования полуфабрикат подвергается горячему формообразованию, совмещенному с термической обработкой или с последующей термической обработкой.

482. Поставщик полуфабрикатов контролирует свойства на термически обработанных образцах. В других случаях допустимость использования полуфабрикатов без термической обработки подтверждается входным контролем.

483. Изготовитель полуфабрикатов контролирует механические свойства металла путем испытаний на растяжение при 20 о С с определением временного сопротивления, условного предела текучести при остаточной деформации 0,2 или 1 % или физического предела текучести, относительного удлинения и относительного сужения (если испытания проводятся на цилиндрических образцах). Значения относительного сужения допускается приводить в качестве справочных данных. В тех случаях, когда нормируются значения относительного сужения, контроль относительного удлинения не является обязательным.

484. Испытаниям на ударную вязкость подвергаются полуфабрикаты в соответствии с требованиями, указанными в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов», при толщине листа, поковки (отливки) или стенки трубы 12 мм и более или при диаметре круглого проката (поковки) 16 мм и более.

485. По требованию конструкторской организации испытания на ударную вязкость проводятся для труб, листа и поковок с толщиной стенки 6 — 11 мм.

486. Испытаниям на ударную вязкость при температуре ниже 0 о С подвергается металл деталей фланцевых соединений трубопроводов, проложенных на открытом воздухе, в грунте, каналах или в необогреваемых помещениях, где температура металла допускается ниже 0 о С, других деталей по требованию конструкторской организации, что указывается в проекте.

487. Испытания на ударную вязкость на образцах с концентратором типа U (KCU) проводятся при 20 о С, а в случаях, предусмотренных в пункте 486 при одной из температур, указанных приложении 6 «Максимальные значения ударной вязкости»

488. Испытания на ударную вязкость на образцах с концентратором типа V (KCV) в соответствии с нормативно-технической документацией на полуфабрикаты проводятся при 20 о С, 0 о С и -20 о С.

Значения ударной вязкости при температурах испытаний не ниже KCU = 30 Дж/см 2 (3,0 кгс м/см 2 ); KCV = 25 Дж/см 2 (2,5 кгс м/см 2 ).

489. При оценке ударной вязкости определяется среднеарифметическое трех результатов испытаний с отклонением минимального значения для отдельного образца не более чем на 10 Дж/см 2 (1,0 кгс м/см 2 ) от нормы, но не ниже указанных выше значений. Критерий ударной вязкости KCU или KCV выбирается конструкторской организацией и указывается в проекте.

490. Испытаниям на ударную вязкость после механического старения подвергается материал листов и прокат для крепежа из углеродистой, низколегированной марганцовистой и кремнемарганцовистой сталей, подлежащих в процессе изготовления деталей холодному формоизменению без последующего отпуска и предназначаемых для работы при температурах 200 – 350 о С. Нормы по значениям ударной вязкости после механического старения соответствует требованиям пункта 487 настоящих Правил.

491. Нормированные значения предела текучести при повышенных температурах на полуфабрикаты, предназначенные для деталей, работающих при расчетной температуре выше 150 о С: для углеродистых и низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей — до 400 о С, для хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей — до 450 о С и для высокохромистых и аустенитных сталей — до 525 о С. Поддержание значений пределов текучести обеспечивается соблюдением технологии производства и периодическим контролем продукции.

492. Контрольные испытания на растяжение при повышенных температурах, предусматриваемые в период освоения новых материалов, проводятся при одной из температур в указанном выше диапазоне, кратной 10 или 25 о С. При этом условный предел текучести при остаточной деформации 0,2 или 1% нормируется как сдаточная характеристика, а временное сопротивление, относительное сужение или удлинение определяются как справочные данные.

493. Материалы полуфабрикатов, предназначенных для работы при расчетной температуре выше значений, указанных в пункте 491 настоящих Правил, обладает длительной прочностью.

494. Гарантируемые значения пределов длительной прочности на ресурс 10 4 , 10 5 и 2 х 10 5 ч обосновываются статистической обработкой данных испытаний и периодическим контролем продукции и подтверждаются положительным экспертным заключением аттестованной экспертной организацией.

495. Перечень видов контроля механических характеристик допускается сократить по сравнению с указанным в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов» при условии гарантии нормированных значений характеристик изготовителем полуфабриката.

Параграф 13. Листовая сталь

496. Пределы применения листовой стали различных марок, нормативно-технической документации на лист, виды обязательных испытаний и контроля соответствуют приложению 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов».

497. Допускается применение стальной полосы тех же марок приведенных в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов» при условии, что требования к полосе будут не ниже установленных стандартов для листовой стали.

Параграф 14.Стальные трубы

498. Пределы применения труб из стали различных марок, нормативно-технической документацией на трубы, виды испытаний и контроля приведены в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов».

499. Бесшовные трубы изготавливаются из катаной, кованой, непрерывнолитой и центробежнолитой заготовки.

500. Применение электросварных труб с продольным или спиральным швом допускается при условии выполнения радиографического или ультразвукового контроля сварного шва по всей длине.

501. Каждая бесшовная или сварная труба проходит гидравлическое испытание пробным давлением.

502. Допускается не производить гидравлическое испытание бесшовных труб в следующих случаях:

если труба подвергается по всей поверхности контролю физическими методами (радиографическим, ультразвуковым или им равноценными);

для труб при рабочем давлении 5 МПа (50 кгс/см 2 ) и ниже, если изготовитель труб гарантирует положительные результаты гидравлических испытаний.

503. Применение экспандированных труб без последующей термической обработки для температур выше 150 о С из материала, не проходившего контроль на ударную вязкость после механического старения, допускается для прямых участков при условии, что пластическая деформация при экспандировании не превышает 3%.

Параграф 15. Стальные поковки, прокат

504. Пределы применения поковок, штамповок и проката из сталей различных марок, нормативно-технической документации на поковки, виды испытаний и контроля приведены в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов».

505. Допускается применение круглого проката наружным диаметром до 80 мм для изготовления деталей методом холодной механической обработки. Для полых круглых деталей с толщиной стенки не более 40 мм и длиной до 200 мм допускается использование круглого проката наружным диаметром не более 160 мм. Прокат подвергается радиографическому или ультразвуковому контролю по всему объему у изготовителя проката (или у изготовителя котла).

506. Допускается неразрушающий контроль проводить на готовых деталях или после предварительной механической обработки.

Параграф 16. Стальные отливки

507. Пределы применения отливок из сталей различных марок, на отливки, виды обязательных испытаний и контроля приведены в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов».

508. Минимальная толщина стенки отливок после механической обработки не меньше расчетной толщины, но не менее 6 мм.

509. Отливки из углеродистых сталей с содержанием углерода не более 0,28 % допускается сваривать без предварительного подогрева.

510. Каждая полая отливка подвергается гидравлическому испытанию пробным давлением.

511. Гидравлические испытания отливок, прошедших у изготовителя сплошной радиографический или ультразвуковой контроль, допускается совмещать с испытанием узла или объекта пробным давлением.

Параграф 17. Крепеж

512. Пределы применения сталей различных марок для крепежа, нормативно-технической документации на крепеж, вид испытаний и контроля приведены в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов».

513. Материалы крепежных деталей выбираются с коэффициентом линейного расширения, близким по значению аналогичному коэффициенту материала фланцев, при этом разница в коэффициентах линейного расширения не превышает 10%. Применение сталей с различными коэффициентами линейного расширения (более 10%) допускается в случаях, обоснованных расчетом на прочность или экспериментальными исследованиями, в случаях, когда расчетная температура крепежа не превышает 50 о С.

514. При изготовлении крепежных деталей холодным деформированием они подвергаются термической обработке — отпуску (за исключением деталей из углеродистой стали, работающих при температурах до 200 о С).

515. Накатка резьбы не требует последующей термической обработки.

Параграф 18. Чугунные отливки

516. Пределы применения отливок из чугуна различных марок, на чугунные отливки, виды испытаний и контроля приведены в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов».

517. Толщина стенок литых деталей из чугуна после механической обработки не менее 4 мм и не более 50 мм.

518. Чугунные отливки из высокопрочного чугуна применяются в термически обработанном состоянии.

519. Каждая полая отливка подвергается гидравлическому испытанию пробным давлением, но не менее 0,3 МПа (3 кгс/см 2 ).

520. Применение чугунных отливок для элементов оборудования и арматуры, подвергающихся динамическим нагрузкам и термическим ударам, не допускается.

521. Для изготовления запорных органов, продувочных, спускных и дренажных линий применяются отливки из ковкого или высокопрочного чугуна по ГОСТ 1251-79 и ГОСТ 7293-85.

Параграф 19. Цветные металлы и сплавы

522. Для изготовления деталей арматуры и контрольно-измерительных приборов при температуре не выше 250 о С допускается применять бронзу и латунь.

523. Гидравлические испытания корпусов арматуры проводятся в соответствии с ГОСТ 356-80.

Параграф 20. Стали новых марок

524. Применение материалов и полуфабрикатов, изготовленных из новых марок, не указанных в приложении 16 «Материалы, применяемые для изготовления котлов» допускается на основании положительных экспертных заключений о механических, физических, технологических свойствах материалов и их состоянии после основной и дополнительной термической обработки.

525. Механические свойства: временное сопротивление, условный предел текучести при остаточной деформации 1% для аустенитных и хромоникелевых сталей и 0,2% для остальных марок сталей исследуются в интервале от 20 о С до температуры, не менее чем на 50 о С превышающей максимальную рекомендуемую.

526. Температура испытаний выбирается из условий получения четкой зависимости изменения прочностных характеристик стали, от температуры. Интервалы по температуре должна быть не более 50 о С.

527. Для листа и труб величина отношения нормативных значений предела текучести к временному сопротивлению при температуре 20 о С не более 0,6 — для углеродистой стали, 0,7 для легированной. Для крепежа указанное отношение не более 0,8.

528. По материалам, предназначенным для работы при высоких температурах, вызывающих ползучесть, представляются для экспертизы опытные данные, дающие возможность установления значений пределов длительной прочности на 10 4 , 10 5 и 2 х 10 5 и условного предела ползучести.

529. В случае склонности стали к структурным изменениям в процессе эксплуатации представляются для экспертизы данные, характеризующие указанные изменения и влияние их на эксплуатационные свойства стали.

530. Чувствительность стали к наклепу (например, при холодной гибке) оценивается по изменению ее длительной прочности, длительной пластичности путем сравнительных испытаний наклепанного и не наклепанного материалов.

531. Материал полуфабрикатов, подвергающихся при переделе холодной деформации, проверяется на отсутствие склонности к механическому старению.

532. Возможность применения стали подтверждается данными по сопротивляемости хрупким разрушениям, полученными путем испытаний на ударную вязкость или иным методом, выбранным исходя из условий работы материала в изделии.

533. Свариваемость стали при существующих видах сварки подтверждается данными испытаний сварных соединений, выполненных по рекомендуемой технологии с применением соответствующих присадочных материалов. Результаты испытаний сварных соединений подтверждают их работоспособность, устанавливают степень влияния на их служебные свойства технологии сварки и режима термической обработки.

534. Для жаропрочных материалов представляются данные о длительной прочности сварных соединений, сопротивляемости локальным разрушениям в околошовной зоне при длительной работе.

535. При разработке новых материалов учитываются специфические условия их работы, вызывающие потребность в расширении требований оценки соответствующих свойств как стали, так и ее сварных соединений:

1) в случае работы при отрицательных температурах – оценка хладостойкости;

2) при циклических нагрузках — оценка циклической прочности;

3) при активном воздействии среды — оценка коррозионно-механической прочности и другие.

536. Для стали новой марки на экспертизу представляются данные по ее физическим свойствам:

1) значения модуля упругости при различных температурах;

2) значения коэффициента линейного расширения в соответствующем температурном интервале;

3) значения коэффициента теплопроводности при соответствующих температурах.

537. Изготовителями полуфабрикатов или специализированной экспертной организацией подтверждается возможность изготовления полуфабрикатов из стали рекомендуемой марки в сортаменте с соблюдением установленного уровня свойств стали.

11. Изготовление, монтаж и ремонт
Параграф 1. Общие положения

538. Изготовление, монтаж и ремонт котлов и их элементов проводятся по технологии, разработанной до начала работ организацией, их выполняющей (изготовитель, ремонтная или монтажная организация, ремонтные службы организации и другие организации) располагающими техническими средствами необходимыми для качественного выполнения работ.

539. Перед монтажом и ремонтом производится входной контроль основных и сварочных материалов и полуфабрикатов в соответствии с ГОСТ 24297-87

Параграф 2. Резка и деформирование полуфабрикатов

540. Для резки листов, труб и других полуфабрикатов, вырезки отверстий допускается применение любых способов резки (механическая, газовая, электродуговая, плазменная и другие). Технология термической резки материалов, чувствительных к местному нагреву и охлаждению, исключает образование трещин на кромках и ухудшение свойств в зоне термического влияния; в необходимых случаях следует предусматривать предварительный подогрев и последующую механическую обработку кромок для удаления слоя металла с ухудшенными в процессе резки свойствами.

541. Способы и технология резки устанавливаются конструкторской документацией в зависимости от классов сталей.

542. Вальцовка и штамповка обечаек и днищ, высадка воротников и обработка плоских днищ производится машинным способом. Допускается изготовление днищ машинной ковкой с последующей механической обработкой. Правка листов молотом с местным нагревом или без нагрева не допускается.

543. Гибку труб допускается производить любым освоенным монтажной или ремонтной организацией способом с нагревом трубы или без нагрева, обеспечивающим получение гиба без недопустимых дефектов и с отклонениями от правильной формы сечения и толщины стенки в пределах норм.

544. Для обеспечения правильного сопряжения поперечных стыков труб допускается расточка, раздача или обжатие концов труб. Допустимое значение расточки, деформация раздачи или обжатия принимаются по конструкторской документации.

545. На листах, прокате и поковках, предназначенных для изготовления деталей, работающих под давлением, на трубах наружным диаметром более 76 мм следует сохранить маркировку изготовителя.

546. В случае, когда указанные полуфабрикаты разрезаются на части, маркировка сохраняется на оставшейся части.

547. При изготовлении сварных выпуклых днищ штамповка производится после сварки листов и снятия механическим способом усиления швов. Это требование не распространяется на сферические днища, свариваемые из штампованных элементов.

Параграф 3. Сварка

548. Сварка деталей котлов, трубопроводов, пароперегревателей экономайзеров, а также их элементов, подготовка к сварке деталей, сварочных материалов и аппаратуры, должны производиться по чертежам и производственно-технологической документацией.

549. Требования к сварке распространяются и на наплавки.

550. Сварка элементов, работающих под давлением, производится при температуре воздуха не ниже 0 о С. Если температура окружающего воздуха ниже 0 о С, допускается сварка трубопроводов на монтаже и при ремонте в случае выполнения требований конструкторской документацией на сварку и создания необходимых условий для сварщика, в том числе по защите сварщика и мест сварки от дождя, снегопада и ветра.

551. Прихватка сваркой соединяемых элементов, работающих под давлением, выполняются сварщиками.

552. Приварка временных креплений и удаление их после сварки с основного изделия производится по технологии, исключающей образование трещин в металле изделия.

553. Перед началом сварки проверяется качество сборки соединяемых деталей, состояние стыкуемых кромок и прилегающих к ним поверхностей в соответствии с конструкторской документацией.

554. Допускается использование различных методов сварки в процессе выполнения одного сварного соединения при условии, что такая технология предусмотрена конструкторском документации на сварку.

555. По окончании сварки поверхности швов и прилегающие к ним участки очищаются от брызг металла и других загрязнений.

556. Внутренний грат сварных соединений труб удаляется с обеспечением заданного проходного сечения.

557. В случае применения подкладных полос или колец при сварке продольных или поперечных соединений обечаек полосы и кольца после сварки удаляются.

558. Допускается оставление подкладных колец после сварки для поперечных швов коллекторов и трубопроводов, если это предусмотрено конструкторской документацией.

559. Сварные соединения, работающие под давлением (кроме труб поверхностей нагрева), с толщиной стенки более 6 мм подлежат маркировке (клеймению), позволяющей установить фамилию сварщика, выполнившего сварку. Система маркировки, указываемая в конструкторской документации на сварку, выбирается одинаковой для производственных и контрольных сварных соединений, выполняемых для проверки качества шва.

560. Если сварное соединение выполнялось несколькими сварщиками, то на нем ставятся клейма всех сварщиков, участвовавших в его выполнении.

561. Необходимость и способ маркировки сварных соединений с толщиной стенки менее 6 мм устанавливаются проектом. Способ маркировки исключает наклеп или подкалку участков клеймения.

562. Если все сварные соединения данного изделия выполнены одним сварщиком, то маркировку каждого сварного соединения допускается не производить. В этом случае клеймо сварщика ставится около фирменной таблички или на другом открытом участке изделия, и место клеймения заключается в рамку, наносимую несмываемой краской. Место клеймения указывается в паспорте котла.

Параграф 4. Термическая обработка

563. Термической обработке подвергаются готовые изделия или их детали для обеспечения соответствия материала принятым в расчете.

564. Термическая обработка допускается двух видов:

1) основная, включающая нормализацию, нормализацию с отпуском, закалку, закалку с отпуском, многоступенчатую термообработку с нагревом до температуры нормализации;

2) дополнительная, в виде отпуска.

565. Виды основной и дополнительной термообработки и ее режимы (скорость нагрева, температура при выдержке, продолжительность выдержки, скорость ил условия охлаждения, род охлаждающей среды и другое) принимаются в конструкторской документацией с соблюдением требований настоящих Правил.

566. Основной термообработке изделия подвергаются в следующих случаях:

1) если полуфабрикаты (лист, трубы и так далее) не подвергались термообработке по режимам, обеспечивающим свойства материала, принятые в расчетах на прочность;

2) если технологический процесс изготовления изделия вызывает недопустимые изменения свойств и структуры материала полуфабриката;

3) после сварки электрошлаковым способом;

4) во всех других случаях, для которых в ГОСТе на изделие или сварку предусматривается основная термическая обработка, или по требованию проекта.

567. Дополнительной термообработке (отпуску) изделия подвергаются в следующих случаях:

1) после вальцовки и штамповки обечаек и днищ из углеродистой стали, проводимой без нагрева или с нагревом ниже 700 о С, при толщине стенки, превышающей 10 % внутреннего радиуса обечайки, наименьшего внутреннего радиуса кривизны днища;

2) после гибки без нагрева труб:

— из углеродистой стали и стали марки 15ГС при толщине стенки более 36 мм независимо от радиуса гиба или при толщине 10 — 36 мм при радиусе гиба менее трехкратного наружного диаметра трубы, если овальность поперечного сечения гиба более 5%;

— гибы из легированной стали — согласно указаниям конструкторской документацией на сварку;

3) после сварки деталей и сборочных единиц котлов:

— из углеродистой и марганцовистой стали при толщине стенки более 36 мм;

— из легированной стали — согласно указаниям конструкторской документацией на сварку;

4) после приварки штуцеров, а также деталей, не работающих под давлением, к барабанам, корпусам, днищам, коллекторам и трубопроводам — согласно указаниям конструкторской документацией на сварку;

5) во всех других случаях, для которых в конструкторской документацией на изделие или на сварку предусматривается дополнительная термическая обработка.

568. Для элементов, свариваемых из сталей различных марок, необходимость термической обработки и ее режим устанавливаются в соответствии с конструкторской документацией на сварку.

569. Отпуск поперечных сварных швов обечаек, коллекторов, трубопроводов и труб поверхностей нагрева котлов, сварных швов приварки штуцеров, элементов опор, креплений и других деталей к барабанам, коллекторам, трубопроводам и трубам поверхностей нагрева допускается производить путем местного нагрева переносными нагревательными устройствами. При термообработке поперечных (кольцевых) сварных швов обеспечивается равномерный нагрев по всему периметру кольца шириной не меньше 50 мм в обе стороны от границы шва, но не менее трехкратной толщины стенки, с расположением сварного шва по середине нагреваемого участка.

570. Участки обечаек или трубопровода, расположенные возле нагреваемого при термообработке кольца, покрываются изоляцией для обеспечения плавного изменения температуры по длине.

571. При проведении термической обработки изделие помещается в печь целиком. Допускается термообработка частями при условии, что технология обеспечит равномерность структуры и механических свойств по всей длине изделия, не выводя их значения за пределы, установленные в конструкторском документации на изделие, что подтверждается предварительными испытаниями и заключением аттестованной организации по технологии и материалам.

572. Дополнительная термообработка (отпуск или аустенизация гнутых труб, поперечных сварных соединений обечаек и труб) осуществляется путем местного нагрева соответствующих участков изделий.

573. При местной дополнительной термической обработке гнутых труб одновременно нагревается весь участок гиба и примыкающие к нему прямые участки длиной не менее пятикратной толщины стенки труб, но не менее 100 мм с каждой стороны.

574. При местной дополнительной термической обработке поперечных сварных соединений обечаек и труб осуществляется одновременный нагрев сварного стыка и примыкающих к нему с обеих сторон участков основного металла по всему периметру. Минимальная ширина нагреваемых участков основного металла устанавливается техническими условиями на изготовление изделия или технологическим регламентом по сварке и термической обработке.

575. Термическая обработка проводится таким образом, чтобы был обеспечен равномерный прогрев металла изделий, свободное тепловое расширение и отсутствие пластических деформаций.

Параграф 5. Контроль

576. Изготовитель, монтажная или ремонтная организация применяют виды и объемы контроля, гарантирующие выявление недопустимых дефектов, высокое качество и надежность котлов в эксплуатации. При этом объем контроля соответствует требованиям настоящих Правил.

577. Основными видами контроля являются:

1) визуальный и измерительный;

2) контроля сварных соединений методами неразрушающего контроля;

3) механическое испытание сварных соединений и (при необходимости) основного металла;

4) металлографическое исследование сварных соединений;

5) испытание сварных соединений на стойкость против межкристаллитной коррозии, стилоскопирование;

6) гидравлическое испытание.

578. Выбор методов и объемов контроля производится в соответствии с требованиями настоящих Правил, стандартов на изделие и сварку и указывается в чертежах, разрабатываемых при конструировании котла. При выборочном контроле сварных соединений (кроме труб поверхностей нагрева) копия схемы контроля прилагается к паспорту котла.

579. Контроль изделия и сборочных единиц выполняется после окончания всех технологических операций, связанных с нагревом изделия свыше 450 о С, термической обработкой, деформированием и наклепом металла. Объем, виды и последовательность контроля, в том числе и конечных размеров, соответствуют требованиям конструкторской документации.

580. Результаты по каждому виду контроля и места контроля (в том числе и операционного), произведенного всеми предусмотренными для данного изделия методами, фиксируются в отчетной документации (журналах, формулярах, протоколах и так далее).

581. Изделие признается годным, если при любом виде контроля в нем не будут обнаружены внутренние и поверхностные дефекты, выходящие за пределы допустимых норм, приведенных в приложении 18 «Оценка качества сварных соединений» и стандартов на изделие и сварку.

582. Предусмотренный настоящими Правилами объем испытаний и количество сварных соединений, объем контроля производственных сварных соединений, в том числе неразрушающими методами, допускается уменьшить при монтаже и ремонте изделий с однотипными сварными соединениями при неизменном технологическом процессе, специализации сварщиков на отдельных видах и высоком качестве работ, подтвержденном результатами контроля за период не менее 6 месяцев.

583. Под однотипными сварными соединениями понимаются сварные соединения, одинаковые по марке стали соединяемых деталей, по конструкции соединения, по маркам и сортаменту используемых сварочных материалов, по способам, положению и режимам сварки по режимам, подогрева и термической обработки, с соотношением максимальных и минимальных толщин и наружных диаметров свариваемых деталей не более 2 (по номинальным толщинам и диаметрам).

584. Для сварных соединений плоских деталей, деталей с наружным диаметром более 500 мм регламентируется только соотношение по толщине стенки.

585. В однотипных угловых и тавровых соединениях указанное соотношение толщин и наружных диаметров относится только к привариваемым деталям и к толщинам основных деталей (сборочных единиц), а соотношение диаметров основных деталей не учитывается.

586. Допускается объединять в одну группу однотипных сварных соединений детали из сталей различных марок одного структурного класса, близких по химическому составу, механическим и физическим свойствам.

Параграф 6. Визуальный осмотр, измерения, допуски

587. Визуальному и измерительному контролю подлежат каждое изделие и все его сварные соединения в целях выявления наружных дефектов, не допускаемых проектом на изделие:

1) отклонений по размерам и геометрической форме;

2) трещин и других дефектов на поверхности основного металла и сварных соединений (вмятин, расслоений, раковин, наплывов, подрезов, прожогов, не проваров и тому подобное);

3) смещение кромок, изломов и отклонений осей (например, неперпендикулярности) свариваемых деталей.

588. Перед визуальным контролем поверхности изделий и сварные соединения готовятся к осмотру и очищаются от загрязнений и шлака.

589. Визуальный и измерительный контроль сварных соединений проводится с внутренней и наружной сторон по всей протяженности.

590. В случае недоступности для визуального и измерительного контроля внутренней поверхности сварного соединения контроль проводится только с наружной стороны.

591. Допуски по геометрическим размерам готовых изделий не превышают указанных в конструкторской документацией и чертежах и не более установленных настоящими Правилами.

592. Методика и количество контрольных измерений и расположение проверяемых участков устанавливаются в проекте.

593. В цилиндрических, конических или сферических элементах, изготовленных из сварных листов или поковок, допускаются следующие отклонения:

1) по диаметру — не более ±1 % номинального наружного или внутреннего диаметра;

2) по овальности поперечного сечения — не более 1%; овальность вычисляется по формуле

— соответственно максимальный и минимальный наружные или внутренние диаметры, измеряемые в одном сечении;

3) от прямолинейности образующей — не более 0,3% всей длины цилиндрической части обечайки, на любом участке длиной 5 м;

4) местные утонения выводят толщину стенки за пределы допустимого значения;

5) глубина вмятин и другие местные отклонения формы не должны превышать значений, установленных в конструкторских документациях на изделие, а при отсутствии конструкторской документацией обосновываться расчетом на прочность.

