ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 18.01.2024
Просмотров: 67
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
11 Требования к монтажу трубопроводов Общие требования к монтажу трубопроводов Монтаж трубопроводов следует проводить в соответствии с требованиями настоящего стандарта, планом производства работ (ППР) и проектом.
Монтаж трубопроводов взрывопожароопасных производств с блоками I категории взрывоопасности следует, как правило, осуществлять на основе узлового или монтажно
блочного метода Не допускается отступление от проекта и ППР без проведения согласования в установленном порядке При монтаже трубопроводов следует осуществлять входной контроль качества материалов, деталей трубопроводов и арматуры на соответствие их сертификатам, стандартам, ТУ и другой технической документации, а также
58
12.2 Термическая обработка Необходимость выполнения термической обработки сварных соединений и ее режимы (скорость нагрева, температура при выдержке, продолжительность выдержки, скорость охлаждения, охлаждающая среда и др) должны быть указаны в ТУ, проектной или другой рабочей документации К проведению работ по термической обработке сварных соединений допускаются термисты-операторы, прошедшие специальную подготовку, выдержавшие соответствующие испытания и имеющие удостоверение направо производства этих работ Обязательной термообработке подлежат- стыковые соединения элементов из углеродистых сталей с толщиной стенки более 36 мм- сварные соединения штуцеров с трубами из углеродистых сталей при толщине стенки трубы и штуцера более 36 и 25 мм соответственно- стыковые соединения элементов из низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей с толщиной стенки более 30 мм- сварные соединения штуцеров с трубами из низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей при толщине стенки трубы и штуцера более 30 и 25 мм соответственно- стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из хромокремнемарганцовистых, хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых, хромованадиевольфрамовых и хромомолибденованадиевольфрамовых сталей независимо от толщины стенки. Для сварных соединений из стали марок ХМ, 12МХ и ХМ толщиной не более 12 мм, выполненных с применением электродов типа Э-09Х1М, термообработка не является обязательной при условии обеспечения твердости металла шва и зоны термического влияния не выше 240 НВ;
- стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из углеродистых и низколегированных сталей, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание (по требованию проекта- стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из аустенитных сталей, стабилизированных титаном или ниобием, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание, а также при температурах выше 350 Св средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, должны подвергаться стабилизирующему отжигу (по требованию проекта- сварные соединения продольных швов лепестковых переходов из углеродистых и низколегированных сталей независимо от толщины стенки
13 Требования к испытанию и приемке смонтированных трубопроводов Общие требования Все трубопроводы, на которые распространяется настоящий стандарт, после окончания монтажных и сварочных работ, термообработки (при необходимости, контроля качества сварных соединений неразрушающими методами, а также после установки и окончательного закрепления всех опор, подвесок (пружины пружинных опор и подвесок на период испытаний должны быть разгружены) и оформления документов, подтверждающих качество выполненных работ, подвергают наружному осмотру, испытанию на прочность и плотность, и при необходимости - дополнительным испытаниям на герметичность с определением падения давления Вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное испытание на герметичность, способ испытания (гидравлический, пневматический) и величину испытательного давления указывают в проекте для каждого трубопровода. В случае отсутствия указаний о способе испытания и величине испытательного давления способ испытания согласовывают с заказчиком, а величину давления испытания принимают в соответствии с настоящим стандартом Испытания на прочность и плотность проводят одновременно Наружный осмотр трубопровода имеет целью проверку готовности его к проведению испытаний. При наружном осмотре проверяют соответствие смонтированного трубопровода проектной документации правильность установки запорных устройств, легкость их закрывания и открывания установку всех проектных креплений и снятие всех временных креплений окончание всех сварочных работ, включая врезки воздушников и дренажей; завершение работ по термообработке (при необходимости Испытанию, как правило, подвергают весь трубопровод полностью. Допускается проводить испытание трубопровода отдельными участками, при этом разбивку на участки проводит монтажная организация по согласованию с заказчиком При испытании на прочность и плотность испытываемый трубопровод участок) должен быть отсоединен от аппаратов и других трубопроводов заглушками. Использование запорной арматуры для отключения испытываемого трубопровода участка) не допускается. При невозможности отсоединения трубопровода от аппарата следует учитывать требования 4.6.
13.1.7 Перед проведением испытаний вся запорная арматура, установленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта, сальники уплотнены на месте
xLx + D2
x
L2 +.. .+1)1 xL
n) cp
(Z)|
xLx + D2
x
L2 +.. ,+Dn xLn
где Di, D2, Dn - внутренний диаметр участков, м, Z_2, Ln - длины участков трубопровода, соответствующая указанным диаметрам, м.
Падение давления в трубопроводе вовремя испытания его на герметичность определяют по формуле
А Р =
■р
кон Тнач
.Рнач Ткон
)
X где АР- падение давления, % от испытательного давления;
Ркон, Рнач
- сумма манометрического и барометрического давлений соответственно в конце ив начале испытания, МПа
14.4 Техническая документация
На технологические трубопроводы ведется следующая техническая документация:
а) перечень технологических трубопроводов;
б) паспорт трубопровода (приложение М. К нему прилагаются) схема трубопровода с указанием категории, исходной и отбраковочной толщины элементов трубопровода, мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, мест спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных стыков, контрольных засверловок (если они имеются) и их нумерации) акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода) удостоверение о качестве ремонтов трубопровода. Первичные документы, в том числе журнал сварочных работ на ремонт трубопровода, подтверждающие качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков, хранят в организации, выполнившей работу, и предъявляют для проверки по требованию службы технического надзора) документация по контролю металла трубопровода, работающего в водородсодержащих средах;
в) акты периодического наружного осмотра трубопровода;
г) акт испытания трубопровода на прочность и плотность;
д) акты на ревизию, ремонт и испытание арматуры;
е) эксплуатационный журнал трубопровода (ведется для трубопроводов, на которые не составляют паспорта);
ж) журнал установки-снятия заглушек;
з) журнал термической обработки сварных соединений;
и) заключение о качестве сварных стыков;
к) заключение о техническом состоянии арматуры;
л) заключение о техническом состоянии разъемных соединений
Монтаж трубопроводов взрывопожароопасных производств с блоками I категории взрывоопасности следует, как правило, осуществлять на основе узлового или монтажно
блочного метода Не допускается отступление от проекта и ППР без проведения согласования в установленном порядке При монтаже трубопроводов следует осуществлять входной контроль качества материалов, деталей трубопроводов и арматуры на соответствие их сертификатам, стандартам, ТУ и другой технической документации, а также
58
ГОСТ операционный контроль качества выполненных работ. Результаты входного контроля оформляют актом с приложением всех документов, подтверждающих качество изделий Отклонение линейных размеров сборочных единиц трубопроводов не должно превышать ±3 мм нам, ноне более ±10 мм на всю длину, если в проектной документации нет других указаний Изделия и материалы, на которые истекли расчетные сроки хранения консервации, указанные в документации, могут быть переданы в монтаж только после проведения ревизии, устранения дефектов, испытания и других работ, обеспечивающих их качество и безопасность применения Условия хранения изделий и материалов для монтажа трубопроводов должны соответствовать требованиям технической документации Если трубу в процессе монтажа разрезают на несколько частей, тона все вновь образовавшиеся части наносят клеймение, соответствующее клеймению первоначальной трубы Монтаж трубопроводов При приемке в монтаж сборочных единиц, труб, элементов и других изделий, входящих в трубопровод, необходимо визуальным осмотром (без разборки) проверить соответствие их требованиям рабочей документации и комплектности Не допускается монтаж сборочных единиц, труб, деталей, других изделий, загрязненных, поврежденных коррозией, деформированных, с поврежденными защитными покрытиями Специальные виды очистки внутренних поверхностей трубопроводов обезжиривание, травление, если нет других указаний в рабочей документации, могут выполняться после монтажа в период пусконаладочных работ Трубопроводы допускается присоединять только к закрепленному в проектном положении оборудованию. Соединять трубопроводы с оборудованием следует без перекоса и дополнительного натяжения. Неподвижные опоры прикрепляют к опорным конструкциям после соединения трубопроводов с оборудованием При сборке трубопроводов под сварку не допускается нагрузка на сварной стык до его полного остывания после сварки и термообработки (если она необходима Расстояние от поперечного сварного соединения до края опоры или подвески должно обеспечить при необходимости возможность его термообработки и контроля Вварка штуцеров, бобышек, муфт и других деталей в местах расположения сварных швов, в гнутые и штампованные детали трубопроводов не допускается
ГОСТ В обоснованных случаях в гнутые и штампованные детали трубопроводов допускается вварка одного штуцера внутренним диаметром не более 25 мм Перед установкой сборочных единиц трубопроводов в проектное положение гайки на болтах (шпильках) фланцевых соединений должны быть затянуты, сварные стыки заварены (при необходимости - термообработаны) и проконтролированы в соответствии с требованиями рабочей документации Отклонение от перпендикулярности Отклонение от перпендикулярности уплотнительной поверхности фланца коси трубы или детали не должно превышать величин, приведенных в таблице 11.1. Таблица- Отклонение от перпендикулярности коси уплотнительной поверхности фланца
В миллиметрах
Диаметр трубы (детали)
Отклонение
От 25 до 60 От 60 до 160 От 160 до 400 От 400 до 750 Св. 750 0,6 11.3.2 Несоосность уплотнительных поверхностей сопрягаемых фланцев не должна превышать удвоенного отклонения, указанного в таблице при этом зазор должен быть одинаковым по всей окружности и соответствовать толщине прокладки При сборке фланцевых соединений следует выполнять требования Не допускается выравнивание перекосов фланцевых соединений натяжением болтов (шпилек, а также применением клиновых прокладок Монтаж трубопровода разрешается только после установки и закрепления опорных конструкций и подвесок в соответствии с требованиями проекта. Сборочные единицы и узлы трубопроводов должны быть уложены не менее чем на две опоры (или закреплены на двух подвесках) с защитой их от опрокидывания или разворота Расстояние от фланца арматуры или фланца компенсатора до опоры, подвески, стены, перегородки или перекрытия должно быть достаточное для обслуживания фланцевого соединения В местах расположения измерительных диафрагм вместо них при монтаже допускается временно устанавливать монтажные кольца в соответствии с НД.