594. Для котлов паропроизводительностью не более 2,5 т/ч овальность поперечного сечения допускается увеличить до 1,5% при условии подтверждения расчетом на прочность элемента.

595. Допускаемые отклонения размеров в выпуклых днищах:

1) по отклонению от заданной формы выпуклой части, контролируемой шаблоном, не более 1,25% внутреннего диаметра днища при внутреннем диаметре более 500 мм и не более 5 мм — при внутреннем диаметре 500 мм и менее;

2) по утонению стенки, вызываемому вытяжкой при штамповке, не более 10 % номинальной толщины стенки, если допустимость большего утонения не предусмотрена расчетом на прочность;

3) по наружному или внутреннему диаметру: ±1 % номинального диаметра по разности между максимальным и минимальным значениями диаметров по измерениям в одном сечении цилиндрического борта;

4) по овальности поперечного сечения цилиндрического борта днища не более 1 %.

596. Отклонения по диаметру и овальности поперечного сечения деталей, изготовляемых из труб, не превышают значений, установленных в конструкторских документациях на изделие.

597. Прогиб горизонтальных изделий после завершения всех производственных операций не превышает 6 мм на 1 м длины и 30 мм по всей длине изделия.

598. Контроль толщины стенки гнутых участков труб проводится с помощью ультразвукового толщиномера или измерением после разрезки, производимой в выборочном порядке из партии гнутых участков с одинаковыми размерами. Методика, порядок и объем контроля толщины стенки на гнутых участках труб устанавливаются проектом.

599. В стыковых сварных соединениях элементов оборудования и трубопроводов с одинаковой номинальной толщиной стенки смещение (несовпадение) кромок свариваемых элементов (деталей) с наружной стороны шва не превышает значений, указанных в приложении 11 «Максимальное допустимое смещение».

600. В стыковых сварных соединениях, выполняемых электродуговой сваркой с двух сторон, а также электрошлаковой сваркой, указанное смещение кромок не допускается превышение ни с наружной, ни с внутренней стороны шва.

601. Смещение (несовпадение) кромок элементов (деталей) с внутренней стороны шва (со стороны корня шва) в стыковых сварных соединениях с односторонней разделкой кромок не превышает норм, установленных технологическим регламентом по сварке и рабочими чертежами.

602. Требования, указанные в пунктах 599 и 600 настоящих Правил не являются обязательными для сварных соединений элементов с различной фактической толщиной стенок при условии обеспечения плавного перехода от одного сечения к другому за счет наклонного расположения поверхности шва в соответствии с требованиями пункта 439 настоящих Правил.

603. При смещении кромок свариваемых элементов (деталей) в пределах норм, указанных в пунктах 599 и 600 настоящих Правил поверхность шва обеспечивает плавный переход от одной кромки к другой.

Параграф 7. Контроль неразрушающими методами

604. Для выявления внутренних дефектов сварного соединения применяются проникающие методы неразрушающего контроля: радиографический и ультразвуковой или им равноценные; для выявления дефектов поверхности сварного соединения — магнитопорошковая или цветная дефектоскопия или им равноценные методы.

605. Применение того или иного метода неразрушающего контроля или их сочетания производится в соответствии с настоящими Правилами, конструкторской документацией.

606. Ультразвуковому контролю на изделиях из сталей перлитного и мартенситно — ферритного классов подлежат:

1) все стыковые сварные соединения барабанов со стенкой толщиной 30 мм и более — по всей длине соединений;

2) все стыковые сварные соединения коллекторов и трубопроводов со стенкой толщиной 15 мм и более — по всей длине соединений;

3) другие сварные соединения, ультразвуковой контроль которых предусмотрен требованиями соответствующих технических условий, технологических регламентов по сварке и контролю сварных соединений.

607. Ультразвуковому или радиографическому контролю на изделиях из сталей перлитного и мартенситно-ферритного классов подлежат:

1) все стыковые сварные соединения барабанов со стенкой толщиной менее 30 мм — по всей длине соединений;

2) все стыковые сварные соединения коллекторов со стенкой толщиной менее 15 мм — по всей длине соединений;

3) все стыковые сварные соединения трубопроводов наружным диаметром 200 мм и более при толщине стенки менее 15 мм — по всей длине соединений;

4) стыковые сварные соединения, выполненные дуговой или газовой сваркой на трубопроводах наружным диаметром менее 200 мм при толщине стенки менее 15 мм, в объеме:

для котлов с рабочим давлением выше 4 МПа (40 кгс/см 2 ) — не менее 20 % (но не менее пяти стыков) общего числа однотипных стыков каждого котла, выполненных каждым сварщиком — по всей длине соединений;

для котлов с рабочим давлением 4 МПа (40 кгс/см 2 ) и ниже — не менее 10 % (но не менее пяти стыков) общего числа однотипных стыков каждого котла, выполненных каждым сварщиком — по всей длине соединений;

5) все стыковые сварные соединения, выполненные электродуговой или газовой сваркой на трубах поверхностей нагрева рабочим давлением 10 МПа (100 кгс/см 2 ) и выше — по всей длине соединений, а при недоступности для контроля части стыка — на длине не менее 50% периметра соединения;

6) стыковые сварные соединения, выполненные электродуговой или газовой сваркой на трубах поверхностей нагрева с рабочим давлением ниже 10 МПа (100 кгс/см 2 ), — не менее 5% (но не менее пяти стыков) общего числа однотипных стыков каждого котла (пароперегревателя, экономайзера), выполненные каждым сварщиком, на длине не менее 50% периметра каждого контролируемого соединения;

7) все сварные соединения барабанов и коллекторов со штуцерами внутренним диаметром 100 мм и более независимо от толщины стенки — по всей длине соединений;

стыковые сварные соединения литых элементов, труб с литыми деталями, а также другие сварные соединения (в том числе угловые и тавровые), не указанные в настоящем пункте, в объеме, установленном требованиями конструкторскими документациями на изделие.

608. Выбор метода контроля (ультразвуковой дефектоскопии или радиографии) для перечисленных в настоящем пункте сварных соединений производится исходя из возможности обеспечения более полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом особенностей физических свойств металла, освоенности и совершенства методики контроля для данного вида сварных соединений на конкретных изделиях.

609. Радиографическому контролю подлежат все места сопряжения стыковых продольных и поперечных сварных соединений барабанов и коллекторов, подвергаемых ультразвуковому контролю в соответствии с пунктом 606 настоящих Правил.

610. На изделиях из стали аустенитного класса, а также в местах сопряжения элементов из стали аустенитного класса с элементами из стали перлитного или мартенситно-ферритного классов обязательному радиографическому контролю подлежат:

1) все стыковые сварные соединения барабанов и коллекторов — по всей длине соединений;

2) все стыковые сварные соединения трубопроводов, за исключением выполненных стыковой контактной сваркой, по всей длине соединений;

3) стыковые сварные соединения, выполненные дуговой сваркой на трубах поверхностей нагрева, в объеме не менее 10% (но не менее десяти стыков) общего числа однотипных стыков каждого котла (пароперегревателя, экономайзера), выполненных каждым сварщиком, по всей длине соединений, а в случае недоступности для контроля части стыка-на длине не менее 50% периметра соединения;

4) все стыковые сварные соединения литых элементов, труб с литыми деталями — по всей длине соединений;

5) все сварные соединения барабанов и коллекторов со штуцерами внутренним диаметром 100 мм и более (независимо от толщины стенки) по всей длине соединений;

6) другие сварные соединения (в том числе угловые и тавровые), не указанные в пункте 610,в объеме, установленном требованиями соответствующих условий и технологическим регламентом по сварке и контролю сварных соединений.

611. Стыковые сварные соединения, подвергнутые ремонтной переварке, проверяются радиографией или ультразвуком по всей длине сварных соединений. Ремонтные заварки выборок металла проверяются радиографией или ультразвуком по всему участку заварки, включая зону термического влияния сварки в основном металле, кроме того, поверхность участка проверяется методом магнитопорошковой или капиллярной дефектоскопии. При заварке по всей толщине стенки контроль поверхности проводится с обеих сторон, за исключением случаев недоступности внутренней стороны для контроля.

612. При выборочном контроле каждое соединение проверяется не менее чем на трех участках.

613. Для стыковых поперечных соединений и для угловых соединений труб или штуцеров условным проходом 250 мм и менее предусмотренный объем выборочного контроля допускается относить не к каждому соединению, а к общей протяженности однотипных соединений, выполненный каждым сварщиком на каждом котле, пароперегревателе, экономайзере или трубопроводе. В этом случае каждое контролируемое соединение следует проверить по всей длине, а минимальное количество соединений должно быть не менее пяти.

614. Если при выборочном контроле сварных соединений, выполненных данным сварщиков, будут обнаружены допустимые дефекты, то следует подвергнуть контролю все однотипные сварные соединения, выполненные данным сварщиком на данном котле, пароперегревателе, экономайзере и трубопроводе.

615. Ультразвуковой контроль стыкового сварного соединения необходимо выполнять с обеих сторон сварного шва, кроме швов приварки плоских днищ, арматуры и других швов, доступных для контроля сварных соединений только с одной стороны соединения.

616. Метод и объем контроля сварных соединений приваренных деталей, не работающих под внутренним давлением, устанавливается конструкторской документацией.

Параграф 8. Механические испытания и металлографические
исследования сварных соединений

617. Механическим испытаниям подвергаются стыковые сварные соединения с целью проверки соответствия их механическим характеристикам контроля качества сварных соединений.

618. Основными видами испытаний являются испытания на растяжение, на изгиб или сплющивание и на ударную вязкость.

619. Испытания на растяжение не являются обязательными для поперечных сварных соединений при условии контроля этих соединений неразрушающими методами.

620. Испытания на ударную вязкость не являются обязательными для сварных соединений деталей, работающих под давлением менее 8 МПа (80 кгс/см 2 ) при расчетной температуре стенки не выше 450 о С, для всех сварных соединений деталей с толщиной стенки менее 12 мм.

621. Металлографическому исследованию подвергаются стыковые и угловые сварные соединения с целью выявления возможных внутренних дефектов (трещин, не проваров, пор, шлаковых и неметаллических включений и тому подобное).

622. Металлографические исследования не является обязательным:

1) для сварных соединений деталей из стали перлитного класса при условии сплошного контроля неразрушающими методами;

2) для сварных соединений труб поверхностей нагрева и трубопроводов, выполненных контактной сваркой на специальных машинах для контактной стыковой сварки котельных труб с автоматизированным циклом работы при ежесменной проверке качества наладки машины путем испытания контрольных образцов.

623. Проверка механических свойств, металлографические исследования сварных соединений проводятся на образцах, вырезаемых из контрольных сварных соединений. В качестве контрольных соединений могут быть использованы производственные соединения, вырезаемые из изделия.

624. Контрольные сварные соединения выполняются в виде:

1) стыкового соединения плоских пластин, свариваемых встык, — для контроля продольных и поперечных стыковых швов обечаек, выпуклых и плоских днищ и решеток;

2) поперечных стыковых соединений двух отрезков труб (кольцевая проба) — для контроля поперечных швов коллекторов и трубопроводов;

3) углового и таврового соединения трубы с плоским листом-для контроля приварки штуцеров к обечайкам и днищам или соединения труб с основной трубой — для контроля сварки штуцеров в трубопроводе, а также тройниковых соединений.

625. Контрольные сварные соединения изготовляются в соответствии с конструкторской документацией на сварку и с полным соблюдением технологического процесса, применяемого для производственных соединений.

626. Термическая обработка контрольных соединений производится совместно с изделием, а при невозможности этого-отдельно, с применением режимов, установленных для производственных соединений.

627. Если контролируемые сварные соединения подвергаются многократной термообработке, то и контрольное соединение проходит то же количество термообработок по тем же режимам. Если производственное соединение подвергалось многократному высокому отпуску, то контрольное соединение может быть подвергнуто однократному отпуску с продолжительностью выдержки не менее 80 % суммарного времени выдержки при всех высоких отпусках производственного соединения.

628. Размеры контрольного соединения предусматривают возможность вырезки из них образцов для проведения необходимых испытаний, включая повторные. Если это требование не может быть удовлетворено, то количество контрольных соединений увеличивается.

629. По окончании изготовления контрольного соединения, включая термическую обработку (если она предусмотрена), сварное соединение проверяется теми же методами контроля и в том же объеме, которые предусмотрены для производственных сварных соединений. При неудовлетворительных результатах допускается повторное испытание на удвоенном количестве образцов. Если и при повторном неразрушающем контроле будут получены неудовлетворительные результаты, общая оценка данного вида испытаний считается неудовлетворительной. В этом случае дополнительной проверке подвергаются качество материала, оборудование и квалификация сварщика.

630. Для контроля производственных сварных стыковых соединений предусматривается не менее одного контрольного сварного соединения на все однотипные производственные соединения, выполненные каждым сварщиком в течение 6 месяцев (в том числе для разных объектов), если конструкторская документация на изделие не предусмотрено увеличенное количество контрольных соединений (в число контрольных соединений допускается засчитывать соединения, выполняемые при аттестации сварщика). После перерыва в работе сварщика более 3 месяцев следует выполнить новое контрольное сварное соединение и подвергнуть его проверке в установленных объемах.

631. При контроле поперечных соединений труб, выполняемых контактной сваркой, испытываются не менее двух контрольных соединений для всех идентичных производственных соединений, выполненных на каждой сварочной машине с автоматизированным циклом работы за каждую смену, а при наладке машины в течение смены — за время между переналадками.

632. Для контроля поперечных соединений труб с условным проходом менее 100 мм и при толщине стенки менее 12 мм, выполненных на специальных машинах для контактной сварки котельных труб с автоматизированным циклом работы и с ежесменной проверкой качества наладки машины путем экспресс-испытаний контрольных образцов, допускается испытывать не менее двух контрольных сварных соединений для продукции, изготовленной за период не более трех суток при условии сварки труб одного размера и одной марки стали на постоянных режимах при одинаковой подготовке торцов. В данном случае в качестве контрольных соединений допускается использование производственных соединений.

633. Минимальное количество образцов, вырезаемых из каждого контрольного сварного соединения, составляет:

1) два образца для испытаний на растяжение;

2) два образца для испытаний на статический изгиб;

3) три образца для испытаний на ударную вязкость;

4) один образец (шлиф) для металлографического исследования и определения твердости при контроле сварных соединений из углеродистой и низколегированной стали и не менее двух-при контроле сварных соединений из высоколегированной стали, если это предусмотрено с конструкторской документацией;

5) по два образца для других видов испытаний, предусмотренных конструкторских документациях (межкристаллитная коррозия и другое).

634. Испытание на статический изгиб контрольных соединений труб наружным диаметром не более 108 мм допускается заменять испытанием на сплющивание. Испытания на растяжение проводятся в случаях, указанных в проектно – технической документации.

635. На подконтрольных угловых и тавровых соединений вырезаются только шлифы для металлографического исследования с целью выявления внутренних дефектов, трещин, не проваров (недопустимых шлаковых, металлических включений, пор и другое).

636. Механические характеристики сварного соединения должны быть не ниже норм, установленных в проекте.

637. При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду механических испытаний допускается повторное испытание на удвоенном количестве образцов, вырезанных из тех же контрольных сварных соединений, по тому виду механических испытаний, которые дали неудовлетворительные результаты. В случае невозможности вырезки образцов из указанных сварных соединений повторные механические испытания (в удвоенном объеме) проводятся на выполненных тем же сварщиком производственных сварных соединениях, вырезанных из контролируемого изделия.

638. Если при повторном испытании хотя бы на одном из образцов были получены показатели, не удовлетворяющие установленным нормам, общая оценка данного вида испытаний считается неудовлетворительной.

639. Показатели механических свойств для каждого контрольного сварного соединения при испытаниях определяются как среднее арифметическое результатов испытания отдельных образцов.

640. Общий результат считается неудовлетворительным, если хотя бы на одном из образцов по любому виду испытаний дал результат, отличающийся от установленных норм в сторону уменьшения более чем на 10%, а по ударной вязкости — более чем на 10 Дж/см 2 (1 кгс. м/см 2 ).

Параграф 9. Испытания на межкристаллитную коррозию,
стилоскопирование и измерение твердости

641. Испытания сварных соединений на стойкость против межкристаллитной коррозии проводятся для деталей, изготовленных из аустенитных сталей, по требованию конструкторской документации. Форма, размеры и количество образцов указываются в конструкторской документации на сварку.

642. При сварке легированных сталей проверка соответствия сталей и сварочных материалов требованиям конструкторской документацией производится стилоскопированием металла свариваемых деталей и сварных швов. При наличии маркировки свариваемых деталей их стилоскопирование не является обязательным.

643. Необходимость и объем контроля твердости определяется конструкторской организацией и указываются в проектно-конструкторской документации на сварку, при этом твердость проверяется не менее чем в трех точках поперек сварного соединения.

Параграф 10. Норма оценки качества сварных соединений

644. Для оценки качества сварных соединений применяются нормы, исключающие выпуск изделий с дефектами, снижающими их надежность за пределы, обеспечивающие безопасную эксплуатацию.

645. Качество сварных соединений считать неудовлетворительным, если в них при любом виде контроля будут обнаружены внутренние или наружные дефекты, выходящие за пределы норм, установленных настоящими Правилами.

646. В сварных соединениях элементов котлов, пароперегревателей и экономайзеров не допускаются следующие дефекты:

1) трещины всех видов и направлений, расположенные в металле шва, по линии сплавления и околошовной зоне основного металла, в том числе и микротрещины, выявляемые при микроисследовании;

2) не провары (не сплавления), расположенные на поверхности и по сечению сварного соединения (между отдельными валиками и слоями шва и между основным металлом и металлом шва);

3) не провары в вершине (корни) угловых и тавровых сварных соединений, выполненных без разделки кромок;

4) поры, расположенные в виде сплошной сетки;

5) наплывы (натеки);

6) не заваренные кратеры;

не заваренные прожоги в металле шва;

9) прожоги и подплавления основного металла (при стыковой контактной сварке труб);

10) смещение кромок выше норм, предусмотренных в пунктах 599, 600 и 601.

Параграф 11. Гидравлическое испытание

647. Гидравлическому испытанию подлежат все котлы, пароперегреватели, экономайзеры и их элементы.

648. Гидравлические испытания котлов проводятся по программам с указанием мер безопасности.

649. Котлы, изготовление которых заканчивается на месте установки, транспортируемые на место монтажа отдельными деталями, элементами или блоками, подвергаются гидравлическому испытанию на месте монтажа.

650. Гидравлическому испытанию в целях проверки плотности и прочности всех элементов котла, пароперегревателя и экономайзера, всех сварных и других соединений подлежат:

1) все трубные, сварные, литые, фасонные и другие элементы и детали, а также арматура, если они не прошли гидравлического испытания на местах их изготовления; гидравлическое испытание перечисленных элементов и деталей не является обязательным, если они подвергаются 100%-му контролю ультразвуком или иным равноценным неразрушающим методом дефектоскопии;

2) элементы котлов в собранном виде (барабаны и коллекторы с приваренными штуцерами или трубами, блоки поверхностей нагрева трубопроводов и другое). Гидравлическое испытание коллекторов и блоков трубопроводов не является обязательным, если все составляющие их элементы были подвергнуты гидравлическому испытанию или 100%-му контролю ультразвуком или другим равноценным методом неразрушающего контроля, а все выполняемые при изготовлении этих сборных элементов сварные соединения проверены неразрушающим методом дефектоскопии (ультразвуком или радиографией) по всей протяженности;

3) котлы, пароперегреватели и экономайзеры после окончания их изготовления или монтажа.

651. Допускается проведение гидравлического испытания отдельных и сборных элементов вместе с котлом, если в условиях изготовления или монтажа проведение их испытания отдельно от котла невозможно.

652. Минимальное значение пробного давления Р при гидравлическом испытании для котлов, пароперегревателей, экономайзеров, трубопроводов в пределах котла принимается:

1) при рабочем давлении не более 0,5 МПа (5 кгс/см 2 )

Р = 1,5 Р, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см 2 );

2) при рабочем давлении более 0,5 МПа (5 кгс/см 2 )

Р = 1,25 Р, но не менее Р + 0,3 МПа (3 кгс/см 2 ).

653. При проведении гидравлического испытания барабанных котлов, а также их пароперегревателей и экономайзеров за рабочее давление принимается давление в барабане котла, а для без барабанных и прямоточных котлов с принудительной циркуляцией — давление питательной воды на входе в котел, установленное конструкторской документацией.

654. Максимальное значение пробного давления устанавливается расчетами на прочность.

655. Конструктор выбирает такое значение пробного давления в указанных пределах, которое обеспечивает наибольшую выявляемость дефектов в элементе, подвергаемом гидравлическому давлению.

656. Гидравлическое испытание котла, его элементов и отдельных изделий проводится после термообработки и всех видов контроля, исправления обнаруженных дефектов.

657. Гидравлическое испытание проводится водой с температурой в пределах не ниже 5 о С и не выше 40 о С, если в конструкторской документации не указано конкретное значение температуры.

658. Разница температур металла и окружающего воздуха во время испытания не вызывает выпадения влаги на поверхностях объекта испытаний. Используемая для гидравлического испытания вода не загрязняет объект или вызывает интенсивную коррозию.

659. При заполнении котла, автономного пароперегревателя, экономайзера водой воздух из внутренних полостей удаляется.

660. Давление поднимать равномерно до достижения пробного. Общее время подъема давления указывается в руководстве по монтажу и эксплуатации котла; если в руководстве указания на это нет, то время подъема давления составляет не менее 10 минут.

661. Время выдержки под пробным давлением составляет не менее 10 минут. После выдержки под пробным давлением давление снижают до рабочего, при котором производят осмотр всех сварных, вальцованных, заклепочных и разъемных соединений.

662. Давление воды при испытании контролируется двумя манометрами одного типа, с одинаковыми классами точности (не ниже 1,5), пределами измерения и ценой деления.

663. Использование сжатого воздуха или газа для подъема давления не допускается.

664. Объект считается выдержавшим испытание, если не будут обнаружены:

1) видимые остаточные деформации;

2) трещины или признаки разрыва;

3) течи в сварных, развальцовочных, в разъемных и заклепочных соединениях и в основном металле.

665. В развальцованных и разъемных соединениях допускается появление отдельных капель, которые при выдержке времени не увеличиваются в размерах.

666. После проведения гидравлического испытания обеспечивается удаление воды.

667. Допускается гидравлическое испытание проводить одновременно для нескольких элементов котла, пароперегревателя или экономайзера или для всего изделия в целом, если выполняются следующие условия:

1) в каждом из совмещаемых элементов значение пробного давления составляет не меньше приведенных в пункте 652;

2) проводится сплошной контроль неразрушающими методами основного металла и сварных соединений тех элементов, в которых значение пробного давления принимается меньше приведенных в пункте 652.

Параграф 12. Исправление дефектов

668. Дефекты, обнаруженные при монтаже или при испытаниях устраняются с последующим контролем исправленных участков.

669. Удаление поверхностных дефектов производить механическим способом с обеспечением плавных переходов в местах выборок.

670. Исправление поверхностных дефектов без заварки мест их выборки допускается в случае сохранения минимально допустимой толщины стенки детали в месте максимальной глубины выборки.

671. Удаление внутренних дефектов или дефектных участков следует производить механическим способом. Применение способов технической резки (стружки) допускается в случаях, предусмотренных конструкторских документациях.

672. Заварку выборки производить одним из допущенных для данного металла способов сварки с последующей термообработкой (местной или общей), если она предусмотрена конструкторской документацией на сварку.

673. Если при контроле исправленного участка будут обнаружены дефекты, то допускается проводить повторное исправление в том же порядке, что и первое. При обнаружении дефектов после повторного исправления вопрос о возможности и способе исправления дефектов решается техническим руководителем организации.

674. В случае вырезки дефектного сварного соединения труб и последующей варки вставки в виде отрезка трубы два вновь выполненных сварных соединения не считаются исправляемыми. Не считаются повторным исправлением разрезаемые по сварному шву соединения с удалением металла шва из зоны термического влияния.

675. При исправлении дефектов сварных соединений максимальные размеры подлежащих заварке выборок, в том числе и заходящих в основной металл, устанавливается конструкторской документацией.

676. Исправленные участки поверхностных дефектов без последующей заварки контролируются магнитно-порошковой или капиллярной дефектоскопией или травлением.

677. Исправленные участки поверхностных или внутренних дефектов с применением последующей заварки проверяются ультразвуковым или радиографическим методами контроля, а также магнитно-порошковым или капиллярным контролем.

Параграф 13. Паспорт и маркировка

678. Каждый котел, автономный пароперегреватель и экономайзер поставляются изготовителем заказчику с паспортом, согласно приложению 24 «Форма паспорта котла (автономных пароперегревателей и экономайзера)».

679. Котлы, работающие с высокотемпературными органическими теплоносителями, поставляются с паспортами, согласно приложению 25 «Форма паспорта котла».

680. К паспорту изделия прилагается руководстве по монтажу и эксплуатации, содержащее требования к ремонту и контролю металла при монтаже и эксплуатации в период расчетного срока службы. Допускается к паспорту прикладывать распечатки расчетов.

681. На днищах барабанов или на корпусах котлов, на коллекторах наносятся клеймением следующие данные:

1) наименование или товарный знак изготовителя;

2) заводской номер изделия;

3) год изготовления;

4) расчетное давление в МПа (кгс/см 2 );

5) расчетная температура стенки в о С и марка стали (только на коллекторах пароперегревателя).

682. Места размещения указанных данных выбирает изготовитель и указывает их в методических рекомендациях по монтажу и эксплуатации.

683. На каждом котле, автономном пароперегревателе и экономайзере прикрепляется заводская табличка с данным, нанесенным ударным способом. Допускается маркировка, выполненная механическим, электрографическим или электрохимическим способами, обеспечивающими четкость и долговечность изображения, равноценными ударному способу.

684. На табличке парового котла наносятся следующие данные:

1) наименование, товарный знак изготовителя;

2) обозначение котла по ГОСТ 3619-89;

3) номер котла по системе нумерации изготовителя;

4) год изготовления;

5) номинальная производительность в тонн. час. (далее-т/ч);

6) рабочее давление на выходе в МПа (кгс/см 2 );

7) номинальная температура пара на выходе в о С.

685. На табличке водогрейного котла наносятся следующие данные:

1) наименование, товарный знак предприятия-изготовителя;

2) обозначение котла по ГОСТ 21563-93;

3) номер котла по системе нумерации изготовителя;

4) год изготовления;

5) номинальная теплопроизводительность в ГикаДжоуль (далее — ГДж/ч)(Гкал/ч);

6) рабочее давление на выходе в МПа (кгс/см 2 );

7) номинальная температура воды на выходе в о С.

686. На табличке автономного пароперегревателя наносятся следующие данные:

1) наименование, товарный знак изготовителя;

2) номер пароперегревателя по системе нумерации изготовителя;

3) год изготовления;

4) номинальная паропроизводительность в т/ч;

5) рабочее давление на выходе в МПа (кгс/см 2 );

6) температура пара на выходе в о С.

687. На табличке автономного экономайзера наносятся следующие данные:

1) наименование, товарный знак изготовителя;

2) номер экономайзера по системе нумерации изготовителя;

3) год изготовления;

4) номинальный расход воды в т/ч;

5) рабочее давление на выходе в МПа (кгс/см 2 );

6) температура воды на выходе в о С.

12. Арматура, контрольно – измерительные приборы
и питательные устройства
Параграф 1. Общие положения

688. Для управления работой, обеспечения безопасных условий и расчетных режимов эксплуатации котлы должны быть оснащены:

1) устройствами, предохраняющими от повышения давления (предохранительными устройствами);

2) указателями уровня воды;

4) приборами для измерения температуры среды;

5) запорной и регулирующей арматурой;

6) приборами безопасности;

7) питательными устройствами.

689. В проекте котла предусматривается арматура, средства измерения, автоматики и защиты, обеспечиваются регулировку режимов, контроля параметров, отключения котла, эксплуатацию, безопасность обслуживания, ремонта.

Параграф 2. Предохранительные устройства

690. Элементы котла, внутренний объем которых ограничен запорными органами, защищается предохранительными устройствами, автоматически предотвращающими повышение давления сверх допустимого путем выпуска рабочей среды в атмосферу или утилизационную систему.

691. На прямоточных паровых котлах, у которых первая (по ходу воды) часть поверхности нагрева во время растопки или остановки котла отключается от остальной части поверхности нагрева запорными органами, необходимость установки, количество и размеры предохранительных клапанов для первой части определяются изготовителем котла.

692. В качестве предохранительных устройств допускается применять:

1) рычажно-грузовые предохранительные клапаны прямого действия;

2) пружинные предохранительные клапаны прямого действия;

3) импульсные предохранительные устройства.

693. На паровых котлах давлением выше 4 МПа (40 кгс/см 2 ) (за исключением передвижных котлов) устанавливаются только импульсные предохранительные клапаны; на передвижных котлах устанавливаются пружинные предохранительные клапаны.

694. Диаметр прохода рычажно-грузовых и пружинных клапанов предусматривается не менее 20 мм. Допускается уменьшение условного прохода клапанов до 15 мм для котлов паропроизводительностью до 0,2 т/ч и давлением до 0,8 МПа (8 кгс/см 2 ) при установке двух клапанов.

695. На каждом паровом и водогрейном котле и отключаемом по рабочей среде экономайзера и пароперегревателе устанавливаются не менее двух предохранительных устройств. Допускается не устанавливать предохранительные клапана и импульсно предохранительные устройства, на водогрейных котлах с камерным сжиганием топлива, оборудованных автоматическими устройствами согласно пункту 784 настоящих Правил.

696. Условный проход трубок, соединяющих импульсный клапан с главным предохранительным клапаном импульсного предохранительного устройства, определяется расчетом пропускной способности, но не менее 15 мм.

697. Суммарная пропускная способность устанавливаемых на паровом котле предохранительных устройств предусматривается не менее номинальной часовой паропроизводительности котла.

698. Расчет пропускной способности предохранительных устройств паровых и водогрейных котлов производится согласно ГОСТ 24570-81.

699. Пропускная способность предохранительных клапанов подтверждается соответствующими испытаниями головного образца клапана данной конструкции, проведенными изготовителем клапанов, и указывается в паспорте клапана.

700. Предохранительные устройства устанавливаются:

1) в паровых котлах с естественной циркуляцией без пароперегревателя — на верхнем барабане или сухопарнике;

2) в паровых прямоточных котлах, в котлах с принудительной циркуляцией — на выходных коллекторах или выходном паропроводе;

3) в водогрейных котлах — на выходных коллекторах или барабане;

4) в промежуточных пароперегревателях допускается установка всех предохранительных устройств пароперегревателя — на стороне входа пара;

5) в отключаемых по воде экономайзерах — не менее чем по одному предохранительному устройству на выходе и входе воды.

701. При наличии у котла неотключаемого пароперегревателя часть предохранительных клапанов с пропускной способностью не менее 50% суммарной пропускной способности всех клапанов устанавливается на выходном коллекторе пароперегревателя.

702. На паровых котлах с рабочим давлением более 4 МПа (40 кгс/см 2 ) импульсные предохранительные клапаны (непрямого действия) устанавливаются на выходном коллекторе неотключаемого пароперегревателя или на паропроводе до главного запорного крана, при этом у барабанных котлов для 50 % клапанов по суммарной пропускной способности отбор пара для импульсов производится от барабана котла.

703. На блочных установках в случае размещения клапанов на паропроводе непосредственно у турбин допускается для импульсов всех клапанов использование перегретого пара, при этом для 50% клапанов подается дополнительный электрический импульс от контактного манометра, подключенного к барабану котла.

704. В энергетических блоках с промежуточным перегревом пара после цилиндра высокого давления турбины устанавливаются предохранительные клапаны с пропускной способностью не менее максимального количества пара, поступающего в промежуточный пароперегреватель. При наличии за цилиндром высокого давления отключающей арматуры устанавливаются дополнительные предохранительные клапаны. Эти клапаны рассчитываются на суммарную пропускную способность трубопроводов, связывающих систему промежуточного пароперегревателя с источниками более высокого давления, не защищенными своими предохранительными клапанами на входе в систему промежуточного перегрева, и от возможных протечек пара, которые возникают при повреждениях труб высокого давления паровых и газопаровых теплообменных аппаратов регулирования температуры пара.

705. Для отключаемых экономайзеров места установки предохранительных клапанов, методика их регулировки и значение давления открытия указываются изготовителем в паспорте экономайзера.

706. Методика регулирования предохранительных клапанов на котлах, пароперегревателях, экономайзерах и давление начала их открытия указываются изготовителем в руководстве по монтажу и эксплуатации котла. За расчетное давление для определения начала открытия предохранительных клапанов, установленных на паропроводах холодного промперегрева, следует принимать наименьшее расчетное давление для низкотемпературных элементов системы промперегрева.

707. Предохранительные клапаны предусмотрены для защиты котлов, пароперегревателей и экономайзеров от превышения в них давления более чем на 10% расчетного (разрешенного). Превышение давления при полном открытии предохранительных клапанов выше, чем на 10% расчетного допускается, если это предусмотрено расчетом на прочность котла, пароперегревателя и экономайзера.

708. Отбор среды от патрубка или трубопровода, соединяющих предохранительное устройство с защищаемым элементом, не допускается.

709. Предохранительные устройства устанавливаются на патрубках или на трубопроводах, непосредственно присоединенных к защищаемому элементу, или на подводящем трубопроводе, сопротивление которого устанавливается не выше 3% значения давления начала открытия клапана.

710. Установка запорных органов на подводе пара к клапанам и на трубопроводах между импульсным и главным клапанами импульсных предохранительных устройств не допускается.

711. Конструкция грузового или пружинного клапана предусматривает устройство для проверки исправности действия клапана во время работы котла путем принудительного его открытия. Импульсное предохранительное устройство оборудуются устройством, позволяющим производить принудительное открытие клапана дистанционно со щита управления.

712. Конструкция пружинных клапанов предусматривает исключение возможности затяжки пружины сверх установленной величины и их защиту от прямого воздействия выходящей струи пара.

713. Устройство предохранительных клапанов предусматривает отводящие трубопроводы, предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы оборудуются дренажами для слива скапливающегося в них конденсата и предохраняются от замерзания. Установка запорных устройств на дренажах не допускается.

714. Водоотводящая труба от предохранительных клапанов водогрейного котла, экономайзера присоединяется к линии свободного слива воды, причем как на ней, так и на сливной линии не допускается установка никаких запорных органов; устройство системы водоотводящих труб и линий свободного слива исключает возможность ожога людей.

715. Предохранительный клапан поставляется заказчику с паспортом, включающим характеристику его пропускной способности.

Параграф 3. Указатели уровня воды

716. На каждом паровом котле, за исключением прямоточных, устанавливается не менее двух указателей уровня воды прямого действия. Допускается дополнительно в качестве дублирующих устанавливать указатели уровня воды непрямого действия. Количество и места установки указателей уровня воды в котлах, в том числе со ступенчатым испарением в барабанах или с выносным сепаратором, определяются организацией, проектирующей котел.

717. Каждый указатель уровня воды предусматривает самостоятельное подключение к барабану котла. Допускается установка двух указателей уровня воды на соединительной трубе (колонке) диаметром не менее 70 мм.

718. При соединении указателей уровня воды с котлом при помощи труб длиной до 500 мм внутренний их диаметр составляет не менее 25 мм, а при длине более 500 мм — не менее 50 мм. Установка на них промежуточных фланцев и запорных органов, за исключением сигнализаторов предельных уровней, не допускается.

719. Подключение к указателю уровня прямого действия и его присоединительным трубам или штуцерам других приборов не допускается, за исключением датчика сигнализатора предельных уровней воды, если при этом не нарушается работа указателя уровня.

720. Конфигурация труб, соединяющих указатели уровня воды с котлом, исключает образование в них водяных мешков и обеспечивает возможность очистки труб. Не допускается тепловой обогрев соединительных труб продуктами сгорания топлива и их замерзание.

721. В указателях уровня прямого действия паровых котлов применяются только плоские прозрачные пластины. При этом для котлов с рабочим давлением до 4 МПа (40 кгс/см 2 ) допускается применение как рифленых пластин, так и пластин, имеющих с обеих сторон гладкую поверхность. Для котлов с рабочим давлением более 4 МПа (40 кгс/см 2 ) применяются гладкие пластины со слюдяной прокладкой, предохраняющей пластину от непосредственного воздействия воды и пара, либо набор слюдяных пластин. Применение смотровых пластин без защиты их слюдой допускается в том случае, если их материал является устойчивым к коррозионному воздействию на него воды и пара при соответствующих температуре и давлении.

722. Указатели уровня воды прямого действия устанавливаются вертикально или с наклоном вперед под углом не более 30 о и располагаются так, чтобы уровень воды был хорошо виден с рабочего места машиниста (оператора).

723. На котлах с давлением более 4 МПа (40 кгс/см 2 ) указатели уровня прямого действия снабжаются кожухами для защиты персонала при разрушении прозрачных пластин.

724. Ширина смотровой щели указателя уровня воды составляет не менее:

1) 8 мм — при применении стеклянных прозрачных пластин;

2) 5 мм — при применении слюдяных пластин.

725. Указатели уровня воды снабжаются запорной арматурой (кранами или вентилями) для отключения их от котла и продувки.

726. На запорной арматуре четко указываются (отлиты, выбиты или нанесены краской) направления открытия и закрытия, а на кране — также положение его проходного отверстия. Внутренний диаметр прохода запорной арматуры составляет не менее 8 мм.

727. Для спуска воды при продувке водоуказательных приборов предусматриваются воронки с защитным приспособлением и отводной трубой для свободного слива.

728. При давлении в барабане более 4,5 МПа (45 кгс/см 2 ) указатели уровня воды снабжаются двумя последовательно расположенными запорными органами для отключения их от котла. Второй по ходу среды запорный орган предусматривается быстродействующим.

729. Применение крана с конической пробкой в качестве запорного органа допускается у котлов с рабочим давлением до 1,3 МПа (13 кгс/см 2 ).

730. У водогрейных котлов предусматривается пробный кран, установленный в верхней части барабана котла, а при отсутствии барабана — на выходе воды из котла в магистральный трубопровод до запорного устройства.

731. Высота прозрачного элемента указателя уровня воды устанавливается выше допускаемых пределов измерения уровня воды не менее чем на 25 мм с каждой стороны. На каждом указателе прямого и непрямого действия указываются допустимые верхний и нижний уровни воды.

732. При установке указателей уровня воды, состоящих из нескольких отдельных водоуказательных пластин, последние размещаются таким образом, чтобы они обеспечивали непрерывный показ уровня воды в котле.

733. Если расстояние от площадки, с которой производится наблюдение за уровнем воды в паровом котле, до указателей уровня воды прямого действия более 6 м, а также в случаях плохой видимости приборов устанавливаются два сниженных дистанционных указателя уровня. В этом случае на барабанах котла допускается установка одного указателя уровня воды прямого действия.

734. Сниженные дистанционные указатели уровня присоединяются к барабану котла на отдельных штуцерах независимо от верхних указателей уровня воды и снабжаются успокоительными устройствами.

Параграф 4. Манометры

735. На каждом паровом котле устанавливается манометр, показывающий давление пара. На паровых котлах паропроизводительностью более 10 т/ч и водогрейных котлах теплопроизводительностью более 21 ГДж/ч (5 Гкал/ч) обязательна установка регистрирующего манометра.

736. Манометр устанавливается на барабане котла, а при наличии у котла пароперегревателя — и за пароперегревателем до главной задвижки. На прямоточных котлах манометр устанавливается за перегревателем перед запорным органом.

737. Установка манометра на пароперегревателях паровозных, локомобильных, жаротрубных котлов и котлов вертикального типа не обязательна.

738. У каждого парового котла манометр устанавливается на питательной линии перед органом, регулирующим питание котла водой. Если в котельной установлено несколько котлов паропроизводительностью менее 2 т/ч каждый, допускается установка одного манометра на общей питательной линии.

739. При использовании водопроводной сети взамен второго питательного насоса в непосредственной близости от котла на этой водопроводной сети устанавливается манометр.

740. На отключаемом по воде экономайзере манометры устанавливаются: на входе воды до запорного органа и предохранительного клапана, на выходе воды – до запорного органа и предохранительного клапана. При наличии манометров на общих питательных линиях до экономайзеров установка их на входе воды в каждый экономайзер не требуется.

741. На водогрейных котлах манометры устанавливаются на входе воды в котел и на выходе нагретой воды из котла до запорного органа, на всасывающей и нагнетательной линиях циркуляционных насосов с расположением на одном уровне по высоте, а также на линиях питания котла или подпитки теплосети.

742. Класс точности манометров не ниже:

1) 2,5 — при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см 2 );

2) 1,5 — при рабочем давлении более 2,5 до 14 МПа (более 25 до 140 кгс/см 2 );

3) 1,0 — при рабочем давлении более 14 МПа (140 кгс/см 2 ).

743. Шкала манометра выбирается исходя из условия, что при рабочем давлении стрелка манометра находится в средней трети шкалы.

744. На шкалу манометра наносится красная черта на уровне величины деления, соответствующей условиям эксплуатации.

745. Взамен красной черты допускается крепить к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

746. Манометр устанавливается так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкалу его располагать вертикально или с наклоном вперед до 30 о для улучшения видимости показаний.

747. Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, предусматривается — не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м — не менее 160 мм и на высоте от 3 до 5 м — не менее 250 мм. При расположении манометра на высоте более 5 м устанавливается сниженный манометр в качестве дублирующего.

748. Перед каждым манометром устанавливается трех ходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, кроме указанного, устанавливается сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

749. На котлах с давлением 4 МПа (40 кгс/см 2 ) и выше вместо трехходового крана устанавливаются вентили, позволяющие отключать манометр от котла, обеспечивать сообщение его с атмосферой и производить продувку сифонной трубки.

750. Манометры не допускаются к применению в следующих случаях:

1) если на манометре отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении поверки;

2) если истек срок поверки манометра;

3) если стрелка манометра при его отключении не возвращается к нулевой отметке шкалы на значение, превышающее половину допускаемой погрешности для данного манометра;

4) если разбито стекло или имеются другие повреждения манометра, которые могут отразиться на правильности его показаний.

Параграф 5. Приборы для измерения температуры

751. У котлов, имеющих пароперегреватель, на каждом паропроводе до главной задвижки устанавливается прибор для измерения температуры перегретого пара. У котлов с промежуточным перегревом пара приборы для измерения температуры устанавливаются на входе и выходе пара.

752. У котлов с естественной циркуляцией с перегревом пара паропроизводительностью более 20 т/ч, прямоточных котлов паропроизводительностью более 1 т/ч, кроме показывающих приборов устанавливаются приборы с непрерывной регистрацией температуры перегретого пара.

753. На пароперегревателях с несколькими параллельными секциями помимо приборов для измерения температуры пара, устанавливаемых на общих паропроводах перегретого пара, устанавливаются приборы для периодического измерения температуры пара на выходе из каждой секции, а для котлов с температурой пара выше 500 о С — на выходной части змеевиков пароперегревателя, по одной термопаре (датчику) на каждый метр ширины газохода.

754. Для котлов паропроизводительностью более 400 т/ч для измерения температуры пара на выходной части змеевиков пароперегревателей устанавливаются приборы непрерывного действия с регистрирующими устройствами.

755. При наличии на котле пароохладителя для регулирования температуры перегрева пара до пароохладителя и после него устанавливаются приборы для измерения температуры пара.

756. На входе воды в экономайзер, на выходе из него и на питательных трубопроводах паровых котлов без экономайзеров устанавливаются приборы для измерения температуры питательной воды.

757. Для водогрейных котлов приборы для измерения температуры воды устанавливаются на входе и выходе воды.

758. Для котлов теплопроизводительностью более 4,19 ГДж/ч (1 Гкал/ч) устанавливается регистрирующий прибор для измерения температуры на выходе из котла.

759. Допустимая температура горячей воды отмечается на шкале термометра красной чертой.

760. При работе котлов на жидком топливе на топливном трубопроводе в непосредственной близости от котла устанавливается термометр для измерения температуры топлива перед форсунками. Допускается дистанционный контроль температуры с установкой вторичного прибора на щите управления котлом.

761. Для контроля за температурой металла и предупреждения превышения ее допустимых значений при растопках, остановках и маневренных режимах котла предусматривается установка приборов для измерения температуры стенки его элементов: барабанов, трубных решеток и другого. Установки приборов, их количество и размещение определяются организацией, проектирующей котел.

Параграф 6. Запорная и регулирующая арматура

762. Арматура, устанавливаемая на котле или его трубопроводах, снабжается маркировкой на корпусе, в которой указываются:

1) наименование или товарный знак изготовителя;

2) условный проход;

3) условное давление и температура среды;

4) направление потока среды.

763. При изготовлении арматуры вместо условного давления допускается указывать рабочее давление.

764. Соответствие арматуры с условным проходом 50 мм и более подтверждается паспортом установленной формы, в котором указываются данные по химическому составу, механическим свойствам металла, режимам термической обработки и по неразрушающему контролю, если их проведение было предусмотрено конструкторской документацией. Данные эти относятся к основным деталям арматуры: корпусу, крышке, шпинделю, затвору и крепежу.

765. На маховиках арматуры обозначается направление вращения при открывании и закрывании арматуры.

766. Тип арматуры, ее количество и места установки выбираются организацией, проектирующей котел, исходя из обеспечения надежности предусмотренных проектом отключений котла и его элементов.

767. Обязательна установка запорного органа на выходе из котла до его соединения со сборным паропроводом котельной. У энергоблоков на выходе из котла запорные органы не требуются к установке, если этого не требует схема растопки и останова.

768. Для энергоблоков запорный орган перед котлом не требуется при наличии запорного органа после подогревателя высокого давления и его байпаса.

769. На входе питательной воды в котел устанавливается обратный клапан, предотвращающий выход воды из котла, и запорный кран. Если котел имеет неотключаемый по воде экономайзер, то обратный клапан и запорный орган устанавливаются до экономайзера. У экономайзера, отключаемого по воде, обратный клапан и запорный кран следует устанавливать также и после экономайзера.

770. У водогрейных котлов устанавливается по запорному органу на входе воды в котел и на выходе воды из котла.

771. У котлов с давлением более 0,8 МПа (8 кгс/см 2 ) на каждом продувочном, дренажном трубопроводе, трубопроводе отбора проб воды (пара) устанавливается не менее двух запорных органов либо один запорный и один регулирующий. У котлов с давлением более 10 МПа (100 кгс/см 2 ) на этих трубопроводах, кроме того, допускается установка дроссельных шайб. Для продувки камер пароперегревателей допускается установка одного запорного органа.

772. Условный проход продувочных трубопроводов и установленной на них арматуры составляет не менее 20 мм для котлов с давлением до 14 МПа (140 кгс/см 2 ) и не менее 10 мм для котлов с давлением 14 МПа (140 кгс/см 2 ) и выше.

773. При отводе среды от котла в сборный бак (сепаратор, расширитель) с меньшим давлением, чем в котле, сборный бак оборудуется защитой от превышения давления выше расчетного. Выбор способа защиты, количество и место установки арматуры, контрольно-измерительных приборов, предохранительных устройств определяются проектной организацией.

774. На всех трубопроводах котлов, пароперегревателей и экономайзеров присоединение арматуры выполняется сваркой встык или с помощью фланцев. В котлах паропроизводительностью не более 1 т/ч допускается присоединение арматуры на резьбе при условном проходе не более 25 мм и рабочем давлении насыщенного пара не выше 0,8 МПа (8 кгс/см 2 ).

775. Арматуру устанавливают возможно ближе к котлу с учетом наиболее удобного управления.

776. Главные парозапорные органы паровых котлов производительностью более 4 т/ч оборудуются дистанционным приводом с выводом управления на рабочее место машиниста котла.

777. На питательных линиях каждого котла устанавливается регулирующая арматура. При автоматическом регулировании питания котла предусматривается дистанционный привод для управления регулирующей питательной арматурой с рабочего места машиниста котла.

778. У паровых котлов паропроизводительностью менее 2,5 т/ч при автоматическом позиционном регулировании уровня воды включением и выключением насоса допускается не устанавливать регулирующую арматуру на питательных линиях.

779. При установке нескольких питательных насосов, имеющих общие всасывающие и нагнетательные трубопроводы, у каждого насоса на стороне всасывания и на стороне нагнетания устанавливаются запорные органы. На стороне нагнетания каждого центробежного насоса до запорного органа устанавливается обратный клапан.

Параграф 7. Приборы безопасности

780. Каждый котел оборудуется приборами безопасности, обеспечивающими автоматическое отключение котла или его элементов при отклонениях от заданных режимов эксплуатации.

781. Паровые котлы с камерным сжиганием топлива оборудуются автоматическими устройствами, прекращающими подачу топлива к горелкам при снижении уровня, а для прямоточных котлов — расхода воды в котле ниже допустимого.

782. В котлах со слоевым сжиганием топлива автоматические устройства в указанных выше случаях отключают тягодутьевые устройства и топливоподающие механизмы топки.

783. Водогрейные котлы с многократной циркуляцией и камерным сжиганием топлива оборудуются приборами, автоматически прекращающими подачу топлива к горелкам, а со слоевым сжиганием топлива — приборами, отключающими тягодутьевые устройства при снижении давления воды в системе до значения, при котором создается опасность гидравлических ударов, и при повышении температуры воды выше установленного предела.

784. Водогрейные котлы с камерным сжиганием топлива оборудуются автоматическими приборами, предотвращающими подачу топлива в топку котла, а при слоевом сжигании топлива — отключающими тягодутьевыми устройствами и топливоподающими механизмами топки в случаях:

1) повышения давления воды в выходном коллекторе котла более чем на 5 % расчетного или разрешенного давления;

2) понижения давления воды в выходном коллекторе котла до значения, соответствующего давлению насыщения при максимальной температуре воды на выходе из котла;

3) повышения температуры воды на выходе из котла до значения, соответствующего температуре насыщения на 20 о С ниже температуры при рабочем давлении в выходном коллекторе;

4) уменьшения расхода воды через котел до значений, при котором температуры воды на выходе из котла на 20 о С ниже температуры кипения при максимальной нагрузке и рабочем давлении в выходном коллекторе.

Определение этого расхода производится по формуле:

где: G_min — минимально допустимый расход воды через котел, кг/ч;

Q_max — максимальная теплопроизводительность котла, МВт (ккал/ч);

t_s — температура кипения воды при рабочем давлении на выходе из котла, о С;

t_вх — температура воды на входе в котел, о С,

С — удельная теплоемкость, КДж/кг о С (ккал/кг о С).

785. На котлах устанавливаются автоматически действующие звуковые и световые сигнализаторы верхнего и нижнего предельных положений уровней воды.

786. Паровые и водогрейные котлы при камерном сжигании топлива оборудуются автоматическими устройствами для прекращения подачи топлива в топку в случаях:

1) погасания факела в топке;

2) отключения всех дымососов или прекращения тяги;

3) отключения всех дутьевых вентиляторов.

787. На котлах с горелками, оборудованными индивидуальными вентиляторами, предусматривается защита, прекращающая подачу топлива к горелке при остановке вентилятора.

788. Оснащение котлов дополнительными приборами безопасности определяется разработчиком проекта котла.

789. Котел-бойлер, работающий на жидком или газообразном топливе, оборудуется устройствами, автоматически прекращающими подачу топлива в топку при прекращении циркуляции воды в бойлере.

790. Приборы безопасности защищаются от воздействия (отключение, изменение регулировки и тому подобного) лиц, не связанных с их обслуживанием и ремонтом, и снабжаются приспособлениями для проверки исправности их действия.

791. Паровые котлы независимо от типа и паропроизводительности оснащаются автоматическими регуляторами питания. Это требование не распространяется на котлы-бойлеры, у которых отбор пара на сторону, помимо бойлера, не превышает 2 т/ч.

792. Паровые котлы с температурой пара на выходе из основного или промежуточного пароперегревателя более 400 о С оснащаются автоматическими устройствами для регулирования температуры пара.