11.3.7 Арматура, имеющая механический или электрический привод, до передачи ее в монтаж должна проходить проверку работоспособности привода
В миллиметрах
Диаметр трубы (детали)
Отклонение
От 25 до 60 От 60 до 160 От 160 до 400 От 400 до 750 Св. 750 0,6 11.3.2 Несоосность уплотнительных поверхностей сопрягаемых фланцев не должна превышать удвоенного отклонения, указанного в таблице при этом зазор должен быть одинаковым по всей окружности и соответствовать толщине прокладки При сборке фланцевых соединений следует выполнять требования Не допускается выравнивание перекосов фланцевых соединений натяжением болтов (шпилек, а также применением клиновых прокладок Монтаж трубопровода разрешается только после установки и закрепления опорных конструкций и подвесок в соответствии с требованиями проекта. Сборочные единицы и узлы трубопроводов должны быть уложены не менее чем на две опоры (или закреплены на двух подвесках) с защитой их от опрокидывания или разворота Расстояние от фланца арматуры или фланца компенсатора до опоры, подвески, стены, перегородки или перекрытия должно быть достаточное для обслуживания фланцевого соединения В местах расположения измерительных диафрагм вместо них при монтаже допускается временно устанавливать монтажные кольца в соответствии с НД.
11.3.7 Арматура, имеющая механический или электрический привод, до передачи ее в монтаж должна проходить проверку работоспособности привода
ГОСТ 32569-2013
11.3.8 Положение корпуса арматуры в пространстве относительно направления потока среды и расположение осей штурвалов определяются проектом Трубопроводную арматуру следует монтировать в закрытом состоянии. Разъемные и сварные соединения арматуры должны быть выполнены без натяжения трубопровода. Вовремя сварки приварной арматуры ее затвор необходимо полностью открыть, чтобы предотвратить заклинивание его при нагревании корпуса. Если сварка производится без подкладных колец, арматуру по окончании сварки можно закрыть только после очистки ее внутренних полостей Холодный натяг трубопроводов можно проводить после выполнения всех сварных соединений (за исключением замыкающего, окончательного закрепления неподвижных опор на концах участка, подлежащего холодному натягу, а также после термической обработки (при необходимости ее проведения) и контроля качества сварных соединений, расположенных на всей длине участка, на котором необходимо произвести холодный натяг.
11.3.11 Осевые компенсаторы следует устанавливать соосно с трубопроводами.
Допускаемые отклонения от проектного положения присоединительных патрубков компенсаторов при их установке и сварке должны соответствовать документации на компенсаторы При установке компенсаторов направление стрелки на корпусе должно совпадать с направлением движения вещества в трубопроводе При монтаже компенсаторов должны исключаться скручивающие нагрузки относительно продольной оси и провисание их под действием собственной массы и массы примыкающих трубопроводов, а также должна обеспечиваться защита гибкого элемента от механических повреждений и от попадания искр при сварке Монтажную длину сильфонных, линзовых и сальниковых компенсаторов принимают с учетом поправок на температуру наружного воздуха при монтаже Компенсаторы следует растягивать до монтажной длины с помощью приспособлений, предусмотренных конструкцией компенсатора, или натяжными монтажными устройствами. Растяжку (сжатие) компенсаторов оформляют актом При монтаже сальниковых компенсаторов обеспечивают свободное перемещение подвижных частей и сохранность набивки Сварное соединение, перед сваркой которого следует проводить растяжку компенсатора, должно быть указано в рабочей документации. Во избежание снижения компенсационной способности компенсатора и его перекоса следует использовать соединение, расположенное на расстоянии не менее 20 DN от оси симметрии компенсатора
11.3.8 Положение корпуса арматуры в пространстве относительно направления потока среды и расположение осей штурвалов определяются проектом Трубопроводную арматуру следует монтировать в закрытом состоянии. Разъемные и сварные соединения арматуры должны быть выполнены без натяжения трубопровода. Вовремя сварки приварной арматуры ее затвор необходимо полностью открыть, чтобы предотвратить заклинивание его при нагревании корпуса. Если сварка производится без подкладных колец, арматуру по окончании сварки можно закрыть только после очистки ее внутренних полостей Холодный натяг трубопроводов можно проводить после выполнения всех сварных соединений (за исключением замыкающего, окончательного закрепления неподвижных опор на концах участка, подлежащего холодному натягу, а также после термической обработки (при необходимости ее проведения) и контроля качества сварных соединений, расположенных на всей длине участка, на котором необходимо произвести холодный натяг.
11.3.11 Осевые компенсаторы следует устанавливать соосно с трубопроводами.
Допускаемые отклонения от проектного положения присоединительных патрубков компенсаторов при их установке и сварке должны соответствовать документации на компенсаторы При установке компенсаторов направление стрелки на корпусе должно совпадать с направлением движения вещества в трубопроводе При монтаже компенсаторов должны исключаться скручивающие нагрузки относительно продольной оси и провисание их под действием собственной массы и массы примыкающих трубопроводов, а также должна обеспечиваться защита гибкого элемента от механических повреждений и от попадания искр при сварке Монтажную длину сильфонных, линзовых и сальниковых компенсаторов принимают с учетом поправок на температуру наружного воздуха при монтаже Компенсаторы следует растягивать до монтажной длины с помощью приспособлений, предусмотренных конструкцией компенсатора, или натяжными монтажными устройствами. Растяжку (сжатие) компенсаторов оформляют актом При монтаже сальниковых компенсаторов обеспечивают свободное перемещение подвижных частей и сохранность набивки Сварное соединение, перед сваркой которого следует проводить растяжку компенсатора, должно быть указано в рабочей документации. Во избежание снижения компенсационной способности компенсатора и его перекоса следует использовать соединение, расположенное на расстоянии не менее 20 DN от оси симметрии компенсатора
ГОСТ 32569-2013
11.3.18 Линзовые, сильфонные и сальниковые компенсаторы следует устанавливать в сборочных единицах и блоках коммуникаций при их укрупненной сборке, применяя при этом дополнительные жесткости для предохранения компенсаторов от деформации и от повреждения вовремя транспортировки, подъема и установки. По окончании монтажа временно установленные жесткости удаляют Отклонение трубопроводов от вертикали (если нет указаний в проекте) не должно превышать 2 мм нам длины трубопровода При монтаже вертикальных участков трубопроводов в рабочей документации должны быть предусмотрены меры, исключающие возможность сжатия компенсаторов под действием массы вертикального участка трубопровода Окончательное закрепление трубопроводов в каждом температурном блоке при укладке на эстакадах, в каналах или в лотках должно проводиться, начиная от неподвижных опор Трубопроводы, пересекающие железнодорожные пути, автодороги, проезды и другие инженерные сооружения, следует монтировать после согласования прокладки в установленном порядке Антикоррозионную защиту и тепловую изоляцию трубопроводов до установки их в проектное положение допускается выполнять с условием обеспечения сохранности защитного покрытия при производстве последующих монтажных работ Особенности монтажа трубопроводов с номинальным давлением свыше
10 МПа (100 кгс/см2)
11.4.1 Сборочные единицы и детали трубопроводов должны соответствовать ГОСТ 22790 и другой НД. При приемке в монтаж трубопроводов и других изделий следует проверять- резьбовые присоединительные концы труб, деталей и арматуры
- прокручиванием деталей, например, фланцев- резьбу шпилек - прокручиванием гаек- геометрические размеры присоединительных концов труби соединительных деталей, арматуры, фланцев, муфт, крепежных деталей и прокладок в количестве 2 % от каждой партии, ноне менее 2 штук- соответствие количества труб, соединительных деталей, фланцев, линз, муфт, арматуры, крепежных деталей и прокладок количеству, указанному для этих партий в сопроводительной документации.
Арматура, исполнительные механизмы, применяемые в схеме контроля, управления и противоаварийной защиты технологических процессов, перед установкой должны
11.3.18 Линзовые, сильфонные и сальниковые компенсаторы следует устанавливать в сборочных единицах и блоках коммуникаций при их укрупненной сборке, применяя при этом дополнительные жесткости для предохранения компенсаторов от деформации и от повреждения вовремя транспортировки, подъема и установки. По окончании монтажа временно установленные жесткости удаляют Отклонение трубопроводов от вертикали (если нет указаний в проекте) не должно превышать 2 мм нам длины трубопровода При монтаже вертикальных участков трубопроводов в рабочей документации должны быть предусмотрены меры, исключающие возможность сжатия компенсаторов под действием массы вертикального участка трубопровода Окончательное закрепление трубопроводов в каждом температурном блоке при укладке на эстакадах, в каналах или в лотках должно проводиться, начиная от неподвижных опор Трубопроводы, пересекающие железнодорожные пути, автодороги, проезды и другие инженерные сооружения, следует монтировать после согласования прокладки в установленном порядке Антикоррозионную защиту и тепловую изоляцию трубопроводов до установки их в проектное положение допускается выполнять с условием обеспечения сохранности защитного покрытия при производстве последующих монтажных работ Особенности монтажа трубопроводов с номинальным давлением свыше
10 МПа (100 кгс/см2)
11.4.1 Сборочные единицы и детали трубопроводов должны соответствовать ГОСТ 22790 и другой НД. При приемке в монтаж трубопроводов и других изделий следует проверять- резьбовые присоединительные концы труб, деталей и арматуры
- прокручиванием деталей, например, фланцев- резьбу шпилек - прокручиванием гаек- геометрические размеры присоединительных концов труби соединительных деталей, арматуры, фланцев, муфт, крепежных деталей и прокладок в количестве 2 % от каждой партии, ноне менее 2 штук- соответствие количества труб, соединительных деталей, фланцев, линз, муфт, арматуры, крепежных деталей и прокладок количеству, указанному для этих партий в сопроводительной документации.