Параграф 8. Питательные устройства

793. Питание котлов предусматривается групповым с общим для подключенных котлов питательным трубопроводом или индивидуальным — только для одного котла. Включение котлов в одну группу по питанию допускается при условии, что разница рабочих давлений в разных котлах не превышает 15%.

794. Характеристики питательных насосов, присоединяемых к общей магистрали, должны предусматривать параллельную работу насосов.

795. Для питания котлов водой допускается применение:

1) центробежных и поршневых насосов с электрическим приводом;

2) центробежных и поршневых насосов с паровым приводом;

3) паровых инжекторов;

4) насосов с ручным приводом;

5) водопроводной сети.

796. Использование водопровода допускается только в качестве резервного источника питания котлов при условии, что минимальное давление воды в водопроводе перед регулирующим органом питания котла превышает расчетное или разрешенное давление в котле не менее чем на 0,15 МПа (1,5 кгс/см 2 ).

797. Пароструйный инжектор приравнивается к насосу с паровым приводом.

798. На корпусе каждого питательного насоса или инжектора прикрепляется табличка с данными:

1) наименование изготовителя или его товарный знак;

2) заводской номер;

3) номинальная подача при номинальной температуре воды;

4) число оборотов в минуту для центробежных насосов или число ходов в минуту для поршневых насосов;

5) номинальная температура воды перед насосом;

6) максимальный напор при номинальной подаче.

799. После каждого капитального ремонта насоса проводится его испытание для определения подачи и напора. Результаты испытаний оформляются актом.

800. Напор, создаваемый насосом обеспечивает питание котла водой при рабочем давлении за котлом с учетом гидростатической высоты и потерь давления в тракте котла, регулирующем устройстве и в тракте питательной воды.

801. Характеристика насоса обеспечивает отсутствие перерывов в питании котла при срабатывании предохранительных клапанов с учетом наибольшего повышения давления при их полном открытии.

802. При групповом питании котлов напор насоса выбирается с учетом указанных выше требований, исходя из условия обеспечения питания котла с наибольшим рабочим давлением или с наибольшей потерей напора в питательном трубопроводе.

803. Подача питательных устройств определяется по номинальной паропроизводительности котлов с учетом расхода воды на непрерывную или периодическую продувку, на паровое охлаждение, на редукционно-охладительные и охладительные устройства и на возможность потери воды или пара.

804. Тип, характеристика, количество и схема включения питательных устройств выбираются с учетом обеспечения безопасной эксплуатации котла на всех режимах, включая аварийные остановки.

805. На питательном трубопроводе между запорным органом и поршневым насосом, у которого нет предохранительного клапана и создаваемый напор превышает расчетное давление трубопровода, устанавливается предохранительный клапан.

13. Помещения для котлов
Параграф 1. Общие положения

806. Стационарные котлы устанавливаются в зданиях и помещениях, отвечающих требованиям СНиП РК 4.02-08-2003 «Котельные установки», СНиП П-58-75 «Электростанции тепловые» и настоящих Правил. Установка котлов вне помещения допускается в том случае, если котел спроектирован для работы в заданных климатических условиях.

807. Устройство помещений и чердачных перекрытий над котлами не допускается. Данное требование не распространяется на котлы, установленные в производственных помещениях в соответствии с пунктом 807.

808. Внутри производственных помещений допускается установка:

1) прямоточных котлов паропроизводительностью не более 4 т/ч каждый;

2) котлов, удовлетворяющих условию (t — 100) V < 100 (для каждого котла), где t — температура насыщенного пара при рабочем давлении, о С; V — водяной объем котла, м 3 ;

3) водогрейных котлов теплопроизводительностью каждый не более 10,5 ГДж/ч (2,5 Гкал/ч), не имеющих барабанов;

4) котлов-утилизаторов — без ограничений.

809. Место установки котлов внутри производственных помещений отделяется от остальной части помещения несгораемыми перегородками с дверями по всей высоте котла, но не ниже 2 м. Места расположения выходов и направление открытия дверей определяются проектной организацией исходя из местных условий.

810. Котлы-утилизаторы отделяются от остальной части производственного помещения вместе с печами или агрегатами, с которыми они связаны технологическим процессом.

811. В зданиях котельной не допускается размещать бытовые и служебные помещения, не предназначенные для персонала котельной, а также мастерские, не предназначенные для ремонта котельного оборудования.

812. Уровень пола нижнего этажа котельного помещения устраивать не ниже планировочной отметки земли, прилегающей к зданию котельной.

813. Устройство приямков в котельных не допускается. В отдельных случаях, обоснованных технологической необходимостью, по решению проектной организации для размещения оборудования дробеочистки, узлов ввода и вывода теплотрасс и другого, допускается устраивать приямки.

814. Выходные двери из котельного помещения устраиваются открывающимися наружу. Двери из служебных, бытовых, вспомогательных производственных помещений в котельную снабжаются пружинами и открываются в сторону котельной.

Параграф 2. Освещение

815. Помещения котельной обеспечиваются достаточным естественным светом, а в ночное время — электрическим освещением. Места, которые по техническим причинам не обеспечиваются естественным светом, обеспечиваются электрическим освещением. Освещенность соответствует СНиП РК 2.04-05-2002 «Естественное и искусственное освещение».

816. Помимо рабочего освещения в котельных предусматривается аварийное электрическое освещение. Аварийное освещение устанавливается в следующих местах:

1) фронт котлов, проходы между котлами, сзади котлов и над котлами;

2) щиты и пульты управления;

3) водоуказательные и измерительные приборы;

4) зольные помещения;

5) вентиляторные площадки;

6) дымососные площадки;

7) помещения для баков и деаэраторов;

оборудование водоподготовки;

9) площадки и лестницы котлов;

10) насосные помещения.

Параграф 3. Размещение котлов и вспомогательного оборудования

817. Расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до противоположной стены котельной предусматривается не менее 3 м, при этом для котлов, работающих на газообразном или жидком топливе, расстояние от выступающих частей горелочных устройств до стены котельного помещения составляет не менее 1 м, а для котлов, оборудованных механизированными топками, расстояние от выступающих частей топок составляет не менее 2 м.

818. Для котлов паропроизводительностью не более 2,5 т/ч расстояние от фронта котлов или выступающих частей топок до стены котельной допускается уменьшать до 2 м в следующих случаях:

1) если топка с ручной загрузкой твердого топлива обслуживается с фронта и имеет длину не более 1 м;

2) при отсутствии необходимости обслуживания топки с фронта;

3) если котлы работают на газообразном или жидком топливе (при сохранении расстояния от горелочных устройств до стены котельной не менее 1 м).

819. Расстояние между фронтом котлов и выступающими частями топок, расположенных друг против друга, составляет:

1) для котлов, оборудованных механизированными топками, не менее 4 м;

2) для котлов, работающих на газообразном или жидком топливе, не менее 4 м, при этом расстояние между горелочными устройствами составляет не менее 2 м;

3) для котлов с ручной загрузкой твердого топлива не менее 5 м.

820. Перед фронтом котлов допускается установка котельного вспомогательного оборудования и щитов управления, не мешающих обслуживанию котлов, при этом ширину свободных проходов вдоль фронта устанавливать не менее 1,5 м.

821. При установке котлов, для которых требуется боковое обслуживание топки или котла (шуровка, обдувка, очистка газоходов, барабанов и коллекторов, выемка пакетов экономайзера и пароперегревателя, выемка труб, обслуживание горелочных устройств, реперов, элементов топки, обслуживание периодической продувки), ширину бокового прохода должна быть достаточной для обслуживания и ремонта, но не менее 1,5 м для котлов паропроизводительностью до 4 т/ч и не менее 2 м для котлов паропроизводительностью 4 т/ч и более.

822. В тех случаях, когда не требуется бокового обслуживания топок и котлов, обязательно устройство проходов между крайними котлами и стенами котельной. Ширину этих проходов, а также проходов между котлами и задней стеной котельного помещения должно составлять не менее 1 м.

823. Ширину прохода между отдельными выступающими из обмуровки частями котлов (каркасами, трубами, сепараторами и другим), между этими частями и выступающими частями здания (кронштейнами, колоннами, лестницами, рабочими площадками и другим) должно составлять не менее 0,7 м.

824. Проходы в котельной имеют свободную высоту не менее 2 м. При отсутствии необходимости перехода через барабан, сухопарник или экономайзер расстояние от них до нижних конструктивных частей покрытия котельной должно быть не менее 0,7 м.

825. Не допускается установка в одном помещении с котлами и экономайзерами оборудования, не имеющего прямого отношения к обслуживанию и ремонту котлов или к технологии получения пара и (или) горячей воды.

826. Котлы и турбоагрегаты электростанций устанавливаются в общем помещении или в смежных помещениях без сооружения разделительных стен между котельной и машинным залом.

827. Размещение котлов и вспомогательного оборудования в блок-контейнерах транспортабельных котельных установок и в энергопоездах осуществляется в соответствии с проектно-технической документации.

828. Общий газоход котлов с камерным сжиганием обеспечивается взрывным предохранительным клапаном.

Параграф 4. Площадки и лестницы

829. Для удобного и безопасного обслуживания котлов, пароперегревателей и экономайзеров монтируются постоянные площадки и лестницы с перилами высотой не менее 0,9 м со сплошной обшивкой по низу не менее 200 мм.

830. На переходных площадках и лестницах предусматриваются перила с обеих сторон, а на площадках длиной более 5 м – не менее двух лестниц, расположенных в противоположных концах.

831. Площадки и ступени лестниц могут быть выполнены:

1) из просечно-вытяжного листа;

2) из рифленой листовой стали или из листа с негладкой поверхностью, полученной наплавкой или другим способом;

3) из сотовой или полосовой (на ребро) стали с площадью просвета ячеек не более 12 см 2 .

832. Применение гладких площадок и ступеней лестниц, выполнение их из прутков (круглой стали) не допускается.

833. Площадки и ступени лестниц в котельной полуоткрытого и открытого типов выполняются из просечно-вытяжного листа, сотовой или полосовой стали.

834. Лестницы имеют параметры: ширина-не менее 600 мм, высота между ступенями-не более 200 мм, ширина ступеней-не менее 80 мм. Угол наклона ступеней вовнутрь 2-5 о . Лестницы большой высоты выполняются с промежуточными площадками. Расстояние между площадками составляет не более 4 м. У лестниц высотой более 1,5 м угол наклона к горизонтали составляет не более 60 о .

835. Ширина свободного прохода площадок составляет не менее 600 мм, а для обслуживания арматуры, контрольно-измерительных приборов и другого оборудования-не менее 800 мм. Свободная высота над полом площадок и ступенями лестниц в котельной составляет не менее 2 м.

836. Расстояние по вертикали от площадки для обслуживания водоуказательных приборов до середины водоуказательного стекла составляет не менее 1 и не более 1,5 м.

837. В тех случаях, когда расстояние от нулевой отметки котельной до верхней площадки котлов превышает 20 м, устанавливаются грузопассажирские лифты в соответствии с нормами технологического проектирования тепловых электростанций.

Параграф 5. Топливоподача и шлакозолоудаление

838. Для котлов паропроизводительностью 2,5 т/ч и выше, работающих на твердом топливе, подача топлива в котельную и топку котла выполняется механизировано, а для котельных с общим выходом шлака и золы от всех котлов в количестве 150 килограмм в час (далее — кг/ч) и более (независимо от производительности котлов) процесс удаления золы и шлака механизирован.

839. При ручном золоудалении шлаковые и золовые бункеры снабжаются устройствами для заливки водой золы и шлака в бункерах или вагонетках. В последнем случае под бункером устраивают изолированные камеры для установки вагонеток перед спуском в них золы и шлака. Камеры оборудуются вентиляцией, освещением и плотно закрывающимися дверями с застекленными гляделками.

840. Управление затвором бункера и заливкой шлака выносится за пределы камеры в безопасное для обслуживания место.

841. На всем пути передвижения вагонетки высота свободного прохода составляет не менее 2 м, а боковые зазоры-не менее 0,7 м.

842. Если зола и шлак выгребаются из топки непосредственно на рабочую площадку, то в котельной над местом выгреба и заливки очаговых остатков устраивают вытяжную вентиляцию.

843. При шахтных топках с ручной загрузкой для древесного топлива или торфа оборудуются загрузочные бункера с крышкой и откидным дном.

844. При сжигании жидкого топлива под форсунками устанавливать поддоны с песком для предотвращения попадания топлива на пол котельной.

14. Водно-химический режим котлов
Параграф 1. Общие положения

845. Водно-химический режим обеспечивает работу котла и питательного тракта без повреждения их элементов вследствие отложений накипи и шлама, повышения относительной щелочности котловой воды до опасных пределов или в результате коррозии металла.

846. Все паровые котлы с естественной и многократной принудительной циркуляцией паропроизводительностью 0,7 т/ч и более, все паровые прямоточные котлы независимо от паропроизводительности, все водогрейные котлы оборудуются установками для докотловой обработки воды. Допускается применение других эффективных способов обработки воды, гарантирующих выполнение требований настоящего пункта.

847. Выбор способа обработки воды для питания котлов производится проектной организацией.

848. Остановку котла паропроизводительностью менее 0,7 т/ч для чистки производить в период, когда толщина отложений на наиболее теплонапряженных участках поверхности нагрева котла не превышает 0,5 мм.

849. Подпитка сырой водой котлов, оборудованных устройствами до котловой обработки воды, не допускается. В аварийных ситуациях, когда проектом предусматривается подпитка котла сырой водой, на линиях сырой воды, присоединенных к линиям умягченной добавочной воды или конденсата, а также к питательным бакам устанавливаются по два запорных органа и контрольный кран между ними. Во время эксплуатации запорные органы закрыты и опломбированы, а контрольный кран открыт.

850. Каждый случай подпитки котлов сырой водой фиксируется в журнале по водоподготовке (водно-химическому режиму) с указанием длительности подпитки и качества питательной воды в этот период.

851. Для паровых и водогрейных котлов с учетом требований настоящих Правил, конструкторской документации изготовителей и других нормативно-технических документов разрабатываются технологический регламент по ведению водно-химического режима и по эксплуатации установок до котловой обработки воды, в которой указываются:

1) технические данные и краткое описание основных узлов, основного и вспомогательного оборудования, в том числе котлов, турбин, деаэрационной установки, установок для дозирования аммиака, гидразина, фосфатов, едкого натра, установок для консервации и химической очистки оборудования, установок для водоподготовки со складским хозяйством и тому подобного;

2) перечень и схема точек отбора проб воды, пара и конденсата для ручного и автоматического химического контроля;

3) нормы качества добавочной, питательной и котловой воды, пара и конденсата;

4) график, объем и методы химического контроля;

5) перечень и краткое описание системы управления, автоматики измерений и сигнализации;

6) порядок выполнения операций по подготовке к пуску оборудования и включению его в работу (проверка окончания работ на оборудовании, его осмотр, проверка готовности к пуску, подготовка к пуску, пуск оборудования из различных тепловых состояний);

7) порядок выполнения операций по обслуживанию оборудования во время нормальной эксплуатации;

порядок выполнения операций по контролю за режимом деаэрации, режимом коррекционной обработки воды, режимом непрерывной и периодической продувок при пуске, нормальной эксплуатации и остановке котла;

9) порядок выполнения операций при остановке оборудования (в резерв, для ремонта, аварийно) и мероприятий, проводимых во время остановки (отмывка, консервация, оценка состояния оборудования для выяснения необходимости очисток, принятие мер против коррозионных повреждений, ремонт и тому подобное);

10) случаи, при которых не допускается пуск оборудования и выполнение отдельных операций при его работе;

11) перечень возможных неисправностей и мер по их ликвидации;

12) основные меры безопасности при обслуживании основного и вспомогательного оборудования и при работе в химической лаборатории.

Параграф 2. Качество питательной воды

852. Показатели качества питательной воды для котлов с естественной и многократной принудительной циркуляцией паропроизводительностью 0,7 т/ч и более поддерживаются в пределах значений, указанных в приложении 27 «Перечень таблиц для определения качества питательной воды для оборудования, работающего под давлением» (далее – Приложение 27);

1) для газотрубных котлов, в таблице 1 приложения 27;

2) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией (в том числе котлов-бойлеров) и рабочим давлением пара до 4 МПа (40 кгс/см 2 ), в таблице 2 приложения 27;

3) для водотрубных котлов с естественной циркуляцией и рабочим давлением пара 10 МПа (100 кгс/см 2 ), в таблице 3 приложения 27;

4) для энерготехнологических котлов и котлов-утилизаторов с рабочим давлением пара до 4 МПа (40 кгс/см 2 ), а для действующих котлов до 5 МПа (50 кгс/см 2 ), в таблице 4 приложения 27;

5) для энерготехнологических котлов и котлов-утилизаторов с рабочим давлением пара 11 МПа (110 кгс/см 2 ), в таблице 5 приложения 27;

6) для высоконапорных парогенераторов парогазовых установок, в таблице 6 приложения 27.

853. Качество подпиточной и сетевой воды для водогрейных котлов удовлетворяет требованиям, указанным в таблице 7 приложении 27.

Параграф 3. Качество котловой воды

854. Нормы качества котловой воды, режим ее коррекционной обработки, режимы непрерывной и периодической продувок принимаются на основании проектно-конструкторской документации изготовителя котла, технологического регламента по ведению водно-химического режима на основании результатов теплохимических испытаний.

855. При этом для паровых котлов с давлением до 4 МПа (40 кгс/см 2 ) включительно, имеющих заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды принимается в пределах 20 %; для котлов со сварными барабанами и креплением труб методом вальцовки (или вальцовкой с уплотнительной подваркой) относительная щелочность котловой воды допускается до 50 %; для котлов со сварными барабанами и приварными трубами относительная щелочность котловой воды не нормируется.

856. Для паровых котлов с давлением свыше 4 МПа (40 кгс/см 2 ) до 10 МПа (100 кгс/см 2 ) включительно относительная щелочность котловой воды допускается не выше 50 %, для котлов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см 2 ) до 14 МПа (140 кгс/см 2 ) включительно — не превышает 30 %.

15. Производственный контроль
Параграф 1. Общие положения

857. Руководство организации обеспечивает содержание котлов в исправном состоянии и безопасные условия их эксплуатации и обслуживания путем создания системы производственного контроля. В этих целях:

1) назначает лицо ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов из числа инженерно-технических работников, прошедших проверку знаний;

2) назначает в необходимом количестве лиц обслуживающего персонала, обученного и имеющего удостоверения на право обслуживания котлов;

3) разрабатывает и утверждает технологический регламент с учетом компоновки установленного оборудования;

4) обеспечивает проведение технических освидетельствований котлов в установленные сроки;

5) организовывает периодически обследование котлов (один раз в год);

6) организовывает контроль за состоянием металла элементов, работающих при температуре 450 о С и выше.

858. Технологический регламент находится на рабочих местах и выдается под расписку обслуживающему персоналу.

859. В котельной устанавливаются телефон и часы. При эксплуатации котлов — утилизаторов, устанавливается телефонная связь между пультами котлов — утилизаторов и источником тепла.

860. В котельную не допускаются лица, не имеющие отношения к эксплуатации котлов и оборудования котельной. Посторонние лица допускаются в котельную с разрешения владельца и в сопровождении его представителя.

Параграф 2. Содержание и обслуживание

861. Не допускается поручать машинисту (кочегару) котельной, оператору котельной, водосмотру, находящимся на дежурстве, выполнение во время работы котла каких-либо других работ, не предусмотренных технологическим регламентом.

862. Не допускается оставлять котел без постоянного наблюдения со стороны обслуживающего персонала, как во время работы котла, так и после его остановки до снижения величины давления в нем до атмосферного и понижения температуры оборудования до 40 о С.

863. Допускается эксплуатация котлов без постоянного наблюдения за их работой со стороны обслуживающего персонала при наличии автоматики, сигнализации и защит, обеспечивающих ведение режима работы, ликвидацию аварийных ситуаций, остановку котла при нарушениях режима работы, которые вызывают повреждение котла.

16. Проверка контрольно-измерительных приборов,
автоматических защит, арматуры и питательных насосов

864. Проверка исправности действия манометров, предохранительных клапанов, водоуказательных приборов и питательных насосов проводится в следующие сроки:

1) для котлов с рабочим давлением до 1,4 МПа (14 кгс/см 2 ) включительно — не реже одного раза в смену;

2) для котлов с рабочим давлением свыше 1,4 МПа (14 кгс/см 2 ) до 4 МПа (40 кгс/см 2 ) включительно-не реже одного раза в сутки (кроме котлов, установленных на тепловых электростанциях);

3) для котлов с рабочим давлением свыше 4 МПа (40 кгс/см 2 ) — в сроки, установленные технологическим регламентом.

865. О результатах проверки делается запись в сменном журнале.

866. Проверка исправности манометра производится с помощью трехходового крана или заменяющих его запорных вентилей путем установки стрелки манометра на ноль.

867. Кроме указанной проверки не реже одного раза в 6 месяцев проводится проверка рабочих манометров контрольным рабочим манометром, имеющим одинаковые с проверяемым манометром шкалу и класс точности, с записью результатов в журнале контрольной проверки.

868. Не реже одного раза в 12 месяцев манометры поверяются с установкой клейма или пломбы.

869. Проверка водоуказательных приборов производится путем их продувки. Исправность сниженных указателей уровня проверяется сверкой их показаний с показаниями водоуказательных стекол.

870. Исправность предохранительных клапанов проверяется принудительным кратковременным их «подрывом».

871. Проверка исправности резервных питательных насосов осуществляется путем их кратковременного включения в работу.

872. Проверка исправности сигнализации и автоматических защит проводится в соответствии с графиком и технологическим регламентом.

17. Аварийная остановка котла

873. Котел останавливается и отключается действием защит или персоналом в случаях, предусмотренных технологическим регламентом и в случаях:

1) обнаружения неисправности предохранительного клапана;

2) если давление в барабане котла поднялось выше разрешенного на 10% и продолжает расти;

3) снижения уровня воды ниже низшего допустимого уровня;

4) повышения уровня воды выше высшего допустимого уровня;

5) прекращения действия всех питательных насосов;

6) прекращения действия всех водоуказательных приборов;

7) если в основных элементах котла (барабане, коллекторе, камере, пароводоперепускных и водоспускных трубах, паровых и питательных трубопроводах, жаровой трубе, огневой коробке, кожухе топки, трубной решетке, внешнем сепараторе, арматуре) обнаружены трещины, пропуски в их сварных швах, обрыв анкерного болта или связи;

недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек;

9) погасания факелов в топке при камерном сжигании топлива;

10) снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого значения;

11) снижения давления воды в тракте водогрейного котла ниже допустимого;

12) повышения температуры воды на выходе из котла до значения на 20 о С ниже температуры насыщения, соответствующей рабочему давлению воды в выходном коллекторе котла;

13) неисправности автоматики безопасности или аварийной сигнализации, включая исчезновение напряжения на этих устройствах;

14) возникновения в котельной пожара, угрожающего обслуживающему персоналу или котлу.

874. Порядок аварийной остановки котла указывается в технологическом регламенте. Причины аварийной остановки котла записываются в сменном журнале.

18. Организация ремонта

875. Владелец котла обеспечивает ремонт котла по утвержденному графику ремонта. Ремонт выполняется по технологическому регламенту.

876. На каждый котел заводится ремонтный журнал, в который за подписью лицо обеспечивающий исправное состояние и безопасную эксплуатацию котла вносятся сведения о выполненных ремонтных работах, примененных материалах, сварке и сварщиках, об остановке котлов на чистку и промывку. Замена труб, заклепок и подвальцовка соединений труб с барабанами и коллекторами отмечаются на схеме расположения труб (заклепок), прикладываемых к ремонтному журналу. В ремонтном журнале отражаются результаты осмотра котла до чистки с указанием толщины отложения накипи и шлама и все дефекты, выявленные в период ремонта.

877. Сведения о ремонтных работах, вызывающих проведение досрочного освидетельствования котлов, записываются в ремонтный журнал и заносятся в паспорт котла.

878. До начала производства работ внутри барабана или коллектора котла, соединенного с другими работающими котлами трубопроводами (паропровод, питательные, дренажные, спускные линии и тому другое), а также перед внутренним осмотром или ремонтом элементов, работающих под давлением, при наличии опасности ожога людей паром или водой, котел отсоединяется от всех трубопроводов заглушками; отсоединенные трубопроводы заглушаются.

879. Допускается отключение котлов с давлением выше 4 МПа (40 кгс/см 2 ) двумя запорными кранами при наличии между ними дренажного устройства диаметром условного прохода не менее 32 мм, имеющего прямое соединение с атмосферой. В этом случае приводы задвижек и вентили открытых дренажей запираются на замок таким образом, чтобы исключить возможность ослабления их плотности при запертом замке. Ключи от замков хранятся у лица обеспечивающего безопасную эксплуатацию котла, если не установлен другой порядок их хранения.

880. Толщина заглушек, применяемых для отключения котла, определяется расчетом на прочность. Заглушка имеет выступающую часть (хвостовик), по которой определяется наличие поставленной заглушки. При установке прокладок между фланцами и заглушкой прокладки не допускается иметь хвостовики.

881. Допуск людей внутрь котла, открывание запорной арматуры производится по наряду-допуску приведенный в приложении 22 «Оформление наряда-допуска на производство работ».

19. Постановка на учет (регистрация)
Параграф 1. Общие положения

882. До пуска в работу котлы проходят процедуру постановку на учет в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности.

883. В территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности не подлежат постановке на учет котлы, у которых (t – 100) V < 5, где t – температура насыщенного пара при рабочем давлении, о С; V – водяной объем котла, м 3 .

884. Постановка на учет котла производится на основании письменного заявления владельца котла или эксплуатирующей организации.

При постановке на учет (регистрации) представляются:

1) паспорт по приложению 25 «Форма паспорта котла»;

2) акт технического освидетельствования котла;

3) удостоверение о качестве монтажа;

4) чертежи помещения котельной (план и поперечный разрез, при необходимости и продольный разрез);

5) справка о соответствии водоподготовки проекту;

6) справка о наличии и характеристики питательных устройств и соответствии их проекту;

7) положение о производственном контроле в организации;

информацию, о том что, котел допущен к применению на территории Республики Казахстан в соответствии с Законом Республики Казахстан «О гражданской защите».