Арматура, исполнительные механизмы, применяемые в схеме контроля, управления и противоаварийной защиты технологических процессов, перед установкой должны
ГОСТ проходить испытания на прочность и плотность основных деталей и сварных швов, герметичность относительно внешней среды, герметичность затвора и функционирование с оформлением актов или с записью в паспорте, журнале.
Требования к очистке, смазке, сборке, соосности и зазорам в разъемных соединениях трубопроводов устанавливаются в проектной или в нормативно-технической доку
ментации.
Не допускается устранять зазоры, непараллельности или несоосности между сборочными единицами или деталями путем натяжения трубопроводов Крепежные детали должны быть одной партии и должны быть затянуты с помощью устройств, обеспечивающих контроль усилия натяжения. Порядок сборки соединений и контроля усилий затяжки должен быть принят из нормативной документации В собранном фланцевом соединении шпильки должны выступать из гаек не менее чем на один шаг резьбы.
Не допускается установка шайб между фланцами и гайками. При навернутом фланце резьбовая часть присоединительного конца трубы должна выступать от торца фланца на один шаг резьбы Расстояние между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях и других строительных конструкциях следует принимать с учетом возможности сборки и разборки соединения с применением механизированного инструмента, при этом для трубопроводов с номинальным диаметром
DN
< 65 указанное расстояние принимают не менее 300 мм и не менее 600 мм - для трубопровода большего диаметра Документация и маркировка трубопроводов или сборочных единиц поставляемых заводам и-изготовителя ми Каждый трубопровод или сборочная единица поставляется заказчику со следующей документацией- сборочный чертеж трубопровода или сборочной единицы в двух экземплярах- паспорт на сборочные единицы стальных трубопроводов комплектных трубопроводных линий (1 экз- паспорта на арматуру и детали трубопровода, крепежные детали и уплотнения экз- сведения о подтверждении соответствия (при необходимости) (1 экз- ведомость на упаковку (комплектовочная ведомость) водном экземпляре
Требования к очистке, смазке, сборке, соосности и зазорам в разъемных соединениях трубопроводов устанавливаются в проектной или в нормативно-технической доку
ментации.
Не допускается устранять зазоры, непараллельности или несоосности между сборочными единицами или деталями путем натяжения трубопроводов Крепежные детали должны быть одной партии и должны быть затянуты с помощью устройств, обеспечивающих контроль усилия натяжения. Порядок сборки соединений и контроля усилий затяжки должен быть принят из нормативной документации В собранном фланцевом соединении шпильки должны выступать из гаек не менее чем на один шаг резьбы.
Не допускается установка шайб между фланцами и гайками. При навернутом фланце резьбовая часть присоединительного конца трубы должна выступать от торца фланца на один шаг резьбы Расстояние между фланцевыми, резьбовыми соединениями и отверстиями в стенах, перегородках, перекрытиях и других строительных конструкциях следует принимать с учетом возможности сборки и разборки соединения с применением механизированного инструмента, при этом для трубопроводов с номинальным диаметром
DN
< 65 указанное расстояние принимают не менее 300 мм и не менее 600 мм - для трубопровода большего диаметра Документация и маркировка трубопроводов или сборочных единиц поставляемых заводам и-изготовителя ми Каждый трубопровод или сборочная единица поставляется заказчику со следующей документацией- сборочный чертеж трубопровода или сборочной единицы в двух экземплярах- паспорт на сборочные единицы стальных трубопроводов комплектных трубопроводных линий (1 экз- паспорта на арматуру и детали трубопровода, крепежные детали и уплотнения экз- сведения о подтверждении соответствия (при необходимости) (1 экз- ведомость на упаковку (комплектовочная ведомость) водном экземпляре
ГОСТ 32569-2013
- упаковочный лист в трех экземплярах, из которых один экземпляр отправляется почтой, один экземпляр помещают в упаковочном ящике, один экземпляр - на упаковочном ящике Сборочные единицы из нержавеющих сталей и стали 20ЮЧ маркируются яркой несмываемой краской Сборочные единицы из сталей, кроме нержавеющей и стали 20ЮЧ, маркируют клеймением Маркировку следует наносить на расстоянии не менее 200 мм от одного из присоединительных концов трубы, с указанием в числителе шифра технологической установки, в знаменателе - шифра линии трубопровода. Маркировать надлежит шрифтом в соответствии с НД.
11.5.5 Схема маркировки сборочных единиц должна быть единой для всех трубопроводов в технологической схеме или проекте.
Места маркировки обводят яркой несмываемой краской и покрывают бесцветным лаком Детали и арматура, не вошедшие в сборочные единицы, маркируют несмываемой краской номером трубопроводной линии по монтажной спецификации Каждое упаковочное место труб, поставляемых метражом и входящих в поставочный блок, маркируют с указанием номера технологической установки, номера поставочного блока, номера трубопроводной линии и буквы Т. Бирки с маркировкой, нанесенной ударным способом, крепят с обоих концов упаковки На каждом грузовом месте маркировку наносят на ярлыках или непосредственно на торцевых и боковых стенках ящиков яркой несмываемой краской с указанием номера грузового места, числа грузовых мест в данной трубопроводной линии, получателя и его адреса, отправителя и его адреса, массы (нетто, брутто, габаритных размеров грузового места, манипуляционных знаков (верх, не кантовать, место строповки», центр масс С каждой трубопроводной линией потребителю направляется следующая техническая документация- паспорт трубопровода- сведения отрубах и деталях трубопровода- сведения о сварных соединениях- перечень арматуры, входящей в сборочные единицы стальных комплектных технологических линий- акт гидравлического испытания сборочных единиц- акт ревизии и испытания арматуры
- упаковочный лист в трех экземплярах, из которых один экземпляр отправляется почтой, один экземпляр помещают в упаковочном ящике, один экземпляр - на упаковочном ящике Сборочные единицы из нержавеющих сталей и стали 20ЮЧ маркируются яркой несмываемой краской Сборочные единицы из сталей, кроме нержавеющей и стали 20ЮЧ, маркируют клеймением Маркировку следует наносить на расстоянии не менее 200 мм от одного из присоединительных концов трубы, с указанием в числителе шифра технологической установки, в знаменателе - шифра линии трубопровода. Маркировать надлежит шрифтом в соответствии с НД.
11.5.5 Схема маркировки сборочных единиц должна быть единой для всех трубопроводов в технологической схеме или проекте.
Места маркировки обводят яркой несмываемой краской и покрывают бесцветным лаком Детали и арматура, не вошедшие в сборочные единицы, маркируют несмываемой краской номером трубопроводной линии по монтажной спецификации Каждое упаковочное место труб, поставляемых метражом и входящих в поставочный блок, маркируют с указанием номера технологической установки, номера поставочного блока, номера трубопроводной линии и буквы Т. Бирки с маркировкой, нанесенной ударным способом, крепят с обоих концов упаковки На каждом грузовом месте маркировку наносят на ярлыках или непосредственно на торцевых и боковых стенках ящиков яркой несмываемой краской с указанием номера грузового места, числа грузовых мест в данной трубопроводной линии, получателя и его адреса, отправителя и его адреса, массы (нетто, брутто, габаритных размеров грузового места, манипуляционных знаков (верх, не кантовать, место строповки», центр масс С каждой трубопроводной линией потребителю направляется следующая техническая документация- паспорт трубопровода- сведения отрубах и деталях трубопровода- сведения о сварных соединениях- перечень арматуры, входящей в сборочные единицы стальных комплектных технологических линий- акт гидравлического испытания сборочных единиц- акт ревизии и испытания арматуры
ГОСТ 32569-2013
- спецификация- заключение.
Формы документации приведены в приложениях Ми Н Требования к сварке и термической обработке Сварка При изготовлении, монтаже и ремонте трубопроводов и их элементов допускается применение всех промышленных методов сварки, обеспечивающих необходимую эксплуатационную надежность сварных соединений Газовая
(ацетиленокислородная) сварка допускается для труб из углеродистых и низколегированных неподкаливающихся сталей (ГС, ГС и др) с условным диаметром до 80 мм и толщиной стенки не более 3,5 мм при давлении до
10 МПа (100 кгс/см2).
12.1.3 Газовая сварка стыков из низколегированных закаливающихся сталей ХМ, 12Х1МФ и др) допускается при монтаже и ремонте труб с номинальным диаметром DN < 40 и толщиной стенки не более 5 мм при давлении до 10 МПа кгс/см2).
12.1.4 Сварка трубопроводов и их элементов должна проводиться в соответствии с требованиями ТУ на изготовление, производственных инструкций или технологической документации, содержащей указания по применению конкретных присадочных материалов, флюсов и защитных газов, по предварительному и сопутствующему подогреву, по технологии сварки и термической обработки, видами объему контроля К производству сварочных работ, включая прихватку и приварку временных креплений, допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с действующими Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства и имеющие соответствующее удостоверение сварщика установленного образца. При этом сварщики могут быть допущены к тем видам сварочных работ, которые указаны в их удостоверениях Руководство работами по сборке, сварке, термической обработке и контролю качества сварных соединений должны осуществлять инженерно-технические работники, имеющие специальную техническую подготовку, изучившие настоящий стандарт, РД, технологические процессы и другую НД и прошедшие аттестацию Для сварки трубопроводов и их элементов должны применяться следующие сварочные материалы- электроды покрытые металлические по ГОСТ 9466, ГОСТ 9467, ГОСТ 10052 или ТУ на изготовление и поставку конкретной марки электродов
- спецификация- заключение.
Формы документации приведены в приложениях Ми Н Требования к сварке и термической обработке Сварка При изготовлении, монтаже и ремонте трубопроводов и их элементов допускается применение всех промышленных методов сварки, обеспечивающих необходимую эксплуатационную надежность сварных соединений Газовая
(ацетиленокислородная) сварка допускается для труб из углеродистых и низколегированных неподкаливающихся сталей (ГС, ГС и др) с условным диаметром до 80 мм и толщиной стенки не более 3,5 мм при давлении до
10 МПа (100 кгс/см2).
12.1.3 Газовая сварка стыков из низколегированных закаливающихся сталей ХМ, 12Х1МФ и др) допускается при монтаже и ремонте труб с номинальным диаметром DN < 40 и толщиной стенки не более 5 мм при давлении до 10 МПа кгс/см2).
12.1.4 Сварка трубопроводов и их элементов должна проводиться в соответствии с требованиями ТУ на изготовление, производственных инструкций или технологической документации, содержащей указания по применению конкретных присадочных материалов, флюсов и защитных газов, по предварительному и сопутствующему подогреву, по технологии сварки и термической обработки, видами объему контроля К производству сварочных работ, включая прихватку и приварку временных креплений, допускаются сварщики, аттестованные в соответствии с действующими Правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства и имеющие соответствующее удостоверение сварщика установленного образца. При этом сварщики могут быть допущены к тем видам сварочных работ, которые указаны в их удостоверениях Руководство работами по сборке, сварке, термической обработке и контролю качества сварных соединений должны осуществлять инженерно-технические работники, имеющие специальную техническую подготовку, изучившие настоящий стандарт, РД, технологические процессы и другую НД и прошедшие аттестацию Для сварки трубопроводов и их элементов должны применяться следующие сварочные материалы- электроды покрытые металлические по ГОСТ 9466, ГОСТ 9467, ГОСТ 10052 или ТУ на изготовление и поставку конкретной марки электродов
ГОСТ 32569-2013
- электроды вольфрамовые сварочные по ГОСТ 23949;
- проволока стальная сварочная по ГОСТ 2246 или ТУ на конкретную марку проволоки- аргон газообразный по ГОСТ 10157 (высшего и первого сортов- диоксид углерода (углекислый газ) по ГОСТ 8050 (марка сварочная- флюс сварочный плавленый по ГОСТ 9087 или ТУ на поставку конкретной марки- кислород газообразный технический по ГОСТ 5583;
- ацетилен растворенный и газообразный технический по ГОСТ 5457.
12.1.8 Сварочные материалы должны быть аттестованы, иметь сертификаты и удовлетворять требованиям стандартов или ТУ При отсутствии сертификатов сварочные материалы допускается использовать только после проверки химического состава и механических свойств наплавленного металла на соответствие требованиям стандартов или ТУ При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду испытаний или химическому анализу разрешаются повторные испытания. Их проводят на удвоенном числе образцов по тем видам испытаний, которые дали неудовлетворительные результаты. Если при повторных испытаниях получены неудовлетворительные результаты даже по одному из видов, всю партию сварочных материалов бракуют Для аустенитных сварочных материалов, предназначенных для сварки соединений, работающих при температуре 450 Си выше, необходимо проводить контроль количества ферритной фазы в соответствии с требованиями ГОСТ 9466, ГОСТ 2246. Содержание ферритной фазы в наплавленном металле должно быть не более 6 %.
12.1.12 Сварочные материалы, предназначенные для сварки соединений из перлитных хромомолибденовых сталей, работающих в водородсодержащих средах при температуре выше 200 С, должны обеспечивать содержание хрома в наплавленном металле не менее минимального содержания хрома в свариваемой стали, установленного требованиями стандартов, ТУ или проекта При наличии требований по стойкости сварных соединений против межкристаллитной коррозии аустенитные сварочные материалы необходимо испытывать в соответствии с ГОСТ 6032.
12.1.14 Типы, конструктивные элементы подготовленных кромок и сварных швов должны соответствовать ГОСТ 16037, ГОСТ 22790 или другой НД.
12.1.15 Резку труби подготовку кромок под сварку необходимо проводить механическим способом. Допускается применение газовой резки для труб из
- электроды вольфрамовые сварочные по ГОСТ 23949;
- проволока стальная сварочная по ГОСТ 2246 или ТУ на конкретную марку проволоки- аргон газообразный по ГОСТ 10157 (высшего и первого сортов- диоксид углерода (углекислый газ) по ГОСТ 8050 (марка сварочная- флюс сварочный плавленый по ГОСТ 9087 или ТУ на поставку конкретной марки- кислород газообразный технический по ГОСТ 5583;
- ацетилен растворенный и газообразный технический по ГОСТ 5457.
12.1.8 Сварочные материалы должны быть аттестованы, иметь сертификаты и удовлетворять требованиям стандартов или ТУ При отсутствии сертификатов сварочные материалы допускается использовать только после проверки химического состава и механических свойств наплавленного металла на соответствие требованиям стандартов или ТУ При получении неудовлетворительных результатов по какому-либо виду испытаний или химическому анализу разрешаются повторные испытания. Их проводят на удвоенном числе образцов по тем видам испытаний, которые дали неудовлетворительные результаты. Если при повторных испытаниях получены неудовлетворительные результаты даже по одному из видов, всю партию сварочных материалов бракуют Для аустенитных сварочных материалов, предназначенных для сварки соединений, работающих при температуре 450 Си выше, необходимо проводить контроль количества ферритной фазы в соответствии с требованиями ГОСТ 9466, ГОСТ 2246. Содержание ферритной фазы в наплавленном металле должно быть не более 6 %.
12.1.12 Сварочные материалы, предназначенные для сварки соединений из перлитных хромомолибденовых сталей, работающих в водородсодержащих средах при температуре выше 200 С, должны обеспечивать содержание хрома в наплавленном металле не менее минимального содержания хрома в свариваемой стали, установленного требованиями стандартов, ТУ или проекта При наличии требований по стойкости сварных соединений против межкристаллитной коррозии аустенитные сварочные материалы необходимо испытывать в соответствии с ГОСТ 6032.
12.1.14 Типы, конструктивные элементы подготовленных кромок и сварных швов должны соответствовать ГОСТ 16037, ГОСТ 22790 или другой НД.
12.1.15 Резку труби подготовку кромок под сварку необходимо проводить механическим способом. Допускается применение газовой резки для труб из
ГОСТ углеродистых, низколегированных и теплоустойчивых сталей, а также воздушно-дуговой и плазменной резки для труб из всех марок сталей. При огневой резке труб должен быть предусмотрен припуск на механическую обработку Газовую, воздушно-дуговую и плазменную резку труб из закаливающихся теплоустойчивых сталей необходимо проводить с предварительным подогревом от 200 до 250 Си медленным охлаждением подслоем теплоизоляции После огневой резки труб из закаливающихся теплоустойчивых сталей подготовленные под сварку кромки должны быть проконтролированы капиллярной или магнитопорошковой дефектоскопией или травлением. Обнаруженные трещины удаляют путем дальнейшей механической зачисткой всей поверхности кромки Отклонение сот перпендикулярности подготовленных под сварку торцов коси трубы (рисунок 12.1), измеренное наложением угольника на базовую поверхность длиной не менее 100 мм, не должно превышать следующих величин мм - для D N < 65;
1.0 мм - для DN свыше 65 до 125 включительно мм - для DN свыше 125 до 500 включительно мм - для DN > Рисунок 12.1 12.1.19 Сборка стыков труб под сварку должна проводиться с использованием центровочных приспособлений, обеспечивающих требуемую соосность стыкуемых труби равномерный зазор по всей окружности стыка с помощью прихваток или временных технологических креплений, привариваемых на расстоянии 50-70 мм от торца труб.
Технологические крепления должны быть изготовлены из стали того же класса, что и свариваемые трубы. При сборке стыков из закаливающихся теплоустойчивых сталей технологические крепления могут быть изготовлены из углеродистых сталей При сборке стыков из аустенитных сталей с толщиной стенки трубы менее 8 мм, к сварным соединениям которых предъявляются требования стойкости к межкристаллитной коррозии, приварка технологических креплений не разрешается При сборке труби других элементов с продольными швами последние должны быть взаимно смещены. Смещение должно быть не менее трехкратной толщины
1.0 мм - для DN свыше 65 до 125 включительно мм - для DN свыше 125 до 500 включительно мм - для DN > Рисунок 12.1 12.1.19 Сборка стыков труб под сварку должна проводиться с использованием центровочных приспособлений, обеспечивающих требуемую соосность стыкуемых труби равномерный зазор по всей окружности стыка с помощью прихваток или временных технологических креплений, привариваемых на расстоянии 50-70 мм от торца труб.
Технологические крепления должны быть изготовлены из стали того же класса, что и свариваемые трубы. При сборке стыков из закаливающихся теплоустойчивых сталей технологические крепления могут быть изготовлены из углеродистых сталей При сборке стыков из аустенитных сталей с толщиной стенки трубы менее 8 мм, к сварным соединениям которых предъявляются требования стойкости к межкристаллитной коррозии, приварка технологических креплений не разрешается При сборке труби других элементов с продольными швами последние должны быть взаимно смещены. Смещение должно быть не менее трехкратной толщины
ГОСТ стенки свариваемых труб (элементов, ноне менее 100 мм. При сборке труби других элементов с номинальным диаметром 100 мм и менее продольные швы должны быть взаимно смещены на величину, равную одной четверти окружности трубы (элемента При сборке стыка необходимо предусмотреть возможность свободной усадки металла шва в процессе сварки. Не допускается выполнять сборку стыка с натягом.