885. Постановка на учет котла, не имеющий паспорт изготовителя, производится на основании дубликата паспорта, составленного специализированной экспертной организацией.

886. Паспорт, инструкция и другая эксплуатационная документация, поставляемая с котлом, представляется на государственном и русском языках.

887. Удостоверение о качестве монтажа составляется организацией, производившей монтаж.

В удостоверении приводятся следующие данные:

1) наименование монтажной организации;

2) наименование предприятия – владельца котла;

3) наименование завода-изготовителя котла и его заводской номер;

4) сведения о материалах, применяемых монтажной организацией, не вошедших в объем поставки завода-изготовителя котла;

5) сведения о сварке (вид сварки, тип и марка электродов) фамилия сварщика и номер их удостоверений, результаты испытаний контрольных стыков (образцов);

6) сведения о проверке системы труб пропуском шара и о промывке котлов;

7) сведения о стилоскопировании элементов котла, работающих при температуре стенки выше 450 о С;

общее заключение о соответствии произведенных монтажных работ настоящими Правилами, проекту, техническим условиям и инструкции по монтажу и эксплуатации котла и пригодности их к эксплуатации при указанных паспортных параметрах.

20. Техническое освидетельствование

888. Котел, работающий под давлением более 0,07 МПа или при температуре нагрева воды более 115 о С подвергается техническому освидетельствованию до пуска в работу, периодически — в процессе эксплуатации или внеочередному освидетельствованию. Освидетельствование пароперегревателей и экономайзеров, составляющих с котлом один агрегат, проводится одновременно с котлом.

889. Техническое освидетельствование котла состоит из наружного, внутреннего осмотров и гидравлического испытания.

890. Наружный и внутренний осмотры имеют целью:

1) при первичном освидетельствовании проверить, что котел установлен и оборудован в соответствии с настоящими Правилами, что котел и его элементы не имеют повреждений;

2) при периодических и внеочередных освидетельствованиях установить исправность котла и возможность его дальнейшей работы.

891. Техническое освидетельствование проводится в сроки:

1) наружный и внутренний осмотр — не реже одного раза в 4 года;

2) гидравлическое испытание — не реже одного раза в 8 лет.

892. Гидравлическое испытание имеет целью проверку прочности элементов котла и плотности соединений. Значение пробного гидравлического давления принимается согласно настоящих Правил.

893. Для проведения освидетельствования создается комиссия из компетентных инженерно-технических работников организации. Инспектор по государственному надзору в области промышленной безопасности, участвует в работе комиссии, при письменном обращении владельца или руководителя эксплуатирующей организации.

Результаты проведенного и срок следующего освидетельствования заносятся в паспорт котла и подписываются всеми членами комиссии.

894. Котлы, которые подвергались внутреннему осмотру и гидравлическому испытанию у изготовителя и прибыли на место установки в собранном виде, а также котлы, не регистрируемые в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности, подлежат первичному техническому освидетельствованию на месте установки лицом, обеспечивающий исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов.

895. Периодическое техническое освидетельствование котлов стоящих на учете в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности организовывается лицом ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов и проводится специализированной экспертной организацией, при вводе в эксплуатацию с участием инспектора по государственному надзору в области промышленной безопасности.

896. Результаты технического освидетельствования, заносятся в паспорт котла лицом ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов с указанием разрешенного давления и сроков следующего освидетельствования, и подписывается лицами участвовавших в проведении технического освидетельствования.

897. Если по условиям производства не представляется возможным освидетельствование в назначенный срок, владелец проводит его досрочно.

898. Гидравлическое испытание котлов проводится при удовлетворительных результатах наружного и внутреннего осмотров.

899. Владелец проводит наружный и внутренний осмотры после каждой очистки внутренних поверхностей или ремонта элементов, а также перед техническим освидетельствованием. При этом, лицо ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котлов принимает меры по устранению выявленных дефектов до освидетельствования.

900. Гидравлическое испытание рабочим давлением владелец котла проводит каждый раз после вскрытия барабана, коллектора или ремонта котла, если характер и объем ремонта не вызывают внеочередного освидетельствования.

901. Внеочередное освидетельствование котла проводится в следующих случаях:

1) если котел находился в бездействии более 12 месяцев;

2) если котел был демонтирован и установлен на новом месте;

3) если произведено выправление выпучин или вмятин, ремонт с применением сварки основных элементов котла (барабана, коллектора, жаровой трубы, трубной решетки, трубопроводов в пределах котла, сухопарника, грязевика, огневой камеры);

4) если сменено более 15% анкерных связей любой стенки;

5) после замены барабана, коллектора экрана, пароперегревателя, пароохладителя или экономайзера;

6) если сменено одновременно более 50% общего количества экранных и кипятильных или дымогарных труб или 100% пароперегревательных и экономайзерных труб;

7) если такое освидетельствование необходимо по усмотрению специалиста экспертной организации или лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию котла;

после отработки нормативного срока службы.

902. Если при освидетельствовании котла будут обнаружены дефекты, снижающие прочность его элементов (утонение стенок, износ связей и тому подобное), то до замены дефектных элементов дальнейшая эксплуатация котла допускается при пониженных параметрах (давлении и температуре). Возможность эксплуатации котла при пониженных параметрах подтверждается расчетом на прочность, владельцем котла. При этом проводится поверочный расчет пропускной способности предохранительных клапанов.

903. Если при техническом освидетельствовании котла выявлены дефекты, вызывающие сомнения в его прочности, или дефекты, причину которых установить затруднительно, работа такого котла приостанавливается до проведения исследований, а в необходимых случаях – до получения экспертного заключения аттестованной организации о причинах появления указанных дефектов, о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации.

904. Если при освидетельствовании котла проводились механические испытания металла барабана или других основных элементов котла и в результате испытаний элемента из углеродистой стали установлено, что временное сопротивление ниже 32 МПа (32 кгс/см 2 ) или отношение условного предела текучести при остаточной деформации 0,2% к временному сопротивлению более 0,75, или относительное удлинение менее 16%, или ударная вязкость на образцах с острым надрезом менее 25 Дж/см 2 (2,5 кгс. м/см 2 ), то дальнейшая эксплуатация данного элемента не допускается до получения экспертного заключения специализированной организации. Допускаемые значения указанных характеристик для легированных сталей устанавливаются в каждом конкретном случае изготовителем.

905. Результаты технического освидетельствования записываются в паспорт котла лицом, производившим освидетельствование, с указанием разрешенных параметров работы и сроков следующего освидетельствования.

906. Если при освидетельствовании проводились дополнительные испытания и исследования, то в паспорт котла записываются виды и результаты этих испытаний и исследований с указанием мест отбора образцов или участков, подвергнутых испытаниям, причины, вызвавшие проведение дополнительных испытаний.

907. Эксплуатация котла сверх расчетного срока службы допускается на основании экспертного заключения аттестованной экспертной организацией о возможностях и условиях его дальнейшей эксплуатации.

21. Разрешение на эксплуатацию вновь установленных котлов

908. Приемка в эксплуатацию вновь установленного котла осуществляется в соответствии со СНиП РК 4.02-08-2003 «Котельные установки» и ГОСТ 30735 — 2001 «Котлы отопительные водогрейные теплопроизводительностью от 0,1 до 0,4 Мвт. Общие технические условия» после его учета и технического освидетельствования.

909. Пуск котла в работу производится по письменному распоряжению технического руководителя организации после проверки готовности оборудования котельной установки к эксплуатации и организации его обслуживания.

910. На каждом котле, введенном в эксплуатацию, на видном месте прикрепляется таблица форматом не менее 300х200 мм с указанием данных:

1) регистрационный номер;

2) разрешенное давление;

3) число, месяц и год следующего внутреннего осмотра и гидравлического испытания.

22. Котлы, работающие с
высокотемпературными органическими теплоносителями
Параграф 1. Общие положения

911. Требования настоящего раздела распространяются на паровые котлы с рабочим давлением выше 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ) и жидкостные котлы с температурой жидкости, превышающей температуру насыщения при давлении 0,07 МПа (0,7 кгс/см 2 ), работающие с высокотемпературным органическим теплоносителем.

912. Применение теплоносителей, отличных от указанных в паспорте котла, согласовывается с изготовителем котла.

Параграф 2. Конструкция

913. Присоединение опускных труб к верхнему барабану парового котла на высоте от нижней образующей барабана, превышающей 1/3 диаметра барабана, не допускается.

914. Барабаны, горизонтально расположенные участки кипятильных труб и другие элементы котлов, в которых возможно расслоение теплоносителя, надежно изолируются от обогрева.

915. Котел оснащается воздушниками. Воздушники располагать так, чтобы обеспечивался пуск и работа котла путем периодического удаления из него газообразных продуктов.

916. Запорное устройство воздушника устанавливается непосредственно у котла.

917. Отводящий трубопровод воздушника подсоединяется к стационарному сосуду, который располагается не ближе 5 м от источника тепла с открытым огнем.

918. Установка запорной арматуры на трубопроводах, объединяющих воздушники нескольких котлов, не допускается.

919. В случае, если отвод газообразных продуктов разложения теплоносителя через воздушники невозможен, котел оборудуется газоотделителем, обеспечивающим полный отвод этих продуктов во время эксплуатации котла.

920. Соединения труб с барабанами и коллекторами, соединения трубопроводов сварные. Фланцевые соединения допускается применять в местах установки фланцевой арматуры. В этих случаях допускаются фланцы типа «шип-паз».

921. Лазы барабана круглой формы диаметром не менее 400 мм. Крышка лаза в месте уплотнения имеет «шип», а по уплотнительной поверхности горловины лаза-«паз».

922. Применение чугуна и цветных металлов для изготовления элементов котла и арматуры не допускается.

923. Для опорожнения системы и котлов от теплоносителя вне помещения котельной устанавливается бак.

924. Конструкция котла и сливных линий обеспечивает беспрепятственный слив теплоносителя самотеком и полное удаление его из котла.

925. В жидкостных котлах обеспечивается избыточное давление, исключающее возможность вскипания теплоносителя в котле и в верхней точке внешней циркуляционной системы. Это давление обеспечивается поддавливанием теплоносителя инертным газом или установкой расширительного сосуда на соответствующей высоте.

926. Теплопроизводительность обогревающих устройств исключает возможность повышения мощности котла выше номинальной.

927. Топки котлов оборудуются устройствами для тушения загоревшегося теплоносителя.

928. В котлах с самотечным возвратом конденсата питание котла производится в нижний барабан или коллектор через гидравлическую петлю.

929. При параллельной работе двух и более котлов в системе с самотечным возвратом конденсата нижние барабаны (коллекторы) котлов соединяются между собой уравнительной линией.

Параграф 3. Арматура

930. Арматура и материалы, применяемые для изготовления ее элементов и уплотнений, выбирается в зависимости от рабочих параметров и свойств органического теплоносителя.

931. В котлах используется арматура сильфонного типа. Допускается применение сальниковой арматуры на давление не менее 1,6 МПа (16 кгс/см 2 ).

932. Арматура присоединяется к патрубкам и трубопроводам с помощью сварки.

933. На котлах со стороны входа и выхода теплоносителя устанавливается запорная арматура. Запорная арматура располагается в легкодоступном и безопасном для обслуживания месте либо управляться дистанционно.

934. Фланцевые соединения, арматура и насосы не допускается устанавливать вблизи смотровых отверстий, лазов, устройств сброса давления и вентиляционных отверстий топок и газоходов.

935. На спускной линии теплоносителя в непосредственной близости от котла (на расстоянии не более 1 м) устанавливаются последовательно два запорных органа.

Параграф 4. Указатели уровня жидкости

936. Элементы указателя уровня, соприкасающиеся с органическим теплоносителем, в особенности его прозрачный элемент, выполняются из негорючих материалов, устойчивых против воздействия на них органического теплоносителя при рабочих температуре и давлении.

937. В указателях уровня жидкости прямого действия внутренний диаметр арматуры, служащей для отключения указателя уровня от котла, составляет не менее 8 мм.

938. Проходное сечение запорной арматуры предусматривается не меньше проходного сечения отверстий в корпусе указателя уровня.

939. Установка пробных кранов или клапанов взамен указателей уровня жидкости в паровом котле не допускается.

Параграф 5. Манометры

940. На жидкостном котле манометры устанавливаются на входе в котел и выходе из него.

Параграф 6. Приборы для измерения температуры

941. На отводящем из котла трубопроводе пара или нагретой жидкости непосредственно у котла перед запорным органом устанавливаются показывающий и регистрирующий температуру приборы, а на подводящем трубопроводе — прибор, показывающий температуру.

Параграф 7. Предохранительные клапана

942. На каждом котле устанавливаются не менее двух предохранительных клапанов.

943. Суммарная пропускная способность предохранительных устройств, устанавливаемых на паровом котле, не менее номинальной паропроизводительности котла.

944. Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на жидкостном котле, достаточно для отвода прироста объема расширившегося теплоносителя при номинальной теплопроизводительности котла.

945. Применение рычажно-грузовых предохранительных клапанов не допускается.

946. Допускается применение только предохранительных клапанов полностью закрытого типа. Условный проход предохранительного клапана обеспечивается не менее 25 и не более 150 мм.

947. Допускается установка предохранительных устройств на расширительном сосуде, не отключаемом от котла.

948. Допускается установка между котлом (сосудом) и предохранительными клапанами трехходового вентиля или другого устройства, исключающего возможность одновременного отключения всех предохранительных клапанов. При отключении одного или нескольких предохранительных клапанов остальные обеспечивают необходимую пропускную способность.

949. Суммарная пропускная способность предохранительных клапанов, устанавливаемых на расширительном сосуде, предусматривается не меньше массового потока инертного газа, поступающего в сосуд в аварийном случае.

950. Отвод от предохранительных клапанов пара или жидкости, нагретой до температуры кипения или выше, производится через конденсационные устройства, соединенные с атмосферой, при этом противодавление не превышает 0,03 МПа (0,3 кгс/см 2 ).

951. Отключающие и подводящие трубопроводы снабжаются обогревающими устройствами для предотвращения затвердевания теплоносителя.

Параграф 8. Расширительные сосуды

952. Жидкостные котлы и системы обогрева имеют расширительные сосуды или свободный объем для приема теплоносителя, расширившегося при его нагреве.

953. Геометрический объем расширительного сосуда составляет менее чем в 1,3 раза больше приращения объема жидкого теплоносителя, находящегося в котле и установке, при его нагреве до рабочей температуры.

954. Расширительный сосуд помещается в высшей точке установки.

955. Расширительный сосуд оснащается указателем уровня жидкости, манометром и предохранительным устройством от превышения давления сверх допустимого.

956. При установке двух и более расширительных сосудов жидкостные и газовые объемы этих сосудов соединяются трубопроводами. Жидкостные соединительные трубопроводы присоединяются в низших точках этих сосудов, а газовые — в высших. Проходное сечение этих трубопроводов предусматривается не меньше сечения расширительного трубопровода согласно требованиям пункта 953 настоящих Правил.

957. Регулировка подвода инертного газа к расширительному сосуду осуществляется автоматически.

958. Жидкостный котел соединяется с расширительным сосудом с помощью предохранительного расширительного трубопровода (далее- «расширительный трубопровод»). Установка запорной арматуры на этом трубопроводе не допускается.

959. Расширительный трубопровод присоединяется непосредственно к котлу либо к подающему или возвратному трубопроводу.

960. Расширительный трубопровод имеет постоянный подъем в сторону расширительного сосуда.

961. Расширительный трубопровод не должен иметь сужающихся участков и устройств. Проходное сечение насоса и арматуры при установке их между котлом и расширительным трубопроводом предусматривается не меньше проходного сечения расширительного трубопровода.

962. Условный проход расширительного трубопровода не менее Dy 25, его следует выбирать в зависимости от номинальной теплопроизводительности котла, приведенной в приложении 28 «Условный проход».

Параграф 9. Автоматическая защита

963. Котлы оснащаются технологическими защитами, отключающими обогрев, в случаях:

1) снижения уровня теплоносителя ниже низшего допустимого уровня;

2) повышения уровня теплоносителя выше высшего допустимого уровня;

3) увеличения температуры теплоносителя выше значения, указанного в проекте;

4) увеличения давления теплоносителя выше значения, указанного в проекте;

5) снижения уровня теплоносителя в расширительном сосуде ниже допустимого значения;

6) достижения минимального значения расхода теплоносителя через жидкостный котел и минимальной паропроизводительности (теплопроизводительности) парового котла, указанных в паспорте;

7) недопустимого повышения или понижения давления газообразного топлива перед горелками;

недопустимого понижения давления жидкого топлива перед горелками, кроме ротационных горелок;

9) недопустимого уменьшения разрежения в топке;

10) недопустимого понижения давления воздуха перед горелками с принудительной подачей воздуха;

11) погасания факелов горелок.

964. При достижении предельно допустимых параметров котла автоматически включается звуковая и световая сигнализации.

965. Возникающие дефекты в цепях управления, создающие аварийную ситуацию в работе котла, исчезновение вспомогательной энергии в гидравлических, пневматических или электрических отключателях вызывают срабатывание автоматической защиты, отключающей обогрев и (или) включение световой и звуковой сигнализаций.

966. Исчезновение в системе сигнализации вспомогательной энергии вызывает включение автоматической защиты, отключающей обогрев котла, и (или) включение дополнительной сигнализации.

Параграф 10. Насосы

967. Для каждого из паровых котлов при индивидуальной схеме питания устанавливается не менее двух питательных насосов, из которых один является рабочим, а другой — резервным. Электрическое питание насосов осуществляется от двух независимых источников.

968. При групповой схеме питания количество питательных насосов выбирается с таким расчетом, чтобы в случае остановки самого мощного насоса суммарная подача оставшихся насосов составляла не менее 100 % номинальной паропроизводительности всех рабочих котлов.

969. Для паровых котлов, в которые конденсат возвращается самотеком, установка питательных насосов не обязательна.

970. Для жидкостных котлов устанавливаются не менее двух циркуляционных насосов с электрическим приводом, из которых один — резервный. Подача и напор циркуляционных насосов выбираются таким образом, чтобы обеспечить скорость циркуляции теплоносителя в котле.

971. Жидкостные котлы оборудуются линией рециркуляции с автоматическим устройством, обеспечивающим поддержание постоянного расхода теплоносителя через котлы при частичном или полном отключении потребителя.

972. Паровые котлы с принудительной подачей теплоносителя и жидкостные котлы оборудуются автоматическими устройствами, прекращающими подачу топлива при отключении электроэнергии, а при наличии двух независимых источников питания электродвигателей насосов — устройством, переключающим с одного источника питания на другой.

973. Для восполнения потерь циркулирующего в системе теплоносителя предусматривается устройство для обеспечения подпитки системы.

Параграф 11. Установка и эксплуатация

974. Паровые и жидкостные котлы устанавливаются в отдельно стоящих котельных.

975. При установке котлов на открытых площадках осуществляются меры, исключающих возможность остывания котла с высокотемпературным органическим теплоносителем.

976. В помещении котельной, в зоне расположения трубопроводов и емкостей с котлами работающие с высокотемпературным органическим теплоносителем должно поддерживаться температура, при которой исключается застывание теплоносителя.

977. В помещении котельной допускается установка расходного бака с жидким теплоносителем для проведения периодической подпитки котлов и регенерации высокотемпературного органического теплоносителя. Баки оборудуются обогревом. Размещение баков над котлами не допускается.

978. В зависимости от продолжительности работы, температурных условий, удельных тепловых напряжений поверхностей нагрева и условий эксплуатации котлов, работающие с высокотемпературным органическим теплоносителем, подвергаются периодической регенерации.

979. Продолжительность времени работы котлов между регенерациями и методика определения степени разложения теплоносителя устанавливаются технологическим регламентом. Содержание продуктов разложения в теплоносителе не превышает 10%.

980. Для каждого котла составляется график технического осмотра поверхностей нагрева и очистки от смолистых отложений. Технический осмотр и очистка поверхностей нагрева производятся систематически, но не реже чем через 8000 часов работы котла с отметкой в ремонтном журнале.

981. Котлы перед пуском их в работу после монтажа или ремонта, связанного с применением сварки или заменой отдельных элементов котла, владельцем котла подвергаются испытанию на герметичность давлением, равным рабочему.

982. Учет котлов с высокотемпературным органическим теплоносителем и разрешение на пуск в эксплуатацию производятся, согласно раздела 19.

983. Порядок и сроки проведения технических освидетельствований котлов с высокотемпературным органическим теплоносителем устанавливаются согласно инструкции по эксплуатации изготовителя, но не реже сроков, установленных в разделе 20.

23. Содорегенерационные котлы
Параграф 1. Общие положения

984. Для содорегенерационных котлов допускаются рабочие параметры: давление до 4 МПа (40 кгс/см 2 ) и температура перегретого пара до 440 о С. Проектирование и изготовление содорегенерационных котлов на более высокие параметры допускаются при обеспечении мер по предупреждению высокотемпературной коррозии поверхностей нагрева.

985. В содорегенерационных котлах предусматривается сжигание щелоков и вспомогательного топлива: мазута или природного газа.

Параграф 2. Конструкция, оснащение и контроль

986. Расположение вспомогательного оборудования и трубопроводов должна исключать возможность попадания воды в топку.

987. Содорегенерационные котлы оборудуется системой охлаждения леток плава химически очищенной деаэрированной водой. Конструкция и расположение леток исключает возможность попадания воды в топочную камеру при их повреждении.

988. Оснащение содорегенерационных котлов контрольно-измерительными приборами и приборами безопасности производится в соответствии с проектом.

989. Количество и подачу питательных устройств для содорегенерационных котлов выбираться, как для котлов со слоевым способом сжигания. При этом производительность насосов с паровым приводом выбирается по условиям нормального охлаждения содорегенерационных котлов при аварийном отключении насосов с электрическим приводом.

990. Все сварные стыковые соединения топочной камеры подвергаются сплошному радиографическому контролю.

Параграф 3. Установка и эксплуатация

991. Содорегенерационные котлы устанавливаются в отдельном здании, а пульт управления котлами — в отдельном от котельного цеха помещении, имеющем выход помимо помещения для содорегенерационных котлов.

992. Эксплуатация содорегенерационных котлов на щелоках при содержании в черном щелоке перед форсунками менее 55% сухих веществ не допускается.

993. Содорегенерационные котлы переводятся на сжигание вспомогательного топлива в случаях:

1) возникновения опасности поступления воды или разбавленного щелока в топку;

2) выхода из строя половины леток плава;

3) прекращения подачи воды на охлаждение леток;

4) выхода из строя всех перекачивающих насосов зеленого щелока;

5) выхода из строя всех перекачивающих насосов или дымососов, или всех вентиляторов.

994. Содорегенерационные котлы останавливают и отключают действиями защит или персоналом в случаях, предусмотренных технологическим регламентом, в частности:

1) при поступлении воды в топку;

2) исчезновении напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления, на всех контрольно-измерительных приборах;

3) течи плава помимо леток или через не плотности топки и невозможности ее устранения;

4) прекращении действия устройств дробления струи плава и остановке мешалок в растворителе плава.

24. Конструкция трубопроводов пара и горячей воды
Параграф 1. Общее положение

995. Проектирование трубопроводов производиться в соответствии с настоящими Правилами и проектами.

996. В проекте указывается: расчетный срок службы, расчетный ресурс, расчетное число пусков (для трубопроводов I и II категории).

997. В проекте трубопроводов приводятся требование к ремонту и контролю металла при монтаже и эксплуатации в период расчетного срока службы.

998. При проектировании трубопроводов предусматривается возможность выполнения всех видов контроля, требуемых в настоящих Правилами.

999. Изменения в конструкции труборовода производится на основании расчетов, обеспечивающих проектные параметры.

1000. Соединение деталей и элементов трубопроводов производится сваркой. Применение фланцевых соединений допускается только для присоединения трубопроводов к арматуре и детали оборудования, имеющим фланцы.

1001. Резьбовые соединения допускается для присоединения чугунной арматуры на трубопроводах IV категории с условным проходом не более 100 мм.

1002. Тройковые соединения, изготовляемые из труб с продольным швом, применяется для трубопроводов III и IV категорий: при этом выполняется проверка качества всех сварных соединений радиографией или ультразвуковым методом.

1003. Трубопроводы и несущие металлические конструкции имеют надежную защиту от коррозии.

1004. Все элементы трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше 45 о С, расположенные в доступных для обслуживающего персонала местах, покрываются тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не должна превышать 45 о С.

1005. На трубопроводах I категории в местах расположения сварных соединений и точек измерения ползучести металла устанавливаются съемные участки изоляции.

1006. Вварка штуцеров, дренажных труб, бобышек и других деталей в сварные швы, а также в коленах трубопроводов не допускается.

Параграф 2. Криволинейные элементы

1007. Штампосварные колена допускается применять с одним или двумя продольными сварными швами диаметрального расположения при условии проведения контроля радиографией или ультразвуковым методом по всей длине швов.

1008. Сварные секторные колена допускается применять для трубопроводов III и IV категории. Угол сектора — не более 30 о . Возможность контроля этих швов с обеих сторон по наружной поверхности обеспечивается расстоянием между соседними сварными швами по внутренней стороне колена. Спиральношовные трубы для изготовления секторных колен тепловых сетей не применяются.

1009. Толщина стенки колена на любом его участке — не менее значений, установленных расчетом на прочность.

1010. Применение колен, кривизна которых образовывается за счет складок (гофр) по внутренней стороне колена, не допускается.

1011. Максимальная овальность поперечного сечения колена, вычисляемая по формуле:

(где D_amax, D_amin— максимальный и минимальный наружный диаметр в измеряемом сечении колена соответственно).

1012. Овальность поперечного сечения колена — не выше величин, указанных в конструкторской документации.

Параграф 3. Сварные соединения и их расположение

1013. Все сварные соединения трубопроводов (включая швы приварных деталей) располагаются так, чтобы обеспечить возможность их контроля.

1014. Для соединения труб и фасонных деталей применяется сварка встык с полным проплавлением.