12.1.23 При сборке труби других элементов смещение кромок по наружному диаметру не должно превышать 30 % от толщины тонкостенного элемента, ноне более 5 мм. При этом плавный переход от элемента с большей толщиной стенки к элементу с меньшей толщиной обеспечивается посредством наклонного расположения поверхности сварного шва. Если смещение кромок превышает допустимое значение, то для обеспечения плавного перехода необходимо проточить конец трубы с большим наружным диаметром под углом не более 15°.
12.1.24 В собранных под сварку стыковых соединениях из труби деталей одинаковой номинальной толщины, не подлежащих механической обработке после сварки в зоне шва, допускаемое смещение кромок (несовпадение поверхностей соединяемых деталей) должно быть не более соответствующих величин, указанных в таблице Таблица- Нормы допускаемых смещений кромок при сборке поперечных стыковых соединений
В миллиметрах
Номинальная толщина соединяемых деталей, Максимальное допускаемое смещение кромок в стыковых соединениях
До 6 0.1S + От 7 до 10 Св до 20 0,05S + Св. 20 0,1S, ноне более 3 12.1.25 Смещение кромок В листов (рисунок 12.2), измеряемое по нейтральной оси, в стыковых продольных соединениях, определяющих прочность обечайки, не должно превышать В = 0,1S, ноне более 3 мм л. 'K \ \ \ Рисунок 12.2 - Смещение кромок листов в стыковых продольных соединениях
12.1.23 При сборке труби других элементов смещение кромок по наружному диаметру не должно превышать 30 % от толщины тонкостенного элемента, ноне более 5 мм. При этом плавный переход от элемента с большей толщиной стенки к элементу с меньшей толщиной обеспечивается посредством наклонного расположения поверхности сварного шва. Если смещение кромок превышает допустимое значение, то для обеспечения плавного перехода необходимо проточить конец трубы с большим наружным диаметром под углом не более 15°.
12.1.24 В собранных под сварку стыковых соединениях из труби деталей одинаковой номинальной толщины, не подлежащих механической обработке после сварки в зоне шва, допускаемое смещение кромок (несовпадение поверхностей соединяемых деталей) должно быть не более соответствующих величин, указанных в таблице Таблица- Нормы допускаемых смещений кромок при сборке поперечных стыковых соединений
В миллиметрах
Номинальная толщина соединяемых деталей, Максимальное допускаемое смещение кромок в стыковых соединениях
До 6 0.1S + От 7 до 10 Св до 20 0,05S + Св. 20 0,1S, ноне более 3 12.1.25 Смещение кромок В листов (рисунок 12.2), измеряемое по нейтральной оси, в стыковых продольных соединениях, определяющих прочность обечайки, не должно превышать В = 0,1S, ноне более 3 мм л. 'K \ \ \ Рисунок 12.2 - Смещение кромок листов в стыковых продольных соединениях
ГОСТ 32569-2013 12.1.26 При смещении кромок, превышающем допустимое значение согласно 12.1.24, 12.1.25, на трубе или детали сборочной единицы большей толщины должен быть обеспечен плавный переход под углом 15° к элементу меньшей толщины рисунок а - скос с внешней стороны
б
- скос с внутренней стороны
в -
скос с внутренней и с внешней сторон г - соединение без скоса кромок
Рисунок 12.3 - Примеры конкретных форм перехода от большей толщины к меньшей
Конкретные формы указанного перехода должны устанавливаться конструкторской проектной) документацией, исходя из требований расчета на прочность и из необходимости обеспечения контроля сварных соединений всеми предусмотренными методами Отклонение от прямолинейности собранного встык участка трубопровода, измеренное линейкой длиной 400 мм в трех равномерно расположенных по периметру местах на расстоянии 200 мм от стыка, не должно превышать мм - для трубопроводов PN >100 и трубопроводов I категории мм - для трубопроводов II-V категорий К качеству прихваток предъявляют такие же требования, как и к основному сварному шву. Прихватки, имеющие недопустимые дефекты, обнаруженные внешним осмотром, должны быть удалены механическим способом Сборка стыков труби других элементов, работающих под давлением до
10 МПа (100 кгс/см2), для всех категорий трубопроводов, кроме категории I, может осуществляться на остающихся подкладных кольцах или съемных медных кольцах, если это предусмотрено в проектной документации
б
- скос с внутренней стороны
в -
скос с внутренней и с внешней сторон г - соединение без скоса кромок
Рисунок 12.3 - Примеры конкретных форм перехода от большей толщины к меньшей
Конкретные формы указанного перехода должны устанавливаться конструкторской проектной) документацией, исходя из требований расчета на прочность и из необходимости обеспечения контроля сварных соединений всеми предусмотренными методами Отклонение от прямолинейности собранного встык участка трубопровода, измеренное линейкой длиной 400 мм в трех равномерно расположенных по периметру местах на расстоянии 200 мм от стыка, не должно превышать мм - для трубопроводов PN >100 и трубопроводов I категории мм - для трубопроводов II-V категорий К качеству прихваток предъявляют такие же требования, как и к основному сварному шву. Прихватки, имеющие недопустимые дефекты, обнаруженные внешним осмотром, должны быть удалены механическим способом Сборка стыков труби других элементов, работающих под давлением до
10 МПа (100 кгс/см2), для всех категорий трубопроводов, кроме категории I, может осуществляться на остающихся подкладных кольцах или съемных медных кольцах, если это предусмотрено в проектной документации
ГОСТ 32569-2013
1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 15
12.2 Термическая обработка Необходимость выполнения термической обработки сварных соединений и ее режимы (скорость нагрева, температура при выдержке, продолжительность выдержки, скорость охлаждения, охлаждающая среда и др) должны быть указаны в ТУ, проектной или другой рабочей документации К проведению работ по термической обработке сварных соединений допускаются термисты-операторы, прошедшие специальную подготовку, выдержавшие соответствующие испытания и имеющие удостоверение направо производства этих работ Обязательной термообработке подлежат- стыковые соединения элементов из углеродистых сталей с толщиной стенки более 36 мм- сварные соединения штуцеров с трубами из углеродистых сталей при толщине стенки трубы и штуцера более 36 и 25 мм соответственно- стыковые соединения элементов из низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей с толщиной стенки более 30 мм- сварные соединения штуцеров с трубами из низколегированных марганцовистых и кремнемарганцовистых сталей при толщине стенки трубы и штуцера более 30 и 25 мм соответственно- стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из хромокремнемарганцовистых, хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых, хромованадиевольфрамовых и хромомолибденованадиевольфрамовых сталей независимо от толщины стенки. Для сварных соединений из стали марок ХМ, 12МХ и ХМ толщиной не более 12 мм, выполненных с применением электродов типа Э-09Х1М, термообработка не является обязательной при условии обеспечения твердости металла шва и зоны термического влияния не выше 240 НВ;
- стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из углеродистых и низколегированных сталей, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание (по требованию проекта- стыковые соединения и сварные соединения штуцеров с трубами из аустенитных сталей, стабилизированных титаном или ниобием, предназначенные для работы в средах, вызывающих коррозионное растрескивание, а также при температурах выше 350 Св средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, должны подвергаться стабилизирующему отжигу (по требованию проекта- сварные соединения продольных швов лепестковых переходов из углеродистых и низколегированных сталей независимо от толщины стенки
ГОСТ 32569-2013
12.2.4 Для термической обработки сварных соединений может применяться как общий печной нагрев, таки местный по кольцу любым методом, обеспечивающим одновременный и равномерный нагрев сварного шва и примыкающих к нему с обеих сторон участков основного металла по всему периметру. Минимальная ширина нагреваемого участка до требуемой температуры не должна быть менее двойной толщины стенки в каждую сторону от границы сплавления, ноне менее 50 мм Участки трубопровода, расположенные возле нагреваемого при термообработке кольца, должны быть покрыты теплоизоляцией для обеспечения плавного изменения температуры по длине Для трубопроводов из хромоникелевых аустенитных сталей независимо от величины рабочего давления применение газопламенного нагрева не допускается При проведении термической обработки должны соблюдаться условия, обеспечивающие возможность свободного теплового расширения и отсутствие пластических деформаций Термообработка сварных соединений должна проводиться без перерывов. При вынужденных перерывах в процессе термообработки (отключение электроэнергии, выход из строя нагревателя) необходимо обеспечить медленное охлаждение сварного соединения до 300 С. При повторном нагреве время пребывания сварного соединения при температуре выдержки суммируют с временем выдержки первоначального нагрева Режимы нагрева, выдержки и охлаждения при термической обработке труби других элементов должны регистрироваться самопишущими приборами Термообработку одного итого же сварного соединения допускается проводить не более трех раз. Количество термообработок в режиме отпуска не ограничивается После холодной гибки гнутые участки труб из углеродистых и низколегированных сталей подлежат термической обработке, если отношение среднего радиуса гиба к номинальному наружному диаметру трубы составляет менее 3,5, а отношение номинальной толщины стенки трубы к ее номинальному наружному диаметру превышает 0,05; гнутые участки труб из аустенитных сталей подлежат термической обработке независимо от диаметра и толщины стенки трубы После горячей гибки термическую обработку гнутых участков труб допускается не проводить, если температура конца деформации не ниже 700 С для углеродистых и низколегированных сталей и не ниже 850 С для аустенитных сталей Контроль качества сварных соединений Контроль качества сварных соединений стальных трубопроводов включает
12.2.4 Для термической обработки сварных соединений может применяться как общий печной нагрев, таки местный по кольцу любым методом, обеспечивающим одновременный и равномерный нагрев сварного шва и примыкающих к нему с обеих сторон участков основного металла по всему периметру. Минимальная ширина нагреваемого участка до требуемой температуры не должна быть менее двойной толщины стенки в каждую сторону от границы сплавления, ноне менее 50 мм Участки трубопровода, расположенные возле нагреваемого при термообработке кольца, должны быть покрыты теплоизоляцией для обеспечения плавного изменения температуры по длине Для трубопроводов из хромоникелевых аустенитных сталей независимо от величины рабочего давления применение газопламенного нагрева не допускается При проведении термической обработки должны соблюдаться условия, обеспечивающие возможность свободного теплового расширения и отсутствие пластических деформаций Термообработка сварных соединений должна проводиться без перерывов. При вынужденных перерывах в процессе термообработки (отключение электроэнергии, выход из строя нагревателя) необходимо обеспечить медленное охлаждение сварного соединения до 300 С. При повторном нагреве время пребывания сварного соединения при температуре выдержки суммируют с временем выдержки первоначального нагрева Режимы нагрева, выдержки и охлаждения при термической обработке труби других элементов должны регистрироваться самопишущими приборами Термообработку одного итого же сварного соединения допускается проводить не более трех раз. Количество термообработок в режиме отпуска не ограничивается После холодной гибки гнутые участки труб из углеродистых и низколегированных сталей подлежат термической обработке, если отношение среднего радиуса гиба к номинальному наружному диаметру трубы составляет менее 3,5, а отношение номинальной толщины стенки трубы к ее номинальному наружному диаметру превышает 0,05; гнутые участки труб из аустенитных сталей подлежат термической обработке независимо от диаметра и толщины стенки трубы После горячей гибки термическую обработку гнутых участков труб допускается не проводить, если температура конца деформации не ниже 700 С для углеродистых и низколегированных сталей и не ниже 850 С для аустенитных сталей Контроль качества сварных соединений Контроль качества сварных соединений стальных трубопроводов включает
ГОСТ 32569-2013
- пооперационный контроль- внешний осмотри измерения- ультразвуковой или радиографический контроль- капиллярный или магнитопорошковый контроль- определение содержания ферритной фазы- стилоскопирование;
- измерение твердости- механические испытания- контроль другими методами (металлографические исследования, испытание на стойкость к МКК и др, предусмотренными проектом- гидравлические или пневматические испытания.
П р им е чан и я Окончательный контроль качества сварных соединений, подвергающихся термообработке, должен проводиться после термообработки Конструкция и расположение сварных соединений должны обеспечивать проведение контроля качества сварных соединений, предусмотренного для них в рабочей документации соответствующими методами Пооперационный контроль предусматривает проверку- качества и соответствия труби сварочных материалов требованиям стандартов и ТУ на изготовление и поставку- качества подготовки концов труби деталей трубопроводов под сварку и качества сборки стыков (угол скоса кромок, совпадение кромок, зазор в стыке перед сваркой, правильность центровки труб, расположение и число прихваток, отсутствие трещин в прихватках);
- температуры предварительного подогрева- качества и технологии сварки (режима сварки, порядка наложения швов, качества послойной зачистки шлака- режимов термообработки сварных соединений Внешнему осмотру и измерениям подлежат все сварные соединения после их очистки от шлака, окалины, брызг металла и загрязнений по обе стороны от шва По результатам внешнего осмотра и измерений сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям- форма и размеры шва должны соответствовать ГОСТ 16037 или другой НД;
- поверхность шва должна быть мелкочешуйчатой.
Допускаются отдельные порыв количестве не более трех на 100 мм сварного шва размерами, не превышающими указанных в таблице 12.2.
72
- пооперационный контроль- внешний осмотри измерения- ультразвуковой или радиографический контроль- капиллярный или магнитопорошковый контроль- определение содержания ферритной фазы- стилоскопирование;
- измерение твердости- механические испытания- контроль другими методами (металлографические исследования, испытание на стойкость к МКК и др, предусмотренными проектом- гидравлические или пневматические испытания.
П р им е чан и я Окончательный контроль качества сварных соединений, подвергающихся термообработке, должен проводиться после термообработки Конструкция и расположение сварных соединений должны обеспечивать проведение контроля качества сварных соединений, предусмотренного для них в рабочей документации соответствующими методами Пооперационный контроль предусматривает проверку- качества и соответствия труби сварочных материалов требованиям стандартов и ТУ на изготовление и поставку- качества подготовки концов труби деталей трубопроводов под сварку и качества сборки стыков (угол скоса кромок, совпадение кромок, зазор в стыке перед сваркой, правильность центровки труб, расположение и число прихваток, отсутствие трещин в прихватках);
- температуры предварительного подогрева- качества и технологии сварки (режима сварки, порядка наложения швов, качества послойной зачистки шлака- режимов термообработки сварных соединений Внешнему осмотру и измерениям подлежат все сварные соединения после их очистки от шлака, окалины, брызг металла и загрязнений по обе стороны от шва По результатам внешнего осмотра и измерений сварные швы должны удовлетворять следующим требованиям- форма и размеры шва должны соответствовать ГОСТ 16037 или другой НД;
- поверхность шва должна быть мелкочешуйчатой.
Допускаются отдельные порыв количестве не более трех на 100 мм сварного шва размерами, не превышающими указанных в таблице 12.2.
72
ГОСТ Таблица- Оценка качества сварных соединений трубопроводов по результатам радиографического контроля в зависимости от размеров объемных дефектов (включений, пор)
В миллиметрах
Категория трубопровода и группа сре
ды
Толщина стенки
Включения (поры)
Скопления,
длина
Суммарная длина на любом участке шва длиной 100
ширина
(диаметр)
длина
1А,Б,В
IIA, Б, В
ШБ
Д оЗ
0,5 1,0 2,0 3,0
Св.З до 5 0,6 1,2 2,5 Св. 5 до 8 0,8 1,5 3,0 Св. 8 до 11 1,0 2,0 4,0 Св. 11 до 14 1,2 2,5 5,0 Св. 14 до 20 1,5 3,0 6,0 Св. 20 до 26 2,0 4,0 8,0 Св. 26 до 34 2,5 5,0 10,0 Св. 34 3,0 6,0 10,0 Д оЗ
0,6 2,0 3,0 Св. 3 до 5 0,8 2,5 4,0 Св. 5 до 8 1,0 3,0 5,0 Св. 8 до 11 1,2 3,5 6,0 Св. 11 до 14 1,5 5,0 8,0 Св. 14 до 20 2,0 6,0 10,0 Св. 20 до 26 2,5 8,0 12,0 Св. 26 до 34 2,5 8,0 12,0 Св. 34 до 45 3,0 10,0 15,0 Св. 45 3,5 12,0 15,0 Д оЗ
0,8 3,0 5,0 Св. 3 до 5 1,0 4,0 6,0 Св. 5 до 8 1,2 5,0 7,0 Св до 11 1,5 6,0 9,0 Св до 14 2,0 8,0 12,0 Св. 14 до 20 2,5 10,0 15,0 Св. 20 до 26 3,0 12,0 20,0 Св. 26 до 34 3,5 12,0 20,0 Св. 34 до 45 4,0 15,0 25,0 Св. 45 4,5 15,0 30,0 45,0 73
В миллиметрах
Категория трубопровода и группа сре
ды
Толщина стенки
Включения (поры)
Скопления,
длина
Суммарная длина на любом участке шва длиной 100
ширина
(диаметр)
длина
1А,Б,В
IIA, Б, В
ШБ
Д оЗ
0,5 1,0 2,0 3,0
Св.З до 5 0,6 1,2 2,5 Св. 5 до 8 0,8 1,5 3,0 Св. 8 до 11 1,0 2,0 4,0 Св. 11 до 14 1,2 2,5 5,0 Св. 14 до 20 1,5 3,0 6,0 Св. 20 до 26 2,0 4,0 8,0 Св. 26 до 34 2,5 5,0 10,0 Св. 34 3,0 6,0 10,0 Д оЗ
0,6 2,0 3,0 Св. 3 до 5 0,8 2,5 4,0 Св. 5 до 8 1,0 3,0 5,0 Св. 8 до 11 1,2 3,5 6,0 Св. 11 до 14 1,5 5,0 8,0 Св. 14 до 20 2,0 6,0 10,0 Св. 20 до 26 2,5 8,0 12,0 Св. 26 до 34 2,5 8,0 12,0 Св. 34 до 45 3,0 10,0 15,0 Св. 45 3,5 12,0 15,0 Д оЗ
0,8 3,0 5,0 Св. 3 до 5 1,0 4,0 6,0 Св. 5 до 8 1,2 5,0 7,0 Св до 11 1,5 6,0 9,0 Св до 14 2,0 8,0 12,0 Св. 14 до 20 2,5 10,0 15,0 Св. 20 до 26 3,0 12,0 20,0 Св. 26 до 34 3,5 12,0 20,0 Св. 34 до 45 4,0 15,0 25,0 Св. 45 4,5 15,0 30,0 45,0 73
ГОСТ 32569-2013
(EN Окончание таблицы. Примечания При расшифровке радиографических снимков не учитывают включения (поры) длиной 0,2 мм и менее, если они не образуют скоплений и сетки дефектов Для сварных соединений протяженностью менее 100 мм нормы, приведенные в таблице, по суммарной длине включений (пора также по числу отдельных включений (пор) должны быть пропорционально уменьшены Переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным. Подрезы в местах перехода от шва к основному металлу допускаются по глубине не более 10 % от толщины стенки трубы, ноне более 0,5 мм. При этом общая протяженность подрезана одном сварном соединении не должна превышать 30 % от длины шва.