1015. Угловые сварные соединения допускаются для приварки к трубопроводам штуцеров, труб, плоских фланцев. Угловые соединения выполняются с полным проплавлением.

1016. Допускаются угловые сварные соединения с конструктивным зазором (конструктивным не проваром) для труб и штуцеров с внутренним диаметром 100 мм и менее и плоских фланцев с условным давлением не более 2,5 МПа (25 кгс/см 2 ) и температурой не более 350 о С.

1017. Нахлесточные соединения допускаются для накладок, укрепляющих отверстия в трубопроводах III и IV категории.

1018. В стыковых сварных соединениях элементов с различной толщиной стенок обеспечивается плавный переход от большего к меньшему сечению путем соответствующей односторонней или двусторонней механической обработки конца элемента с более толстой стенкой.

1019. Угол наклона поверхностей переходов не должен превышать 15 о .

1020. При разнице в толщине стенок менее 30% от толщины стенки тонкого элемента, но не более 5 мм, допускается выполнение указанного плавного перехода со стороны раскрытия кромок за счет наклонного расположения поверхности шва.

1021. Данные положения не распространяются на сварные соединения с литыми, коваными и штампованными деталями, а также с крутоизогнутыми коленами. Углы переходов на концах таких деталей, углы наклона поверхности швов не должны превышать норм, установленных в проектно-технической документации.

1022. При сварке труб и других элементов с продольными и спиральными сварными швами, последние предусматриваются смещенными один относительно другого. При этом смещение предусматривается, не менее трехкратной толщины стенки свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм для труб с наружным диаметром более 100 мм.

1023. Для поперечных стыковых сварных соединений, не подлежащих ультразвуковому контролю или местной термической обработке, расстояние между осями соседних сварных швов на прямых участках трубопровода предусматривается не менее трехкратной толщины стенки свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм. Это требование не распространяется на трубы и элементы с наружным диаметром менее 100 мм.

1024. Для поперечных стыковых сварных соединений, не подлежащих ультразвуковому контролю, длина свободного прямого участка труб (элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, оси соседнего поперечного шва и так далее) должно быть не менее величины, приведенных в приложении 29 «Участок трубопроводов».

1025. Для поперечных стыковых сварных соединений, подлежащих местной термической обработке, длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси шва (до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, соседнего поперечного шва и так далее) предусматривается не менее величины l, определяемой по формуле

но не менее 100 мм. Здесь Dm — средний диаметр трубы (элемента), равный D_m = D_a-S; D_a — номинальный наружный диаметр, мм;S — номинальная толщина стенки трубы (элемента), мм.

1026. При установке крутоизогнутых, штампованных и штампосварных колен допускается расположение поперечных сварных соединений у начала закругления и сварка между собой крутоизогнутых колен без прямого участка.

1027. Для угловых сварных соединений труб и штуцеров с элементами трубопроводов расстояние от наружной поверхности элемента до начала гиба трубы или до оси поперечного стыкового шва предусматривается:

1) для труб (штуцеров) с наружным диаметром до 100 мм — не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм;

2) для труб (штуцеров) с наружным диаметром 100 мм и более — не менее 100 мм.

1028. Расстояние от оси поперечного сварного соединения трубопровода до края опоры или подвески выбирается исходя из возможности проведения осмотра, контроля и термообработки.

Параграф 4. Прокладка трубопроводов

1029. Проект прокладки трубопроводов разрабатывается с учетом требований настоящих Правил. Подземная прокладка трубопроводов I категории в одном канале совместно с другими технологическими трубопроводами не допускается.

1030. При прокладке трубопроводов в полупроходных каналах высота каналов в свету предусматривается не менее 1,5 м, ширина прохода между изолированными трубопроводами, не менее 0,6 м.

1031. При прокладке трубопроводов в проходных тоннелях (коллекторах) высота тоннеля (коллектора) в свету предусматривается не менее 2 м, а ширина прохода между изолированными трубопроводами-не менее 0,7 м.

1032. В местах расположения запорной арматуры (оборудования) ширина тоннеля выбирается достаточной для удобного обслуживания установленной арматуры (оборудования). При прокладке в тоннелях нескольких трубопроводов их взаимное размещение обеспечивает удобное проведение ремонта трубопроводов и замены отдельных частей.

1033. При надземной открытой прокладке трубопроводов допускается совместная прокладка трубопроводов всех категорий с технологическими трубопроводами разного назначения, за исключением случаев, когда такая прокладка противоречит строительным нормам.

1034. В камерах для обслуживания подземных трубопроводов предусматривается не менее двух люков с лестницами или скобами.

1035. Проходные каналы оборудуются входными люками с лестницей или скобами. Расстояние между люками, не более 300 м, а в случае совместной прокладки с другими трубопроводами, не более 40 м. Входные люки предусматриваются во всех конечных точках тупиковых участков, на поворотах трассы и в узлах установки арматуры.

1036. Для горизонтальных участков трубопровода предусматривается уклон не менее 0,004 для трубопроводов тепловых сетей допускается уклон не менее 0,002.

1037. При трассировке исключается возможность образования водяных застойных участков.

1038. Арматура устанавливается в местах, удобных для обслуживания и ремонта. В необходимых случаях устраиваются лестницы и площадки.

1039. Устанавливаемая чугунная арматура защищается от напряжений изгиба.

Параграф 5. Компенсация тепловых расширений

1040. Каждый участок трубопровода между неподвижными опорами рассчитывается на компенсацию тепловых удлинений, которая осуществляется за счет самокомпенсации или путем установки компенсаторов. Применение чугунных сальниковых компенсаторов не допускается.

1041. На паропроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара 300 о С и выше устанавливаются указатели перемещений для контроля за расширением паропроводов и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы. Места установки указателей и расчетные значения перемещений по ним указываются в проекте паропровода. К указателям перемещений обеспечивается свободный доступ, для обслуживания монтируются площадки и лестницы.

Параграф 6. Опорно-подвесная система

1042. Несущие конструкции трубопровода, его опоры и подвески (за исключением пружин) рассчитываются на вертикальную нагрузку от массы трубопровода, наполненного водой и покрытого изоляцией, и на усилия, возникающие от теплового расширения трубопроводов.

1043. Опоры и подвески паропроводов рассчитываются без учета массы воды при гидравлических испытаниях, но с учетом массы пара. В этом случае проектом предусматривается применение приспособлений для разгрузки пружин, опор и подвесок при гидравлическом испытании.

1044. Неподвижные опоры рассчитываются на усилия, передаваемые на них при наиболее неблагоприятном сочетании нагрузок.

Параграф 7. Дренажи

1045. В нижних точках каждого отключаемого задвижками участка трубопровода предусматриваются спускные штуцера, снабженные запорной арматурой, для опорожнения трубопровода.

1046. Для отвода воздуха в верхних точках трубопроводов устанавливаются воздушники.

1047. Все участки паропроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности их прогрева и продувки снабжаются в концевых точках штуцером с вентилем, а при давлении свыше 2,2 МПа (22 кгс/см 2 ) — штуцером и двумя последовательно расположенными вентилями: запорным и регулирующим. Паропроводы на давление 20 МПа (200 кгс/см 2 ) и выше обеспечиваются штуцерами с последовательно расположенными запорным и регулирующим вентилями и дроссельной шайбой. В случаях прогрева участка паропровода в обоих направлениях продувка предусматривается с обоих концов участка.

1048. При устройстве дренажей предусматривается возможность контроля за их работой во время прогрева трубопровода.

1049. Нижние концевые точки паропроводов и нижние точки их изгибов снабжаются устройством для продувки.

1050. Расположение дренажных точек на горизонтальных участках паропроводов, места расположения и конструкция дренажных устройств трубопроводов устанавливаются проектной организацией.

1051. Непрерывный отвод конденсата через конденсационные горшки или другие устройства, обязателен для паропроводов насыщенного пара и для тупиковых участков паропроводов перегретого пара.

1052. Для тепловых сетей непрерывный отвод конденсата в нижних точках трассы обеспечивается независимо от состояния пара.

Параграф 8. Арматура и редуцирующие устройства

1053. Каждый трубопровод для обеспечения безопасных условий эксплуатации оснащается приборами для измерения давления и температуры рабочей среды, а в необходимых случаях- запорной и регулирующей арматурой, редукционными и предохранительными устройствами и средствами защиты и автоматизации.

1054. Количество и размещение арматуры, средств измерения, автоматизации и защиты предусматриваются проектной организацией с учетом обеспечения безопасного обслуживания и ремонта.

1055. Предохранительные устройства рассчитываются и регулируются так, чтобы давление в защищаемом элементе не превышало расчетное более чем на 10 %, а при расчетном давлении до 0,5 МПа (5 кгс/см 2 )- не более чем на 0,05 МПа (0,5 кгс/см 2 ).

1056. Расчет пропускной способности предохранительных устройств производится согласно ГОСТ 24570-81.

1057. Превышение давления при полном открытии предохранительного клапана выше чем, на 10% расчетного допускается лишь в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность трубопровода.

1058. Если эксплуатация трубопровода разрешена на пониженном давлении, то регулировка предохранительных устройств производится по этому давлению, причем пропускная способность устройств проверяется расчетом.

1059. Отбор среды от патрубка, на котором установлено предохранительное устройство, не допускается. Установка запорных органов до и после предохранительных устройств не допускается.

1060. Предохранительные клапаны оборудуются отводящими трубопроводами, предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы защищаются от замерзания и оборудуются дренажами для слива скапливающегося в них конденсата. Установка запорных органов на дренажах не допускается.

1061. Конструкция грузового или пружинного клапана оборудуются устройством для проверки исправности действия клапана во время работы трубопровода путем принудительного открытия. В случае установки на трубопроводе электромагнитного импульсно-предохранительного устройства оно должно оборудовано устройством, позволяющим производить принудительное открытие клапана дистанционно со щита управления.

1062. Класс точности манометров не ниже:

1) 2,5 — при рабочем давлении до 2,5 МПа (25 кгс/см 2 );

2) 1,5 — при рабочем давлении более 2,5 МПа (25 кгс/см 2 ) до 14 МПа (140 кгс/см 2 );

3) 1,0 — при рабочем давлении более 14 МПа (140 кгс/см 2 ).

1063. Шкала манометров выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась в средней трети шкалы.

1064. На шкале манометра наносится красная черта, указывающая допустимое давление. Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра.

1065. Манометр устанавливается так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкала его располагается вертикально или с наклоном вперед до 30 о для улучшения видимости показаний.

1066. Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, предусматривается не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м — не менее 160 мм и на высоте от 3 до 5 м — не менее 250 мм. При расположении манометра на высоте более 5 м устанавливается сниженный манометр в качестве дублирующего.

1067. Перед каждым манометром устанавливается трехходовой кран или другое аналогичное устройство для продувки, проверки и отключения манометра. Перед манометром, предназначенным для измерения давления пара, устанавливается сифонная трубка диаметром не менее 10 мм.

1068. На арматуру наносится маркировка на корпусе, в которой указано:

1) наименование или товарный знак изготовителя;

2) условный проход;

3) условное давление и температура среды;

4) направление потока среды;

1069. Арматура с условным проходом 50 мм и более поставляется с паспортом установленной формы, где указываются данные по химическому составу, механическим свойствам металла, режимы термической обработки и результаты неразрушающего контроля. Приводятся данные к основным деталям арматуры: корпусу, крышке, шпинделю, затвору и крепежу.

1070. На маховиках арматуры обозначается направление вращения при открытии и закрытии арматуры.

1071. При конструировании привода арматуры трубопроводов соблюдаются условия:

1) открытие арматуры производится движением маховика против часовой стрелки, закрытие — по часовой стрелке; предусматривается возможность закрытия вентилей и задвижек на цепи и замки;

2) при движении указателя открытия арматуры в прорези, не допускается ограничение его движения в крайних положениях; на шкале указателя открытия арматуры крайние положения обозначаются надписями.

1072. Трубопровод, расчетное давление которого ниже давления питающего его источника, оборудуется редуцирующим устройством с манометром и предохранительным клапаном, которые устанавливаются со стороны меньшего давления (редукционно-охладительные установки или другие редуцирующие устройства).

1073. Редукционные и редукционно-охладительные устройства оборудуются автоматическим регулированием давления и температуры пара.

1074. В целях облегчения открытия задвижек и вентилей, требующих значительного вращающего момента для прогрева паропроводов (в технически обоснованных случаях) они оснащаются обводными линиями (байпасами), диаметр которых определяется проектной организацией.

1075. Задвижки и вентили, требующие для открытия и закрытия усилие более 25 кгс, имеют электрические привода.

25. Материалы и полуфабрикаты
Параграф 1. Общие положения

1076. Для изготовления, монтажа и ремонта трубопроводов и их деталей, работающих под давлением, применяются материалы и полуфабрикаты, указанные в приложении 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением».

1077. Применение материалов, перечисленных в приложения 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением» не указанных в таблицах, допускается, если параметры материалов не ниже требований, вышеуказанном приложении.

1078. Применение материалов и полуфабрикатов, не приведенных в приложения 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением» расширение пределов их применения или сокращение объема испытаний и контроля разрешается на основании положительных результатов испытаний.

1079. Данные о качестве и свойствах материалов и полуфабрикатов подтверждаются сертификатом изготовителя полуфабриката и соответствующей маркировкой. При отсутствии или неполноте сертификата (маркировки) организация, проводящая монтаж или ремонт трубопровода, проводят испытания с оформлением результатов протоколами, дополняющими (заменяющими) сертификат поставщика полуфабриката.

1080. При выборе материала для трубопроводов, сооружаемых в районах с холодным климатом, кроме рабочих параметров, учитывается влияние низких температур при эксплуатации, монтаже, погрузочно-разгрузочных работах и хранении.

Параграф 2.Стальные полуфабрикаты

1081. Изготовитель полуфабрикатов контролирует химический состав материала. В сертификат вносятся результаты химического анализа, полученные непосредственно для полуфабриката, или аналогичные данные по сертификату на заготовку (кроме отливок), использованную для его изготовления.

1082. Полуфабрикаты поставляются в термически обработанном состоянии. Режим термической обработки указывается в сертификате изготовителя полуфабриката.

1083. Допускается поставка полуфабрикатов без термической обработки в случаях:

1) если механические и технологические характеристики металла обеспечиваются технологией изготовления полуфабриката (например, методом проката);

2) если у изготовителя оборудования полуфабрикат подвергается горячему формообразованию, совмещенному с термической обработкой, или последующей термической обработке.

В этих случаях поставщик полуфабрикатов контролирует свойства на термически обработанных образцах.

1084. Допустимость использования полуфабрикатов без термической обработки подтверждается результатами испытаний.

1085. Изготовитель полуфабрикатов выполняет контроль механических свойств металла путем испытаний на растяжение при 20 о С с определением временного сопротивления, условного предела текучести при остаточной деформации 0,2 или 1% или физического предела текучести, относительного удлинения и относительного сужения (если испытания проводятся на цилиндрических образцах). Значения относительного сужения допускается приводить в качестве справочных данных. В тех случаях, когда нормируются значения относительного сужения, контроль относительного удлинения не является обязательным.

1086. Испытаниям на ударную вязкость подвергаются полуфабрикаты в соответствии с требованиями, указанными в приложения 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением», при толщине листа, толщине сплошной поковки и толщине стенки трубы или полой поковки (отливки) 12 мм и более или при диаметре круглого проката (поковки) 16 мм и более.

1087. Испытания на ударную вязкость производятся для труб, листа и поковок с толщиной, стенки 6 — 11 мм, если это требование указывается в проектно-конструкторской документации.

1088. Испытаниям на ударную вязкость при температуре ниже 0 о С должен подвергаться металл деталей фланцевых соединений трубопроводов, проложенных на открытом воздухе, в грунте, каналах или в необогреваемых помещениях, где температура металла может быть ниже 0 о С, а также металл других деталей, что указывается в проектно-конструкторской документации.

1089. Испытания на ударную вязкость образцов с концентратором вида U (КСU) производятся при 20 о С и в случаях, предусмотренных пунктом 1088 настоящих Правил при одной из указанных температур:

Температура металла, о С

Температура испытания, о С

От 0 до минус 20

От минус 20 до минус 40

От минус 40 до минус 60

1090. Испытания на ударную вязкость образцов с концентратором вида V(КСV) производятся при 20 о С и минус 20 о С.

1091. Значения ударной вязкости при температурах испытаний не ниже КСU = 30 Дж/см 2 (3,0 кгс·м/см 2 ) и не ниже КСV = 25 Дж/см 2 (2,5 кгс·м/см 2 ).

1092. При оценке ударной вязкости определяется средняя арифметическая величина из трех результатов испытаний с отклонением минимального значения для отдельного образца не более чем на 10 Дж/см 2 (1,0 кгс·м/см 2 ) от нормы, но не ниже указанных выше значений. Выбор критерия ударной вязкости KСU или KCV указывается в проекте.

1093. Испытаниям на ударную вязкость после механического старения подвергается материал листов и прокат для крепежа из углеродистой, низколегированной, марганцовистой сталей, подлежащих в процессе изготовления деталей холодному формоизменению без последующего отпуска и предназначаемых для работы при температурах 200 — 350 о С.

1094. Нормы по значению ударной вязкости после механического старения предусматриваются в соответствии с пунктом 1089 настоящих Правил.

1095. Нормированные значения предела текучести при повышенных температурах указываются в конструкторской документации на полуфабрикаты, предназначенные для деталей, работающих при расчетной температуре выше 150 о С; для углеродистых, низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей — до 400 о С, для хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей- до 450 о С, для высокохромистых и аустенитных сталей — до 525 о С.

1096. Поддержание значений пределов текучести обеспечивается соблюдением технологии производства и периодическим контролем продукции. Контрольные испытания на растяжение при повышенных температурах, предусматриваемые нормативно-технической документацией на изделие, выполняемые в период освоения новых материалов, проводятся при одной из температур в указанном выше диапазоне, кратной 10 или 25 о С. При этом условный предел текучести при остаточной деформации 0,2 или 1% нормируется как сдаточная характеристика, а временное сопротивление, относительное сужение или удлинение определяются как справочные данные.

1097. Материал полуфабрикатов, предназначенных для работы при расчетной температуре выше значений, указанных в пункте 1095 настоящих Правил обладает длительной прочностью.

1098. Гарантируемые значения пределов длительной прочности на ресурс 10 4 , 10 5 и 2 х 10 5 ч обосновываются статистической обработкой данных испытаний и периодическим контролем продукции и подтверждаются положительным заключением испытаний.

1099. Перечень видов контроля механических характеристик допускается сократить по сравнению с указанным в приложении 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением», при условии обеспечения нормированных значений характеристик изготовителем полуфабриката, проведением испытаний на растяжение и периодического контроля продукции. Порядок сокращения объема испытаний и контроля установлен в пункте 1078 настоящих Правил.

Параграф 3. Листовая сталь

1100. Пределы применения листовой стали различных марок, виды обязательных испытаний и контроля предусматриваются в соответствии с приложением 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением».

1101. Допускается применение стальной полосы тех же марок указанных в приложении 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением» при условии, что требования к полосе будут не ниже установленных для применяемой листовой стали.

Параграф 4. Стальные трубы

1102. Пределы применения труб из сталей различных марок, виды обязательных испытаний и контроля предусматриваются в соответствии с приложением 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением».

1103. Бесшовные трубы изготовляются из катаной, кованой или центробежнолитой заготовки.

1104. Применение электросварных труб с продольным или спиральным швом допускается при условии выполнения радиографического или ультразвукового контроля сварного шва по всей длине.

1105. Каждая бесшовная или сварная труба проходит гидравлическое испытание пробным давлением.

1106. Допускается не производить гидравлическое испытание бесшовных труб в случаях:

1) если труба подвергается по всей поверхности контролю физическими методами (радиографическим, ультразвуковым контролем или им равноценными);

2) для труб при рабочем давлении 5 МПа (50 кгс/см 2 ) и ниже, если изготовитель труб гарантирует положительные результаты гидравлических испытаний.

1107. Применение экспандированных труб без последующей термической обработки для температур выше 150 о С из материала, не проходившего контроль на ударную вязкость после механического старения, допускается для прямых участков с условием, что пластическая деформация при экспандировании не превышает 3%.

Параграф 5. Стальные поковки, прокат и штамповки.

1108. Пределы применения поковок (проката) из стали различных марок, виды обязательных испытаний и контроля предусматриваются в соответствии с приложением 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением».

1109. Допускается применение круглого проката наружным диаметром до 80 мм для изготовления деталей методом холодной механической обработки. Для полых круглых деталей с толщиной стенки не более 40 мм и длиной до 200 мм допускается использование круглого проката наружным диаметром не более 160 мм. Прокат подвергается радиографическому контролю или ультразвуковым контролем по всему объему у изготовителя проката (или у изготовителя трубопроводов и их элементов).

1110. Радиографический контроль или ультразвуковой контроль допускается проводить на готовых деталях или после предварительной механической обработки.

1111. Пределы применения, виды обязательных испытаний и контроля для штамповок, изготовленных из листа, принимаются в соответствии с требованиями для листа указанных в приложении 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением», а для штамповок, изготовляемых из проката.

Параграф 6. Стальные отливки

1112. Пределы применения отливок из стали различных марок, виды обязательных испытаний и контроля принимаются в соответствии с приложением 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением».

1113. Минимальная толщина стенки отливок после механической обработки должна быть не меньше расчетной толщины, но не менее 6 мм.

1114. Каждая полая отливка подвергается гидравлическому испытанию пробным давлением по ГОСТ 356-80.

1115. Гидравлические испытания отливок, прошедших сплошной радиографический контроль или ультразвуковой контроль у изготовителя, допускается совмещать с испытанием узла или объекта пробным давлением.

Параграф 7. Крепеж

1116. Пределы применения сталей различных марок для крепежа, виды обязательных испытаний контроля принимаются в соответствии с приложением 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением».

1117. Материалы крепежных деталей выбирается с коэффициентом линейного расширения, близким к аналогичному коэффициенту материала фланцев, причем разница в этих коэффициентах не выше 10%. Применение сталей с различными коэффициентами линейного расширения (более 10%) допускается в случаях, обоснованных расчетом на прочность или экспериментальными исследованиями, и в случаях, когда расчетная температура крепежа не превышает 50 о С.

1118. Крепежные детали, изготовленные холодным деформированием, подвергаются термической обработке-отпуску (за исключением деталей из углеродистой стали, работающих при температурах до 200 о С). Накатка резьбы не требует последующей термической обработки.

Параграф 8. Чугунные отливки

1119. Пределы применения отливок из чугуна различных марок виды обязательных испытаний и контроля принимаются в соответствии с приложением 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением».

1120. Толщина стенок литых деталей из чугуна после механической обработки должны быть не менее 4 мм и не более 50 мм.

1121. Отливки из ковкого или высокопрочного чугуна применяются в термически обработанном состоянии.

1122. Каждая полая отливка подвергается гидравлическому испытанию пробным давлением, указанным в ГОСТ 356 — 80, но не менее 0,3 МПа (3 кгс/см 2 ).

1123. Применение чугунных отливок для элементов арматуры, подвергающихся динамическим нагрузкам и термическим ударам, не допускается.

1124. Для изготовления запорных органов продувочных, спускных и дренажных линий применяются отливки из ковкого или высокопрочного чугуна по ГОСТ 1215-79 и ГОСТ 7293-85.

Параграф 9. Цветные металлы и сплавы

1125. Для изготовления корпусных деталей арматуры, корпусов крышек и деталей контрольно-измерительных приборов при температуре не выше 250 о С допускается применять бронзу и латунь.

1126. Гидравлические испытания корпусов арматуры производятся в соответствии с ГОСТ 356-80.

Параграф 10. Стали новых марок

1127. Применение материалов и полуфабрикатов, изготовленных из сталей новых марок, не приведенных в приложении 19 «Материалы, применяемые для изготовления трубопроводов пара и горячей воды, работающих под давлением» допускается на основании положительных испытаний на соответствие механических, физических и технологических свойствах материалов в состоянии после основной и дополнительной термической обработки и об эксплуатационных характеристиках, на расчетный ресурс.

1128. Механические свойства (временное сопротивление, условный предел текучести при остаточной деформации 1% для аустенитных хромоникелевых сталей и 0,2% для остальных марок сталей) исследуются в интервале от 20 о С до температуры, не менее чем на 50 о С превышающей рекомендуемую максимальную.

1129. Температура выбирается из условий получения четкой зависимости изменения прочностных характеристик стали от температуры. Интервалы по температуре должны быть не более 50 о С.

1130. Для листа и труб величина отношения нормативных значений предела текучести к временному сопротивлению при температуре 20 о С — не более 0,7 для углеродистой и легированной сталей. Для крепежа указанное отношение — не более 0,8.

1131. Для материалов, предназначенных для работы при высоких температурах, вызывающих ползучесть, представляются опытные данные для установления значений пределов длительной прочности на ресурс 10 4 , 10 5 и 2 х 10 5 и условного предела ползучести для температур, при которых рекомендуется применение стали.

1132. Число проведенных кратковременных и длительных испытаний и продолжительность последних принимаются достаточными для определения соответствующих расчетных характеристик прочности стали и оценки пределов разброса этих характеристик с учетом размеров полуфабриката (толщины стенки) и отклонений по механическим свойствам (с минимальными и максимальными значениями), по химическому составу (исследуется металл плавок с наименее благоприятным в отношении жаропрочности содержанием легирующих элементов).

1133. В случае склонности стали к структурным изменениям в процессе эксплуатации представляются данные, характеризующие указанные изменения и их влияние на эксплуатационные свойства стали.

1134. Чувствительность стали к наклепу оценивается по изменению ее длительной прочности и длительной пластичности путем сравнительных испытаний наклепанного и не наклепанного материалов.

1135. Материал полуфабрикатов, подвергающихся при переделе холодной деформации, проверяется на отсутствие склонности к механическому старению.

1136. Возможность применения стали подтверждается данными о ее сопротивляемости хрупким разрушениям, полученными путем испытаний на ударную вязкость или иным методом, выбранным исходя из условий работы материала в изделии.