В сварных соединениях трубопроводов на PN > 100, а также в трубопроводах, работающих в средах групп Аи Б I категории или при температуре ниже минус 70 С, подрезы не допускаются Неразрушающему контролю подвергают наихудшие по результатам внешнего осмотра сварные швы по всему периметру трубы. Число контролируемых сварных швов определяется ТУ на объект, действующими НД, ново всех случаях оно должно быть не нижеприведенных в таблице Таблица- Объем контроля сварных соединений ультразвуковым или радиографическим методом в процентах от общего числа сваренных каждым сварщиком
(но не менее одного) соединений
Условия изготовления сты
ков
Категория т эубопровода
Р
>10 МПа или для группы сред
А(а), или для I категории при температуре ниже минус
70 °С
I
II
III
IV
V
При изготовлении и монтаже на предприятии нового трубопровода, а также при ремонте 20 10 2
1
Согласно
12.3.2
При сварке разнородных сталей 100 100 100 100 При сварке трубопроводов, входящих в блоки I категории взрывоопасности 100 10 2
1 74
(EN Окончание таблицы. Примечания При расшифровке радиографических снимков не учитывают включения (поры) длиной 0,2 мм и менее, если они не образуют скоплений и сетки дефектов Для сварных соединений протяженностью менее 100 мм нормы, приведенные в таблице, по суммарной длине включений (пора также по числу отдельных включений (пор) должны быть пропорционально уменьшены Переход от наплавленного металла к основному должен быть плавным. Подрезы в местах перехода от шва к основному металлу допускаются по глубине не более 10 % от толщины стенки трубы, ноне более 0,5 мм. При этом общая протяженность подрезана одном сварном соединении не должна превышать 30 % от длины шва.
В сварных соединениях трубопроводов на PN > 100, а также в трубопроводах, работающих в средах групп Аи Б I категории или при температуре ниже минус 70 С, подрезы не допускаются Неразрушающему контролю подвергают наихудшие по результатам внешнего осмотра сварные швы по всему периметру трубы. Число контролируемых сварных швов определяется ТУ на объект, действующими НД, ново всех случаях оно должно быть не нижеприведенных в таблице Таблица- Объем контроля сварных соединений ультразвуковым или радиографическим методом в процентах от общего числа сваренных каждым сварщиком
(но не менее одного) соединений
Условия изготовления сты
ков
Категория т эубопровода
Р
>10 МПа или для группы сред
А(а), или для I категории при температуре ниже минус
70 °С
I
II
III
IV
V
При изготовлении и монтаже на предприятии нового трубопровода, а также при ремонте 20 10 2
1
Согласно
12.3.2
При сварке разнородных сталей 100 100 100 100 При сварке трубопроводов, входящих в блоки I категории взрывоопасности 100 10 2
1 74
ГОСТ Должны выполняться следующие дополнительные условия- для трубопроводов, где ползучесть и усталость являются контролируемыми факторами, в проекте необходимо назначить I категорию при определении объема неразрушающего контроля- для I категории трубопроводов пара и горячей воды с наружным диаметром 200 мм и более и с толщиной стенки менее 15 мм контролю УЗД или РД подлежат все поперечные сварные соединения по всей длине соединений.
При поставках по нормам Евросоюза трубопроводов пара и горячей воды следует учитывать- в местах, где PS * DN > 5000 бар-мм, необходим 100 %-ный объем контроля от общего количества сварных стыков и сварных швов ответвлений методом УЗД или РД;
- в местах, где PS * DN > необходим 25 %-ный объем контроля от общего количества сварных стыков и сварных швов ответвлений методом УЗД или РД.
Для трубопроводов, работающих при температуре 100 Си выше, необходимо подвергнуть не менее 10 % муфтовых соединений методом УЗД или РД.
12.3.6 Контроль сварных соединений методом РД (ГОСТ 7512) или УЗД ГОСТ 14782) следует проводить после устранения дефектов, выявленных внешним осмотром и измерениями, а для трубопроводов I категории, а также для трубопроводов с группой сред А(а) или работающих при температуре ниже минус 70 С - после контроля на выявление выходящих на поверхность дефектов методами магнитопорошковым ГОСТ 21105) или капиллярным (ГОСТ 18442).
12.3.7 Метод контроля (УЗД, РД или оба метода в сочетании) выбирают, исходя из возможности обеспечения более полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом особенностей физических свойств металла, а также освоенности конкретного метода контроля для конкретных объекта и вида сварных соединений Перед контролем сварные соединения должны быть замаркированы так, чтобы их положение было легко обнаружить на картах контроля, радиографических снимках, и обеспечить привязку результатов контроля к соответствующему участку сварного шва При радиографическом контроле следует обеспечить чувствительность ГОСТ 7512) для трубопроводов на PN > 100, категорий I и II на уровне класса 2, для трубопроводов категорий III, IV и V - на уровне класса 3.
12.3.10 Оценку качества сварных соединений по результатам радиографического контроля следует проводить по протяженности плоских дефектов трещины, несплавления, непровары) и объемным (поры, шлаковые включения) дефектам согласно таблице таблице 12.4.
75
При поставках по нормам Евросоюза трубопроводов пара и горячей воды следует учитывать- в местах, где PS * DN > 5000 бар-мм, необходим 100 %-ный объем контроля от общего количества сварных стыков и сварных швов ответвлений методом УЗД или РД;
- в местах, где PS * DN > необходим 25 %-ный объем контроля от общего количества сварных стыков и сварных швов ответвлений методом УЗД или РД.
Для трубопроводов, работающих при температуре 100 Си выше, необходимо подвергнуть не менее 10 % муфтовых соединений методом УЗД или РД.
12.3.6 Контроль сварных соединений методом РД (ГОСТ 7512) или УЗД ГОСТ 14782) следует проводить после устранения дефектов, выявленных внешним осмотром и измерениями, а для трубопроводов I категории, а также для трубопроводов с группой сред А(а) или работающих при температуре ниже минус 70 С - после контроля на выявление выходящих на поверхность дефектов методами магнитопорошковым ГОСТ 21105) или капиллярным (ГОСТ 18442).
12.3.7 Метод контроля (УЗД, РД или оба метода в сочетании) выбирают, исходя из возможности обеспечения более полного и точного выявления недопустимых дефектов с учетом особенностей физических свойств металла, а также освоенности конкретного метода контроля для конкретных объекта и вида сварных соединений Перед контролем сварные соединения должны быть замаркированы так, чтобы их положение было легко обнаружить на картах контроля, радиографических снимках, и обеспечить привязку результатов контроля к соответствующему участку сварного шва При радиографическом контроле следует обеспечить чувствительность ГОСТ 7512) для трубопроводов на PN > 100, категорий I и II на уровне класса 2, для трубопроводов категорий III, IV и V - на уровне класса 3.
12.3.10 Оценку качества сварных соединений по результатам радиографического контроля следует проводить по протяженности плоских дефектов трещины, несплавления, непровары) и объемным (поры, шлаковые включения) дефектам согласно таблице таблице 12.4.
75
ГОСТ Таблица- Оценка качества сварных соединений трубопроводов по результатам радиографического контроля в зависимости от величины и протяженности плоских дефектов (непровары по оси шва, несплавления и др.)
Категория трубопровода и группа сре
ды
Непровары по оси шва, несплавления, трещины, вогнутость и выпуклость металла в корне шва
Глубина, % к номинальной толщине стенки
Допустимая суммарная длина по периметру трубы А,Б,В
II А,Б,В
III Б
Непровар отсутствует
-
Вогнутость корня шва до 10 %, ноне более
1,5 мм
До 1/8 периметра
Выпуклость корневого шва до 10 %, ноне более 3 мм
IIIB
Непровар по оси шва до 10 %, ноне более 2 мм
До 1/4 периметра или до 5 %, ноне более 1 мм
До 1/2 периметра Б, В
V В
Непровар по оси шва до 20 %, ноне более 3 мм
До 1/4 периметра или до 10 %, ноне более 2 мм
До 1/2 периметра или до 5 %, ноне более 1 мм
Не ограничивается
П р им е чан и я Величина вогнутости корня шва и выпуклости корневого шва для трубопроводов I - IV категорий, за исключением трубопроводов I и II категорий для группы сред А(а) или работающих при температуре ниже минус 70 Сне регламентируется При необходимости точная глубина непровара определяется методом профильной радиографической толщинометрии вместе его наибольшей величины по плотности снимка или по ожидаемому местоположению.
При расшифровке снимков определяют вид дефектов по ГОСТ 19232 и их размеры по ГОСТ Если при дополнительном контроле для трубопроводов III и IV категорий хотя бы один стык будет забракован, контролю подвергают 100% стыков, выполненных конкретным сварщиком Оценка качества сварных соединений по результатам ультразвукового контроля следующая.