1137. Свариваемость стали при существующих видах сварки подтверждается данными испытаний сварных соединений, выполненных по рекомендуемой технологии с применением соответствующих присадочных материалов. Результатами испытаний сварных соединений подтверждается их работоспособность, устанавливается степень влияния на их эксплуатационные свойства технологии сварки, режима их термической обработки.

1138. Для жаропрочных материалов представляются данные о длительной прочности сварных соединений и о сопротивляемости локальным разрушениям в околошовной зоне при длительной работе.

1139. При разработке новых материалов в отдельных случаях необходимо учитывать специфические условия их работы, вызывающие потребность в расширении требований оценки соответствующих свойств стали и ее сварных соединений:

1) при отрицательных температурах — оценка хладностойкости;

2) при циклических нагрузках — оценка циклической прочности;

3) при активном воздействии среды — оценка коррозионно-механической прочности и другое.

1140. Для стали новой марки представляются данные по ее физическим свойствам:

1) значения модуля упругости при различных температурах;

2) значения среднетермического коэффициента линейного расширения в соответствующем температурном интервале;

3) значения коэффициента теплопроводности при соответствующих температурах.

26. Монтаж и ремонт
Параграф 1. Общие положения

1141. При монтаже и ремонте применяется система контроля качества (входной, операционный и приемочный контроль), обеспечивающая выполнение работ в соответствии с настоящими Правилами.

1142. Монтаж и ремонт трубопроводов и их элементов производится по технологии, разработанной до начала выполнения работ.

1143. Все положения принятой технологии, монтажа и ремонта трубопроводов отражаются в проектно-конструкторской документации.

1144. Проектно-конструкторская документация включает указания по выполнению технологических и контрольных операций при монтаже и ремонте трубопроводов.

1145. На листах, прокате и поковках, предназначенных для изготовления деталей, работающих под давлением, на трубах наружным диаметром более 76 мм сохраняется маркировка изготовителя.

1146. В случае когда, полуфабрикаты разрезаются на части, маркировка сохраняется на каждой из частей.

1147. Для обеспечения правильного сопряжения поперечных стыков труб допускаются расточка, раздача или обжатие концов труб.

1148. Для защиты внутренних полостей деталей и элементов трубопроводов от коррозионных воздействий атмосферы перед отправкой на место монтажа их внутренние полости очищаются, а отверстия закрываются заглушками, чехлами или другими равноценными защитными устройствами.

1149. Холодный натяг трубопроводов, если он предусмотрен проектом, производится после выполнения всех сварных соединений, за исключением замыкающего, окончательного закрепления неподвижных опор на концах участка, подлежащего холодному натягу, после термической обработки и контроля качества сварных соединений, расположенных по всей длине участка, на котором производится холодный натяг.

1150. Перед сборкой в блоки или перед отправкой на место монтажа или ремонта детали и элементы трубопроводов, поставляемые россыпью, детали и элементы из легированной стали подвергаются стилоскопированию.

1151. Монтажная или ремонтная организация проверяет наличие выписок из сертификатов, свидетельств или паспортов, клейм и заводской маркировки у всех поступающих на монтажную площадку элементов и деталей трубопроводов.

1152. Перед монтажом и ремонтом трубопроводов производится входной контроль основных и сварочных материалов, полуфабрикатов в соответствии с ГОСТ 24297-87.

Параграф 2. Сварка

1153. При монтаже, ремонте трубопроводов и их элементов допускается применение всех методов сварки, обеспечивающих эксплуатационную надежность сварных соединений.

1154. Сварка трубопроводов и их элементов производится в соответствии с требованиями технологических карт разработанных с учетом монтируемых изделий.

1155. Использование конкретных присадочных материалов, флюсов и защитных газов производится в соответствии с указаниями проекта.

1156. Применение новых для данного вида изделий методов сварки или новых сварочных материалов, флюсов и защитных газов допускается после подтверждения их технологичности в производственных условиях, проверки всего комплекса требуемых свойств сварных соединений, освоения эффективных методов контроля их качества и положительного заключения их испытания.

1157. Допускается использование различных методов сварки в процессе выполнения одного сварного соединения при условии, что такая технология предусмотрена в технологической инструкции на сварку.

1158. К каждой партии электродов и сварочной проволоки прилагается сертификат изготовителя.

1159. Перед использованием сварочных материалов (электродов, сварочной проволоки) и защитных газов осуществляется проверка их качества в соответствии с технологической инструкцией на сварку.

1160. Сварка элементов, работающих под давлением, производится при температуре воздуха не ниже 0 о С. Если температура окружающего воздуха ниже 0 о С, допускается сварка трубопроводов на монтаже и при ремонте, при создания условий для сварщика, в том числе по защите сварщика и мест сварки от дождя, снегопада и ветра.

1161. При сборке элементов под сварку все геометрические размеры каждого соединения (углы скоса кромок, величина и пространство зазоров между ними, величина перелома осей и другое) принимается в соответствии с требованиями проекта на сварку.

1162. В стыковых соединениях труб максимально допустимое смещение кромок не более величин:

Толщина стенки трубы

Смещение кромок, мм

0,1 S, но не более

1163. При сварке труб с различной толщиной стенок учитываются требования пункта 1019 настоящих Правил.

1164. Соединяемые концы труб и других элементов перед сваркой очищаются от ржавчины и загрязнений до металлического блеска по кромкам, по прилегающим к ним внутренним и наружным поверхностям на ширину не менее 20 мм.

1165. Прихватки выполняются сварщиками, аттестованными и имеющими квалификацию не ниже требуемой для выполнения данных сварных соединений. Подогрев и его режимы при выполнении прихваток регламентируются технологической инструкцией на сварку.

1166. Перед началом сварки проверяется качество сборки и прихватки соединяемых элементов, состояние подлежащих сварке кромок и прилегающих к ним поверхностей.

1167. Предварительный и сопутствующий подогрев его режимы при сварке регламентируется технологической инструкцией на сварку в зависимости от марки материала и толщины свариваемых элементов трубопровода.

Параграф 3. Термическая обработка

1168. Термическая обработка элементов трубопроводов производится для обеспечения свойств металла и сварных соединений для снятия напряжений, возникающих при выполнении технологических операций (сварки, гибки, штамповки и других).

1169. Термическая обработка проводится двух видов:

1) основная, включающая в себя нормализацию, нормализацию с отпуском, закалку, закалку с отпуском, или многоступенчатую термообработку с нагревом до температуры нормализации;

2) дополнительная в виде отпуска.

1170. Виды основной и дополнительной термообработки, ее режимы (скорость нагрева, температура и продолжительность выдержки, скорость охлаждения, род охлаждающей среды и другое) принимаются по технологической инструкции на сварку.

1171. Основной термообработке изделия подвергаются в случаях:

1) если полуфабрикаты (лист, трубы и другое) не подвергались термообработке по режимам, обеспечивающим свойства материала, принятые в нормативно-технической документации на металл;

2) если технологические операции (гибка труб и другое) производились с нагревом до температуры, превышающей температуру отпуска;

3) после сварки электрошлаковым способом;

4) после гибки труб из стали аустенитного класса (независимо от величины наружного диаметра трубы и радиуса гиба);

5) во всех других случаях, для которых в нормативно-технической документации на изготовление и сварку предусматривается основная термическая обработка.

1172. Основная термическая обработка не является обязательной, если технологические операции (гибка труб, листа и тому подобное) проводились:

1) для деталей и полуфабрикатов из углеродистой и марганцовистой сталей с нагревом до температуры, превышающей температуру отпуска, с окончанием не ниже 700 о С;

2) для труб из сталей аустенитного класса при гибке на станках с нагревом токами высокой частоты в интервале температур 1000-1150 о С с применением спреерного охлаждения.

1173. Дополнительной термообработке (отпуску) изделия подвергаются в случаях:

1) после вальцовки или штамповки деталей из углеродистой и марганцовистой стали, проводимой без нагрева или с нагревом до температуры ниже 700 о С, при толщине стенки, превышающей 5 % от внутреннего диаметра обечайки, от наименьшего внутреннего радиуса кривизны для днищ, от внутреннего радиуса патрубка (ответвления) для тройников, от среднего радиуса кривизны для колена;

2) после гибки без нагрева гибов труб:

— из углеродистой и марганцовистой сталей толщиной стенки более 36 мм независимо от радиуса гиба или толщиной 10 — 36 мм при среднем радиусе гиба менее трехкратного наружного диаметра трубы, гибы с овальностью поперечного сечения более 5 %;

— из стали марок 12Х1МФ и 15Х1М1Ф при номинальном наружном диаметре более 108 мм независимо от толщины стенки;

— при диаметре 108 мм и менее с толщиной стенки 12 мм и более, гибы с овальностью поперечного сечения более 5%;

из легированных сталей согласно указаниям проектно-конструкторской документации на изготовление;

3) после сварки трубопроводов:

— из углеродистой и марганцовистой сталей толщиной стенки более 26 мм, при сопутствующем подогреве до температуры не ниже 150 о С с толщиной стенки более 40 мм;

— из легированной стали других марок согласно указаниям нормативно-технической документации на сварку;

4) после приварки штуцеров, деталей, не работающих под давлением, к трубопроводам при толщине стенки приварной детали, превышающей толщину стенок, указанных в подпункте 3;

5) после электрошлаковой сварки;

6) во всех других случаях, для которых на изделие на сварку предусматривается дополнительная термическая обработка или замена основной термообработки на дополнительную.

1174. Если заданный уровень механических свойств изготовленного элемента, кроме гиба труб, подтверждается испытаниями, необходимость дополнительного термообработке определяется конструкторской организацией.

1175. Для элементов, свариваемых из сталей разных марок, термическая обработка и ее режимы устанавливаются указанные в технологической инструкции на сварку.

1176. При проведении термической обработки изделие помещается в печь целиком. Допускается термообработка частями при условии, что будут обеспечены заданная структура и механические свойства по всей длине изделия.

1177. Отпуск поперечных сварных швов трубопроводов, допускается производить переносными нагревательными устройствами, обеспечивающими

равномерный нагрев по всему периметру кольца шириной не менее 2

(где Dm — средний диаметр трубы, S — номинальная толщина стенки трубы). Но не меньше трехкратной толщины стенки при расположении сварного шва посредине нагреваемого участка.

1178. Участки трубопровода, расположенные возле нагреваемого при термообработке кольца, покрываются изоляцией для обеспечения плавного изменения температуры по длине.

1179. При термообработке гибов труб производится одновременный нагрев всего участка гиба и примыкающих к нему прямых участков длиной не менее трехкратной толщины стенки трубы, но не менее 100 мм (с каждой стороны гиба).

1180. Термическая обработка производится таким образом, чтобы были обеспечены равномерный прогрев металла изделий, их свободное тепловое расширение и отсутствие пластических деформаций.

1181. Режимы нагрева, выдержки и охлаждения при термообработке изделий с толщиной стенки 20 мм и более при температурах выше 300 о С регистрируются самопишущими приборами.

Параграф 4. Контроль

1182. Изготовитель, монтажное или ремонтное предприятие применяет такие виды и объемы контроля выполненных работ, которые гарантировали бы выявление недопустимых дефектов, высокое качество и надежность трубопроводов в эксплуатации. При этом объем контроля не может быть меньше предусмотренного настоящими Правилами.

1183. Основными методами контроля являются:

1) визуальный и измерительный;

2) механические испытания сварных соединений и основного металла;

3) металлографическое исследование сварных соединений;

4) контроль сварных соединений неразрушающими методами;

5) другие методы (стилоскопирование, замер твердости, травление, испытание на стойкость против межкристаллитной коррозии и другие);

6) гидравлическое испытание.

1184. Выбор методов и объемов контроля производится в соответствии с настоящими Правилами, технической документации на изделие и сварку. Установленные методы и объемы указываются в проекте.

1185. Контроль качества сварных соединений (за исключением стилоскопирования) выполняется после проведения термической обработки.

1186. Места контроля (в том числе и операционного), произведенного всеми предусмотренными для данного изделия методами и результаты контроля фиксируются в журналах, формулярах, протоколах.

1187. В сопроводительной документации на изделие указываются результаты и объем выполненного контроля (кроме операционного).

1188. Изделие (деталь) или трубопровод признается годным, если при любом виде контроля, предусмотренном настоящими Правилами, в нем не будут обнаружены внутренние и наружные дефекты, выходящие за пределы допустимых норм.

1189. Сварные соединения, работающие под давлением с толщиной стенки 6 мм и более, подлежат маркировке (клеймению), позволяющей установить фамилию сварщика, выполнившего сварку. Система маркировки, указываемая в нормативно-технической документации, принимается одинаковой для производственных и контрольных сварных соединений, выполняемых для проверки качества шва.

1190. Если сварное соединение выполнялось несколькими сварщиками, то на нем ставятся клейма всех сварщиков, участвовавших в его выполнении.

1191. Способ маркировки сварных соединений с толщиной стенки менее 6 мм устанавливается проекте на сварку. Способ маркировки исключает наклеп или подкалку участков клеймения.

1192. Если все сварные соединения трубопровода выполнены одним сварщиком, то маркировку каждого сварного соединения допускается не производить. В этом случае клеймо сварщика ставится на одном из участков трубопровода и место клеймения заключается в рамку, наносимую несмываемой краской. Место клеймения указывается в паспорте трубопровода.

1193. При монтаже трубопроводов, составляются монтажные формуляры на сборочно — сварочные работы, формуляры включают в себя:

1) схему расположения и нумерацию деталей, элементов и сварных соединений трубопроводов;

2) марки стали, номера плавок металла и номера партий труб, из которых изготовлены детали и элементы трубопровода;

3) марки и диаметр использованных при сварке присадочных материалов;

4) режимы термообработки труб, деталей, гибов и сварных соединений;

5) виды и результаты проведенного контроля неразрушающими методами труб, деталей, гибов и сварных соединений;

6) клейма сварщиков, выполнявших сварные соединения.

Параграф 5. Визуальный осмотр. Измерения

1194. Изделие и его сварные соединения подлежат визуальному и измерительному контролю, проводимому согласно, настоящих Правил, для выявления наружных дефектов:

1) отклонений по размерам и геометрической форме изделий;

2) поверхностных трещин всех видов и направлений;

3) дефектов на поверхности основного металла;

4) излома или неперпендикулярности осей соединяемых элементов;

5) смещения кромок соединяемых элементов;

6) отступлений по размерам и форме швов от требований нормативно-технической документации (по высоте, катету и ширине шва, равномерности усиления и другое);

7) наплывов, подрезов, прожогов, свищей, не заваренных кратеров, не проваров, пористости и других дефектов.

1195. Перед визуальным контролем сварных соединений поверхность шва и прилегающие к нему участки основного металла шириной не менее 20 мм в обе стороны от шва очищаются от шлака, брызг металла, окалины и других загрязнений.

1196. Визуальный и измерительный контроль сварных соединений производится с внутренней и наружной сторон по всей протяженности в соответствии с ГОСТ 3242-79.

Параграф 6. Контроль неразрушающими методами

1197. Радиографический и ультразвуковой контроль применяется для выявления в сварных соединениях и основном металле внутренних дефектов (трещин, не проваров, пор, шлаковых включений и других).

1198. Для выявления поверхностных дефектов применяется магнитно-порошковая или капиллярная (цветная) дефектоскопия.

1199. Радиографический контроль качества сварных соединений производится в соответствии с ГОСТ 7512-82.

1200. Ультразвуковой контроль качества сварных соединений производится в соответствии с ГОСТ 14782-86 и стандартами, разработанными аттестованными экспертными организациями.

1201. Магнитно-порошковый и капиллярный методы контроля сварных соединений производится в соответствии с ГОСТ 21105-87 и ГОСТ 18442-80.

1202. Ультразвуковому контролю в трубопроводах и их элементах из стали перлитного и мартенситного классов подлежат:

1) все стыковые сварные соединения трубопроводов I и II категории с толщиной стенки 15 мм и более — по всей длине соединения, за исключением сварных соединений литых деталей;

2) сварные соединения, ультразвуковой контроль которых предусмотрен в проекте и технологической инструкции на сварку.

1203. Все сварные соединения труб контролируются ультразвуковой дефектоскопией с двух сторон от оси шва, а сварные соединения труб с литыми и другими фасонными деталями — с одной стороны (со стороны трубы). Ультразвуковому контролю подвергаются соединения с полным проплавлением (без конструктивного не провара).

1204. Ультразвуковому контролю или радиографии в трубопроводах из стали перлитного и мартенситного классов подлежат:

1) продольные сварные соединения трубопроводов всех категорий, их деталей и элементов-по всей длине соединений;

2) поперечные стыковые сварные соединения трубопроводов I категории с наружным диаметром 200 мм и более при толщине стенки менее 15 мм-по всей длине соединений;

3) поперечные стыковые сварные соединения трубопроводов I категории с наружным диаметром менее 200 мм при толщине стенки менее 15 мм, трубопроводов II категории с наружным диаметром 200 мм и более при толщине стенки менее 15 мм — в объеме не менее 20 % (но не менее пяти стыков) от общего числа однотипных стыков трубопроводов, выполненных каждым сварщиком (по всей длине проверяемого соединения);

4) поперечные стыковые сварные соединения трубопроводов II категории с наружным диаметром менее 200 мм при толщине стенки менее 15 мм — в объеме не менее 10 % (но не менее четырех стыков) от общего числа однотипных стыков трубопровода, выполненных каждым сварщиком (по всей длине соединения);

5) поперечные стыковые сварные соединения трубопроводом III категории в объеме не менее 5 % (но не менее трех стыков) от общего числа однотипных стыков трубопровода, выполненных каждым сварщиком (по всей длине соединения);

6) поперечные стыковые сварные соединения трубопроводов IV категории в объеме не менее 3 % (но не менее двух стыков) от общего числа однотипных стыков трубопровода, выполненных каждым сварщиком (по всей длине соединения);

7) угловые сварные соединения деталей и элементов трубопроводов с внутренним диаметром привариваемых штуцеров (труб, патрубков) 100 мм и более независимо от толщины стенки — по всей длине соединений;

угловые сварные соединения деталей и элементов трубопроводов с внутренним диаметром привариваемых штуцеров (труб, патрубков) менее 100 мм, поперечные стыковые сварные соединения литых элементов труб с литыми деталями, другие сварные соединения.

1205. Объем контроля распространяется на сварные соединения трубопроводов III и IV категорий с наружным диаметром не более 465 мм. Для сварных соединений трубопроводов большего диаметра объемы контроля устанавливаются проектом.

1206. Выбор метода контроля (ультразвуковой дефектоскопии или радиографии) для перечисленных в пункте 1204 настоящих Правил сварных соединений производится исходя из возможностей обеспечения более полного и точного выявления дефектов с учетом особенностей физических свойств металла, освоенности и совершенства методики контроля для данного вида сварных соединений на конкретных изделиях.

1207. Радиографии подлежат места пересечения продольных и поперечных сварных соединений трубопровода, подвергаемых ультразвуковому контролю согласно настоящим Правилам.

1208. Поперечные стыковые соединения сварных секторных отводов (колен) для трубопроводов III и IV категорий подвергаются ультразвуковому контролю или радиографии в утроенном объеме по сравнению с нормами, установленными в пункте 1204, при удвоенном количестве минимального числа контролируемых стыков.

1209. При монтаже нескольких трубопроводов (или деталей и элементов для разных трубопроводов) с однотипными сварными соединениями, предусмотренный в пункте 1204 объем контроля допускается определять от всей партии трубопроводов.

1210. В одну группу допускается объединять трубопроводы, цикл монтажа которых по сборочно-сварочным работам, термообработке и контролю качества сварных соединений не превышает трех месяцев.

1211. При монтаже трубопроводов данное разрешение допускается использовать в случае, когда работы по выполнению однотипных сварных соединений на объекте производятся одной организацией.

1212. Стыковые сварные соединения, выполненные на монтаже при температуре ниже 0 о С проверяются по всей длине сварных соединений радиографией или ультразвуком.

1213. Стыковые сварные соединения, выполненные при ремонте, проверяются по всей длине сварных соединений радиографией или ультразвуком. Ремонтные заварки выборок металла проверяются радиографией или ультразвуком по всему участку заварки, включая зону сплавления с основным металлом. Одновременно, поверхность участка проверяется магнитопорошковой или капиллярной дефектоскопией.

1214. На изделиях из стали аустенитного класса, в местах сопряжения элементов из стали аустенитного класса с элементами из стали перлитного и мартенситного классов радиографии подлежат:

1) стыковые сварные соединения трубопроводов, за исключением выполненных контактной сваркой — по всей длине соединения;

2) стыковые сварные соединения литых элементов, труб с литыми деталями — по всей длине соединения;

3) угловые соединения деталей и элементов трубопроводов с внутренним диаметром привариваемых штуцеров (труб, патрубков) 100 мм и более независимо от толщины стенки — по всей длине соединения;

4) другие сварные соединения (в том числе угловые), не указанные в настоящем пункте.

215. Предусмотренный настоящими Правилами объем ультразвукового контроля и радиографии допускается уменьшить решением технического руководителя организаций при серийном изготовлении трубопроводов и их элементов, с однотипными сварными соединениями при неизменном технологическом процессе, специализации сварщиков на определенных видах работ и высоком качестве сварных соединений, подтвержденном результатами контроля за период не менее одного года.

1216. Перед радиографией соответствующие участки сварных соединений маркируются. Аналогичная маркировка наносится на контрольных снимках.

1217. При объеме контроля менее 10 % выбор стыков для радиографического или ультразвукового контроля производится после окончания сварочных работ по результатам визуального и измерительного контроля отделом технического контроля или руководителем работ по дефектоскопии в монтажной или ремонтной организации.

1218. Если при выборочном контроле сварных соединений, выполненных сварщиком обнаружены недопустимые дефекты, контролю подвергаются все однотипные сварные соединения по всей длине, выполненные данным сварщиком на трубопроводе за период времени, прошедший после предыдущего контроля сварных соединений изделия этим же методом.

1219. Допускается замена радиографического и ультразвукового контроля на другие методы контроля по решению технического руководителя организации без снижения качества контроля.

Параграф 7. Механические испытания и металлографические
исследования сварных соединений

1220. Механическим испытаниям подвергаются стыковые сварные соединения для проверки соответствия их прочностных и пластических свойств, требованиям настоящих Правил и проекта.

1221. Основными видами механических испытаний являются:

1) испытание на растяжение;

2) испытание на изгиб или сплющивание;

3) испытание на ударную вязкость.

1222. Испытание на растяжение не требуется для сварных соединений, подвергаемым 100 % — ному контролю радиографией или ультразвуком.

1223. Испытание на ударную вязкость не требуется для сварных соединений трубопроводов и элементов II, III и IV категорий, для сварных соединений с толщиной стенки труб и деталей менее 12 мм.

1224. Металлографическому исследованию подвергаются стыковые и угловые сварные соединения для выявления внутренних дефектов (трещин, не проваров, пор, шлаковых и неметаллических включений и другого), для выявления участков со структурой металла, отрицательно влияющей на свойства сварных соединений.

1225. Металлографическое исследование не требуется:

1) для соединений трубопроводов из стали перлитного класса, выполненных электродуговой или электрошлаковой сваркой, при условии контроля соединений радиографией или ультразвуком в объеме 100 %;

2) для стыков трубопроводов III и IV категорий, выполненных электродуговой сваркой.

1226. Механические испытания и металлографические исследования сварных соединений трубопроводов и их элементов производятся на образцах, выполненных из контрольных или из производственных сварных соединений, вырезаемых из трубопроводов.

1227. Контрольные сварные соединения идентичны контролируемым производственным соединениям по марке стали, типоразмерам труб (при контроле однотипных соединений-по одному из типоразмеров), конструкции и виду соединения; по форме разделки кромок выполняются по технологическому процессу, применяемому при изготовлении трубопроводов (тем же методом сварки, с использованием тех же сварочных материалов, в том же положении сварщика, на тех же режимах, с тем же подогревом и тому подобное) в тот же период времени, что и контролируемые производственные соединения. Термическая обработка контрольных сварных соединений производится совместно с изделием (при общей термообработке в печи), или отдельно от него (при местной термообработке сварных соединений), с применением тех же методов нагрева и охлаждения и при тех же температурных режимах.

1228. Из каждого сварного контрольного соединения (трубного стыка или пластины) вырезаются:

1) два образца для испытания на растяжение;

2) два образца для испытания на изгиб;

3) три образца для испытаний на ударную вязкость;

4) образец для металлографического исследования (не менее одного при контроле сварных соединений элементов трубопроводов из углеродистой и низколегированной стали и не менее двух при контроле сварных соединений элементов из высоколегированной стали);

5) образцы для других видов испытаний (на межкристаллитную коррозию и другие), если они предусмотрены в технологическом регламенте.

1229. Из контрольных угловых сварных соединений вырезаются образцы для металлографического исследования.

1230. Механические испытания контрольных стыков труб с условным проходом менее 100 мм при толщине стенки менее 12 мм, производятся на отдельных образцах, вырезаемых из стыка в соответствии с пунктом 1228 настоящих Правил на целых стыках со снятым усилением и удаленным гратом. В последнем случае испытание на изгиб заменяется испытанием на сплющивание, а минимальное количество контрольных стыков, испытываемых на сплющивание и на растяжение, не менее одного для каждого из указанных видов испытаний. При этом металлографическое исследование выполняется на свариваемых контрольных стыках.

1231. Для механических испытаний и металлографического исследования поперечных стыков сварных соединений, выполненных электродуговой сваркой на отдельных образцах трубных элементов и контролируемых согласно настоящему пункту изготавливаются контрольные стыки сварных соединений:

1) трубопроводов из стали перлитного класса (углеродистой и низколегированной), подвергаемых 100 % — ному контролю ультразвуком или радиографией, не менее одного на все однотипные стыки каждого трубопровода, сваренные в данной организации, независимо от числа выполнявших их сварщиков;

2) трубопроводов из стали перлитного класса, контролируемых ультразвуком или радиографией в неполном объеме,-не менее одного на однотипные стыки трубопроводов, выполненные каждым сварщиком;

3) трубопроводов из стали аустенитного и мартенситного классов (высоколегированной), подвергаемых 100 % — ному контролю ультразвуком или радиографией, не менее 1 % (но не менее одного стыка), а для аналогичных сварных соединений, контролируемых ультразвуком или радиографией в неполном объеме, не менее 2 % (но не менее двух стыков) от общего числа однотипных стыков трубопровода, выполненных каждым сварщиком.

1232. В случае невозможности вырезки всех предусмотренных пунктом 1351 образцов из каждого контрольного стыка труб малых диаметров (трубы с условным проходом менее 100 мм) образцы в требуемом количестве вырезаются из двух или нескольких контрольных стыков. При этом установленное количество выполняемых контрольных стыков соответственно увеличивается.

1233. Для механических испытаний и металлографического исследования поперечных стыковых сварных соединений, выполненных электродуговой сваркой труб малых диаметров и проверяемых на целых стыках согласно пункту 1231 изготавливаются контрольные стыки сварных соединений:

1) трубопроводов из стали перлитного класса, подвергаемых 100 %-ному контролю ультразвуком или радиографией, не менее одного (для испытания на сплющивание) на все однотипные стыки каждого трубопровода, свариваемые в данной организации независимо от числа выполнявших их сварщиков;

2) трубопроводов из стали перлитного класса, контролируемых ультразвуком или радиографией в неполном объеме, — не менее трех (для трубопроводов III и IV категории не менее двух) на однотипные стыки трубопровода, выполненные каждым сварщиком, не менее одного стыка для испытания на растяжение и сплющивание и не менее одного стыка для металлографического исследования (последнее только для трубопроводов I и II категории);

3) трубопроводов из стали аустенитного и мартенситного классов, подвергаемых 100 % — ному контролю ультразвуком или радиографией, — не менее 1,5 % от общего числа однотипных стыков трубопровода, выполненных каждым сварщиком, в том числе не менее 0,5 % (но не менее одного стыка), для испытания на сплющивание, не менее 1 % (но не менее одного стыка) для металлографического исследования;

4) трубопроводов из стали аустенитного и мартенситного классов, контролируемых ультразвуком или радиографией в неполном объеме, — не менее 4 % от общего числа однотипных стыков трубопровода, выполненных каждым сварщиком, в том числе не менее 1 % (но не менее одного стыка) для испытания на растяжение и на сплющивание, не менее 2 % (но не менее двух стыков) для металлографического исследования.

1234. Для механических испытаний и металлографического исследования поперечных сварных соединений, выполненных стыковой контактной сваркой на целых стыках труб малых диаметров и контролируемых согласно пункту 1230 изготавливаются (независимо от класса стали) контрольные стыки сварных соединений:

1) трубопроводов, свариваемых на обычных стыковочных машинах, — не менее 2 % от общего числа производственных стыков, выполненных каждым сварщиком на одной машине, при одних и тех же режимах, на трубах одного размера и на стали одной марки, за одну смену, в том числе не менее одного стыка для испытания на растяжение и сплющивание, не менее 1 % (но не менее одного стыка) для металлографического исследования;

2) трубопроводов, свариваемых на автоматизированных стыкосварочных машинах, качество наладки которых проверяется ежесменно путем экспресс — испытаний контрольных образцов на растяжение и изгиб, а также их металлографического исследования.

1235. Экспресс-испытания контрольных образцов на растяжение и на изгиб (сплющивание) производятся на шести образцах (минимум по три образца на каждый вид испытаний) всех аналогичных стыков трубопровода, свариваемых в данной организации независимо от числа машин и выполнявших стыки сварщиков.

1236. Металлографические исследования контрольных образцов при экспресс — испытаниях производятся не менее чем на 0,5 % (но не менее чем двух стыков) от общего числа производственных стыков, выполненных на одной машине одной наладки, на трубах одного размера, из стали одной марки, за время не более одних суток (при этом допускается зачет контрольных стыков).

1237. Если механические испытания и металлографические исследования перечисленных в пункте 1228 сварных соединений осуществляются путем вырезки и контроля отдельных образцов, общее число свариваемых контрольных стыков допускается уменьшить в два раза (за исключением стыков для металлографического испытания в соответствии с настоящими Правилами). Это положение не распространяется на контрольные стыки труб, размеры которых не позволяют осуществить вырезку всех образцов из каждого стыка. В этом случае контрольные стыки свариваются в предусмотренном Правилами объеме, образцы в требуемом количестве вырезаются из каждой пары стыков.

1238. Для механических испытаний и металлографического исследования поперечных стыковых сварных соединений, выполненных газовой сваркой на трубах малых размеров и проверяемых на целых стыках согласно пункту 1230 исследуются (независимо от класса стали) контрольные стыки сварных соединений:

1) трубопроводов, подвергаемых 100 % — ному контролю ультразвуком или радиографией, не менее 2 % от общего числа однотипных стыков трубопровода, выполненных каждым сварщиком, в том числе не менее 1 % (но на менее одного стыка) для испытания на сплющивание и для металлографического исследования;

2) трубопроводов, контролируемых ультразвуком или радиографией в неполном объеме, не менее 4 % от общего числа однотипных стыков трубопровода, выполненных каждым сварщиком, в том числе не менее 1 % (но не менее одного стыка) для испытания на растяжение и на сплющивание, а также не менее 2 % (но не менее двух стыков) для металлографических исследований.

1239. Если механические испытания и металлографические исследования сварных соединений, перечисленных в пункте 1228 осуществляются путем вырезки и контроля отдельных образцов, предусмотренное общее количество свариваемых контрольных стыков допускается уменьшить в два раза.

1240. Это положение не распространяется на контрольные стыки труб, размеры которых не позволяют произвести вырезку всех предусмотренных пунктом 1231 образцов из каждого стыка. В этом случае контрольные стыки свариваются в объеме, предусмотренном Правилами, при этом образцы вырезаются из каждой пары стыков.

1241. Для металлографического исследования угловых сварных соединений (за исключением соединений трубопроводов), выполненных электродуговой сваркой на трубопроводах из стали перлитного класса, свариваются контрольные сварные соединения:

1) трубопроводов со штуцерами (или трубами), не менее 1 % (но не менее одного соединения) от общего числа однотипных соединений трубопровода, выполненных каждым сварщиком;

2) труб с фланцами и плоскими донышками (заглушками), для других, не указанных угловых сварных соединений, в количестве, установленном в проекте.

1242. К однотипным угловым соединениям относятся сварные соединения труб со штуцерами (трубами), с плоскими элементами (фланцами, донышками и другими), из стали одной марки с соотношением максимальных и минимальных наружных диаметров и толщин стенок привариваемых штуцеров (труб) не более 2.0 (в пределах одного типа), при условии, что все сварные соединения имеют одинаковую конструкцию и форму разделки кромок и выполнены по единому технологическому процессу. При этом для элементов труб, коллекторов, фланцев и других с наружным диаметром свыше 450 мм соотношение диаметров допускается не учитывать.

1243. Для металлографического исследования угловых сварных соединений, выполненных электродуговой сваркой на элементах из стали аустенитного и мартенситного классов, газовой сваркой (независимо от класса стали) свариваются контрольные стыки:

1) для сварных соединений, подвергаемых 100 %-ному контролю ультразвуком или радиографией, в том же количестве, что и для элементов из стали перлитного класса;

2) для сварных соединений, не контролируемых ультразвуком или радиографией (или контролируемых в неполной объеме), в удвоенном количестве (но не менее двух соединений) по сравнению с предусмотренным настоящим разделом.

1244. При одновременном изготовлении или монтаже в одной организации нескольких различных трубопроводов (или их деталей и элементов) с однотипными сварными соединениями предусмотренное настоящим разделом количество контрольных сварных соединений, выполняемых для механических испытаний и металлографического исследования, допускается определять не от одного трубопровода, а от всей партии трубопроводов.

1245. В одну группу допускается объединять до 15 трубопроводов при условии, что цикл изготовления всей группы по сборочно-сварочным работам, термообработке и контролю сварных соединений не превышает трех месяцев.

1246. При монтаже трубопроводов определять количество контролируемых соединений от всей группы допускается, если все работы по выполнению соответствующих однотипных сварных соединений на данном объекте производятся, одной организацией.

1247. Механические испытания и металлографическое исследование сварных соединений производят на образцах, изготовленных из контрольных или производственных стыков, вырезанных из изделия, являющегося контрольным.

1248. Все контрольные сварные соединения подвергаются ультразвуковому контролю или радиографии по всей длине, если проверка перечисленных методов дефектоскопии предусмотрена для сварных соединений данного типа. Контроль производится одним из дефектоскопистов, проверяющих соответствующие производственные сварные соединения.

1249. Если при указанной проверке допущены дефекты, то производственные стыки, представленные контрольным соединением, проверяются в объеме 100 % теми же методами дефектоскопии, которыми были выявлены дефекты (за исключением случаев, когда выполняют 100 %-ный контроль производственных сварных соединений тем же методом), при этом контрольное соединение бракуется и выполняется вновь.

1250. При наличии в контрольном сварном соединении допустимых внутренних дефектов шлиф для металлографического исследования вырезается из участка с указанными дефектами.

1251. При испытании сварных соединений на растяжение, их временное сопротивление разрыву соответствует временному сопротивлению разрыву основного металла на полуфабрикаты из стали данной марки.

1252. При испытании сварных соединений на изгиб полученные показатели не ниже приведенных в приложении 30 «Испытание сварных соединений».

1253. При испытании сварных соединений (стыков труб) на сплющивание результаты испытания не ниже минимально допустимых показателей, установленных на трубы того же сортамента из стали той же марки.

1254. При испытании на сплющивание образцов (стыков) из труб с продольным сварным швом последний находится в плоскости, перпендикулярной направлению сближения стенок.

1255. Испытание сварных соединений на ударную вязкость производится на образцах с надрезом по оси шва со стороны его раскрытия.

1256. Величина ударной вязкости (ударного изгиба) металла шва сварных соединений при температуре 20 о С не ниже 50 Дж/см 2 (5 кгс.м/см 2 ) для элементов из стали перлитного и мартенситного классов и не ниже 70 Дж/см 2 (7 кгс.м/см 2 ) для элементов из стали аустенитного класса.

1257. Показатели механических свойств для каждого контрольного сварного соединения определяются как среднее арифметическое из результатов испытания отдельных образцов.

1258. Общий результат испытания считается неудовлетворительным, если хотя бы один из показателей любого вида испытаний образца отличается от установленных норм (в сторону снижения) более чем на 10 %, а по ударной вязкости — более чем на 20 Дж/см 2 (2 кгс. м/см 2 ).

1259. При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду механических испытаний допускается повторное испытание образцов из того же контрольного стыка.

1260. В случае невозможности вырезки образцов из указанного стыка, в случае неудовлетворительных результатов повторного испытания (хотя бы на одном образце) производится вырезка и испытание производственного сварного соединения из контролируемой серии (выполненной тем же сварщиком).

1261. Испытания производственного сварного соединения проводятся на удвоенном количестве образцов. При неудовлетворительных показателях хотя бы по одному образцу общий результат испытания считается неудовлетворительным.

1262. Образцы для металлографического исследования сварных соединений вырезаются поперек шва.

1263. Образцы для макроисследования всех сварных соединений и для микроисследования сварных соединений элементов с толщиной стенки менее 25 мм включают в себя все сечения шва, обе зоны термического влияния сварки, прилегающие к ним участки основного металла, подкладное кольцо, если оно применялось при сварке не подлежит удалению.

1264. При микроисследовании сварных соединений элементов образцы с толщиной стенки 25 мм и более допускается включить лишь корневую часть сечения соединения. При этом расстояние от линии сплавления до краев образца не менее 12 мм, а площадь контролируемого сечения не менее чем 25×25 мм.

1265. При изготовлении образцов для металлографического исследования угловых сварных соединений трубных элементов контрольные соединения разрезаются вдоль оси штуцера (трубы).

1266. Контрольные сварные соединения, выполненные контактной и газовой сваркой, сварные соединения элементов из высоколегированной стали, выполненные электродуговой сваркой, контролируются макро-и микроисследованием, другие сварные соединения макроисследованием. Макроисследование и микроисследование контрольных сварных соединений элементов из углеродистой и низколегированной стали производится не менее чем на одном образце, сварных соединений элементов из высоколегированной стали — не менее чем на двух образцах.

1267. Допускается последовательное проведение макро- и микроисследования на одних тех же образцах (шлифах).

1268. Оценка качества сварных соединений по результатам металлографического исследования производится в соответствии с настоящими Правилами.

1269. Если при металлографическом исследовании в контрольном сварном соединении, проверенном ультразвуком или радиографией в соответствии с настоящими Правилами и признанном годным, будут обнаружены недопустимые дефекты, которые не выявлены данным методом неразрушающей дефектоскопии, то все производственные сварные соединения, представленные контрольным соединением, в котором обнаружены дефекты, и проверенные тем же оператором, подлежат новому 100 % — ному контролю тем же методом дефектоскопии независимо от предусмотренного и выполненного объема неразрушающего контроля. При этом проверка качества всех производственных стыков осуществляется более опытным и квалифицированным дефектоскопистом. Выполнение указанного контроля дефектоскопистом, производившим проверку контрольного соединения, не допускается.

1270. Если при металлографическом исследовании в контрольном сварном соединении, проверенном ультразвуком или радиографией в соответствии с Правилами обнаружатся недопустимые дефекты, не выявляемые этими методами неразрушающего контроля, если любые недопустимые внутренние дефекты обнаружены при металлографическом исследовании контрольных соединений, которые не контролировались ультразвуком и радиографией, то металлографическое исследование выполняется на удвоенном (по сравнению с контрольными соединениями) количестве образцов. При этом вырезке подлежат производственные сварные соединения из числа дефектных контрольных соединений, выполненных тем же сварщиком, количество образцов от каждого соединения удваивается.

1271. Если при повторном испытании хотя бы на одном из образцов были получены показатели, не удовлетворяющие установленным нормам, то общий результат испытания считается неудовлетворительным.

1272. Предусмотренный в настоящем разделе Правил объем механических испытаний и металлографического исследования сварных соединений (количество выполняемых контрольных соединений, обязательность отдельных видов испытания, количество образцов и тому подобное) допускается уменьшить в случае массового изготовления (монтажа) организацией однотипных изделий при неизменном технологическом процессе.

1273. Объемы механических испытаний и металлографических исследований сварных соединений литых элементов, труб с литыми деталями, элементов из стали различных классов, других единичных сварных соединений устанавливаются проектом.

1274. Помимо основных механических испытаний стыковые, угловые сварные соединения из легированных сталей подвергаются испытаниям.

Параграф 8. Нормы оценки качества сварных соединений

1275. Для оценки качества сварных соединений должно применятся нормы, которые полностью исключили бы выпуск изделий с дефектами, снижающими их прочность и эксплуатационную надежность.

1276. Качество сварных соединений считается неудовлетворительным, если в них при любом виде контроля будет обнаружен хотя бы один внутренний или наружный дефект, выходящий за пределы норм, установленных настоящими Правилами, в том числе:

1) трещины всех видов и направлений, расположенные в металле шва, по линии сплавления и в околошовной зоне основного металла и микротрещины, выявляемые при микроисследовании;

2) не провары (не сплавления), расположенные на поверхности и по сечению сварного соединения (между отдельными валиками и слоями шва и между основным металлом и металлом шва);

3) не провары в корне угловых сварных соединений, выполненных без разделки кромок;

4) поры, расположенные в виде сплошной сетки;

6) не заваренные кратеры;

не заваренные прожоги в металле шва;

9) прожоги и подплавления основного металла (при стыковой контактной сварке труб);

10) смещение кромок выше норм, предусмотренных настоящими Правилами;

11) подрезы основного металла труб.

Параграф 9. Гидравлическое испытание

1277. Гидравлическому испытанию с целью проверки прочности и плотности трубопроводов и их элементов, всех сварных и других соединений подлежат:

1) элементы и детали трубопроводов, их гидравлическое испытание не является обязательным, если они подвергались 100 % контролю ультразвуком или иным равноценным методом неразрушающей дефектоскопии;

2) блоки трубопроводов; их гидравлическое испытание не требуется, если все составляющие их элементы были подвергнуты испытанию в соответствии с настоящими Правилами, выполненные при их изготовлении и монтаже сварные соединения проверены методами неразрушающей дефектоскопии (ультразвуком или радиографией) по всей протяженности;

3) трубопроводы всех категорий со всеми элементами и их арматурой после окончания монтажа.

1278. Допускается проведение гидравлического испытания отдельных и сборных элементов совместно с трубопроводом, если при изготовлении или монтаже невозможно провести их испытания отдельно от трубопровода.

1279. Минимальная величина пробного давления при гидравлическом испытании трубопроводов, их блоков и отдельных элементов составляет 1,25 рабочего давления, но не менее 0,2 МПа (2 кгс/см 2 ).

1280. Арматура и фасонные детали трубопроводов подвергаются гидравлическому испытанию пробным давлением в соответствии с ГОСТ 356-80.

1281. Максимальная величина пробного давления устанавливается расчетом на прочность. Величину пробного давления выбирает проектная организация в пределах между минимальным и максимальным значениями.

1282. Для гидравлического испытания применяется вода с температурой не ниже +5 о С и не выше +40 о С.

1283. Гидравлическое испытание трубопроводов производится при положительной температуре окружающего воздуха. При гидравлическом испытании паропроводов, работающих с давлением 10 МПа (100 кгс/см 2 ) и выше, температура их стенок не менее + 10 о С.

1284. Давление в трубопроводе повышать плавно. Скорость подъема давления указывается в технической документации на изготовление трубопровода.

1285. Использование сжатого воздуха для подъема давления не допускается.

1286. Давление при испытании контролируется двумя манометрами. Выбираются манометры одного типа с одинаковым классом точности, пределом измерения и ценой деления.

1287. Время выдержки трубопровода и его элементов под пробным давлением — не менее 10 минут.

1288. После снижения пробного давления до рабочего производится осмотр трубопровода по всей его длине.

1289. Разность между температурами металла и окружающего воздуха во время испытания не вызывает выпадения влаги на поверхностях трубопровода испытаний. Используемая для гидравлического испытания вода не должна загрязнять трубопровод, не вызывать интенсивную коррозию.

1290. Трубопровод и его элементы считаются выдержавшими гидравлическое испытание, если не обнаружено:

1) течи, потения в сварных соединениях и в основном металле;

2) видимых остаточных деформаций, трещин или признаков разрыва.

Параграф 10. Исправления дефектов

1291. Обнаруженные дефекты устраняются с последующим контролем исправленных участков.

1292. Технология исправления дефектов и порядок контроля устанавливаются проектом.

1293. Исправленные участки сварных соединений, участки основного металла, на которых исправление производилось с помощью сварки, контролируются методами неразрушающей дефектоскопии (ультразвуком или радиографией).

27. Постановка на учет (регистрация)
Параграф 1. Общее положения

1294. На трубопроводы работающие под давлением более 0,07 МПа предприятиями-владельцами на основании документации, представляемой изготовителями и монтажными организациями составляется паспорт согласно приложению 26 «Форма паспорта трубопровода».

1295. Редукционно-охладительные установки (редукционные установки, быстродействующие редукционно-охладительные установки) ставятся на учет совместно с паропроводами со стороны высокого давления, при этом представляется техническая документация на все элементы, включая входную и выходную задвижки редукционно-охладительной установки, с указанием характеристик предохранительного устройства, устанавливаемого на стороне низкого давления.

1296. Трубопроводы I категории с условным проходом более 70 мм, а также трубопроводы II и III категории с условным проходом более 100 мм регистрируются до пуска в работу в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности. Другие трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила, ставятся на учет в организации, эксплуатирующей трубопроводы.

1297. Регистрация трубопроводов в территориальном подразделении уполномоченного органа в области промышленной безопасности производится после проведения технического освидетельствования на основании письменного заявления администрации предприятия-владельца трубопроводов. При этом представляются следующие документы:

1) паспорт трубопровода по приложению 26 «Форма паспорта трубопровода»;

2) исполнительная схема трубопроводов с указанием на ней;

диаметров, толщин труб, протяженность трубопроводов;

расположение опор, компенсаторов, подвесок, арматуры, воздушных и дренажных устройств;

сварные соединения с указанием расстояний между ними и от них до колодцев и абонентского ввода;

расположение указателей для контроля тепловых перемещений с указанием проектных величин перемещений устройств для измерения ползучести;

3) свидетельство об изготовлении элементов трубопровода, в соответствии с приложением 20 «Свидетельство об изготовлении элементов трубопровода»;

4) свидетельствование о монтаже трубопровода, соответствии с приложением 21 «Свидетельство о монтаже трубопровода»;

5) акт приемки трубопровода владельцем от монтажной организации;

6) положение о производственном контроле в организации.

Постановка на учет, снятие с учета трубопроводов осуществляется в течении десяти рабочих дней со дня подачи заявления с выдачей уведомления о постановки на учет, снятие с учета трубопроводов.

1298. Паспорт трубопровода представляется на государственном и русском языках.

1299. Постановка на учет трубопроводов, не имеющей паспорта изготовителя, производится на основании дубликата паспорта, составленного специализированной экспертной организацией.

Параграф 2. Техническое освидетельствование

1300. Трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила, перед пуском в работу и в процессе эксплуатации подвергаются техническому освидетельствованию: наружному осмотру и гидравлическому испытанию.

1301. Питательные трубопроводы паровых котлов электростанций, кроме указанных видов освидетельствования, подвергаются в процессе эксплуатации внутреннему осмотру.

1302. Техническое освидетельствование трубопроводов проводится лицом, обеспечивающим их исправное состояние и безопасную эксплуатацию, в следующие сроки:

1) наружный осмотр (в процессе работы) трубопроводов всех категорий — не реже одного раза в год;

2) наружный осмотр и гидравлическое испытание трубопроводов не подлежащих регистрации, — перед пуском в эксплуатацию после монтажа, ремонта, связанного со сваркой, при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации свыше двух лет;

3) внутренний осмотр всех питательных трубопроводов паровых котлов электростанций — не реже одного раза в четыре года.

1303. Стоящие на учете в территориальном подразделение уполномоченного органа в области промышленной безопасности трубопроводы подвергаются техническому освидетельствованию специализированной экспертной организацией, в следующие сроки:

1) наружному осмотру и гидравлическому испытанию – перед пуском вновь смонтированного трубопровода;

2) наружному осмотру — не реже одного раза в три года;

3) наружному осмотру и гидравлическому испытанию – после ремонта, связанного со сваркой и при пуске трубопровода после нахождения его в состоянии консервации свыше двух лет.

1304. Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом или в проходных и полупроходных каналах, допускается производить без снятия изоляции. Наружный осмотр трубопроводов при прокладке в непроходных каналах или при безканальной прокладке производится путем вскрытия грунта отдельных участков и снятия изоляции не реже чем через каждые два километра трубопровода.

1305. Специалист экспертной организации в случае появления сомнения относительно состояния стенки или сварных швов трубопровода, может потребовать частичного или полного удаления изоляции.

1306. Вновь смонтированные трубопроводы подвергаются наружному осмотру и гидравлическому испытанию до наложения изоляции.

1307. Гидравлическое испытание трубопроводов производится после окончания всех сварочных работ, термообработки и после установки и окончательного закрепления опор и подвесок. При этом представляются документы, подтверждающие качество выполненных работ.

1308. Гидравлическое испытание трубопроводов производится в соответствии с требованиями настоящих Правил.

1309. Сосуды, являющиеся неотъемлемой частью трубопровода, испытываются тем же давлением, что и трубопроводы.

1310. Для проведения гидравлического испытания трубопроводов, расположенных на высоте свыше 3 м, устраиваются подмостки или другие приспособления, обеспечивающие возможность безопасного осмотра трубопровода.

1311. При контроле качества соединительного сварочного стыка трубопровода с действующеймагистралью гидравлическое испытание допускается заменять проверкой сварного соединения двумя видами контроля — радиационным и ультразвуковым контролем.

1312. Внутренний осмотр питательных трубопроводов производится в соответствии с технологическим регламентом по осмотру питательных трубопроводов паровых котлов при техническом обслуживании.

1313. При техническом освидетельствовании трубопровода специализированной экспертной организацией, обязательно присутствие лица, обеспечивающего исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

1314. Результаты технического освидетельствования и заключение о возможности эксплуатации трубопровода с указанием разрешенного давления и сроков следующего освидетельствования записываются в паспорт трубопровода лицом, производившим освидетельствование.

1315. Если при освидетельствовании трубопровода окажется, что он находится в аварийном состоянии или имеет дефекты, вызывающие сомнение в его прочности, то дальнейшая эксплуатация трубопровода не допускается, в паспорте делается соответствующая мотивированная запись.

28. Производственный контроль
Параграф 1. Общие положения

1316. Руководство организации-(владелец) трубопровода обеспечивает содержание трубопроводов в исправном состоянии и безопасные условия их эксплуатации путем создания системы производственного контроля. В этих целях администрация:

1) назначает лицо, обеспечивающее исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, из числа инженерно-технических работников;

2) назначает, обслуживающий персонал, обученный и сдавший экзамены по вопросам промышленной безопасности;

3) разрабатывает и утверждает технологический регламент;

4) обеспечивает наблюдение за оборудованием путем осмотра, проверки исправности действия арматуры, контрольно-измерительных приборов и предохранительных устройств; для записи результаты осмотра и проверки ведется сменный журнал;

5) устанавливает порядок и обеспечивает периодичность проверки знаний персонала на знание настоящих Правил;

6) обеспечивает выполнение инженерно-техническими работниками Правил, а обслуживающим персоналом-технологического регламента;

7) проводит периодически, не реже одного раза в год, обследование категорийных трубопроводов с уведомлением территориального подразделения уполномоченного органа в области промышленной безопасности.

Параграф 2. Обслуживание

1317. Владелец трубопровода устанавливает наблюдение за ростом остаточных деформаций. Это требование относится к паропроводам из углеродистой и молибденовой стали, работающим при температуре пара 450 о С и выше, из хромомолибденовых и хромомолибденованадиевых сталей при температуре пара 500 о С и выше и из высоколегированных теплоустойчивых сталей при температуре пара 550 о С и выше.

1318. Проверка исправности действия манометров и предохранительных клапанов производится в сле