Сварные соединения трубопроводов на PN > 100, а также трубопроводов I категории и трубопроводов, содержащих среды группы А(а) или работающих при температуре ниже минус 70 С, признаются годными, если:
а) отсутствуют протяженные дефекты;
б) отсутствуют непротяженные (точечные) дефекты эквивалентной площадью более мм - при толщине стенки трубы до 10 мм включительно
Категория трубопровода и группа сре
ды
Непровары по оси шва, несплавления, трещины, вогнутость и выпуклость металла в корне шва
Глубина, % к номинальной толщине стенки
Допустимая суммарная длина по периметру трубы А,Б,В
II А,Б,В
III Б
Непровар отсутствует
-
Вогнутость корня шва до 10 %, ноне более
1,5 мм
До 1/8 периметра
Выпуклость корневого шва до 10 %, ноне более 3 мм
IIIB
Непровар по оси шва до 10 %, ноне более 2 мм
До 1/4 периметра или до 5 %, ноне более 1 мм
До 1/2 периметра Б, В
V В
Непровар по оси шва до 20 %, ноне более 3 мм
До 1/4 периметра или до 10 %, ноне более 2 мм
До 1/2 периметра или до 5 %, ноне более 1 мм
Не ограничивается
П р им е чан и я Величина вогнутости корня шва и выпуклости корневого шва для трубопроводов I - IV категорий, за исключением трубопроводов I и II категорий для группы сред А(а) или работающих при температуре ниже минус 70 Сне регламентируется При необходимости точная глубина непровара определяется методом профильной радиографической толщинометрии вместе его наибольшей величины по плотности снимка или по ожидаемому местоположению.
При расшифровке снимков определяют вид дефектов по ГОСТ 19232 и их размеры по ГОСТ Если при дополнительном контроле для трубопроводов III и IV категорий хотя бы один стык будет забракован, контролю подвергают 100% стыков, выполненных конкретным сварщиком Оценка качества сварных соединений по результатам ультразвукового контроля следующая.
Сварные соединения трубопроводов на PN > 100, а также трубопроводов I категории и трубопроводов, содержащих среды группы А(а) или работающих при температуре ниже минус 70 С, признаются годными, если:
а) отсутствуют протяженные дефекты;
б) отсутствуют непротяженные (точечные) дефекты эквивалентной площадью более мм - при толщине стенки трубы до 10 мм включительно
ГОСТ 32569-2013
2.0 мм - при толщине стенки трубы до 20 мм включительно мм - при толщине стенки трубы свыше 20 мм;
в) число непротяженных дефектов не более двух на каждые 100 мм шва по наружному периметру эквивалентной площадью мм - при толщине стенки трубы до 10 мм включительно мм - при толщине стенки трубы до 20 мм включительно мм - при толщине стенки трубы свыше 20 мм.
Оценка качества сварных соединений трубопроводов I - IV категорий (за исключением трубопроводов I категории или работающих при температуре ниже минус 70 С) по результатам ультразвукового контроля должна соответствовать требованиям таблицы Таблица 1 2 . 5 - Нормы допустимых дефектов в сварных швах трубопроводов
PN
< 100, выявленных при ультразвуковом контроле
Номиналь- ная толщина стенки,
S, мм
Эквивалентная площадь (размеры) отдельных дефектов
Условная протяженность цепочки точечных дефектов на участке сварного шва длиной Наименьшая фиксируемая площадь при настройке аппаратуры, дБ
По отверстию с плоским дном, мм2
По зарубке,
М ММ М
От 8 до На 6 дБ ниже эхо- сигнала от макс, допустимых эквивалентных дефектов 1 , 0 х 2 , 0 1,5 От 12 дох, От 20 дох Примечание - Точечные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда эхо-сигналов от них превышает амплитуду эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.
Протяженные дефекты признаются недопустимыми, если амплитуда сигналов от них превышает 0,5 амплитуды эхо-сигналов от искусственного отражателя. Условную протяженность цепочки точечных дефектов измеряют в том случае, если амплитуда эхо-сигнала от них составляет не менее 0,5 амплитуды эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью Сварные соединения трубопроводов с
PN
до 100 по результатам контроля капиллярным (цветным) методом считаются годными, если:
а) индикаторные следы дефектов отсутствуют;
б) все зафиксированные индикаторные следы являются одиночными и округлыми;
в) наибольший размер каждого индикаторного следа не превышает трехкратные значения норм для ширины (диаметра, приведенные в таблице 12.2 для категории IIIB;
77
2.0 мм - при толщине стенки трубы до 20 мм включительно мм - при толщине стенки трубы свыше 20 мм;
в) число непротяженных дефектов не более двух на каждые 100 мм шва по наружному периметру эквивалентной площадью мм - при толщине стенки трубы до 10 мм включительно мм - при толщине стенки трубы до 20 мм включительно мм - при толщине стенки трубы свыше 20 мм.
Оценка качества сварных соединений трубопроводов I - IV категорий (за исключением трубопроводов I категории или работающих при температуре ниже минус 70 С) по результатам ультразвукового контроля должна соответствовать требованиям таблицы Таблица 1 2 . 5 - Нормы допустимых дефектов в сварных швах трубопроводов
PN
< 100, выявленных при ультразвуковом контроле
Номиналь- ная толщина стенки,
S, мм
Эквивалентная площадь (размеры) отдельных дефектов
Условная протяженность цепочки точечных дефектов на участке сварного шва длиной Наименьшая фиксируемая площадь при настройке аппаратуры, дБ
По отверстию с плоским дном, мм2
По зарубке,
М ММ М
От 8 до На 6 дБ ниже эхо- сигнала от макс, допустимых эквивалентных дефектов 1 , 0 х 2 , 0 1,5 От 12 дох, От 20 дох Примечание - Точечные дефекты считаются недопустимыми, если амплитуда эхо-сигналов от них превышает амплитуду эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью.
Протяженные дефекты признаются недопустимыми, если амплитуда сигналов от них превышает 0,5 амплитуды эхо-сигналов от искусственного отражателя. Условную протяженность цепочки точечных дефектов измеряют в том случае, если амплитуда эхо-сигнала от них составляет не менее 0,5 амплитуды эхо-сигнала от искусственного отражателя, размеры которого определяются максимально допустимой эквивалентной площадью Сварные соединения трубопроводов с
PN
до 100 по результатам контроля капиллярным (цветным) методом считаются годными, если:
а) индикаторные следы дефектов отсутствуют;
б) все зафиксированные индикаторные следы являются одиночными и округлыми;
в) наибольший размер каждого индикаторного следа не превышает трехкратные значения норм для ширины (диаметра, приведенные в таблице 12.2 для категории IIIB;
77
ГОСТ г) суммарная длина всех индикаторных следов на любом участке шва длиной 100 мм не превышает суммарной длины, приведенной в таблице 12.2 для категории Примечание- Округлые индикаторные следы с максимальным размером до 0,5 мм включительно не учитывают независимо от толщины контролируемого металла.
Сварные соединения трубопроводов с PN свыше 100, трубопроводов I категории, трубопроводов, содержащих группу сред А(а) или работающих при температуре ниже минус 70 С, признаются годными, если индикаторные следы дефектов отсутствуют. При этом чувствительность контроля должна соответствовать классу 2 по ГОСТ 18442.
12.3.13 Сварные соединения по результатам магнитопорошкового или магнитографического контроля считаются годными, если отсутствуют протяженные дефекты Определение содержания ферритной фазы должно проводиться в сварных соединениях трубопроводов из аустенитных сталей на PN> 100 в объеме 100 % на сборочных единицах, предназначенных для работы при температуре выше 350 С, а в остальных случаях - по требованию проекта Стилоскопированию на наличие основных легирующих элементов подлежат сварные соединения легированных сталей трубопроводов св следующих случаях- выборочно, ноне менее двух соединений, выполненных одним сварщиком одной партией сварочных материалов- если соответствие использованных сварочных материалов назначенным вызывает сомнение- если после термической обработки твердость сварного соединения не соответствует установленным требованиям.
Сварные соединения трубопроводов из легированных сталей для трубопроводов I категории или содержащих среды группы А(а), либо работающих с давлением PN > 100, подлежат стилоскопированию в объеме 100 %.
12.3.16 Результаты стилоскопирования признаются удовлетворительными, если при контроле подтверждено наличие (отсутствие) и содержание соответствующих химических элементов в наплавленном или в основном металле. При неудовлетворительных результатах стилоскопирования хотя бы одного сварного соединения в случае выборочного контроля стилоскопированию подлежат все сварные швы, выполненные с использованием той же партии сварочных материалов сварщиком, выполнившим данное сварное соединение.
Измерение твердости проводят для сварных соединений трубопроводов, изготовленных из хромокремнемарганцовистых,
78
Сварные соединения трубопроводов с PN свыше 100, трубопроводов I категории, трубопроводов, содержащих группу сред А(а) или работающих при температуре ниже минус 70 С, признаются годными, если индикаторные следы дефектов отсутствуют. При этом чувствительность контроля должна соответствовать классу 2 по ГОСТ 18442.
12.3.13 Сварные соединения по результатам магнитопорошкового или магнитографического контроля считаются годными, если отсутствуют протяженные дефекты Определение содержания ферритной фазы должно проводиться в сварных соединениях трубопроводов из аустенитных сталей на PN> 100 в объеме 100 % на сборочных единицах, предназначенных для работы при температуре выше 350 С, а в остальных случаях - по требованию проекта Стилоскопированию на наличие основных легирующих элементов подлежат сварные соединения легированных сталей трубопроводов св следующих случаях- выборочно, ноне менее двух соединений, выполненных одним сварщиком одной партией сварочных материалов- если соответствие использованных сварочных материалов назначенным вызывает сомнение- если после термической обработки твердость сварного соединения не соответствует установленным требованиям.
Сварные соединения трубопроводов из легированных сталей для трубопроводов I категории или содержащих среды группы А(а), либо работающих с давлением PN > 100, подлежат стилоскопированию в объеме 100 %.
12.3.16 Результаты стилоскопирования признаются удовлетворительными, если при контроле подтверждено наличие (отсутствие) и содержание соответствующих химических элементов в наплавленном или в основном металле. При неудовлетворительных результатах стилоскопирования хотя бы одного сварного соединения в случае выборочного контроля стилоскопированию подлежат все сварные швы, выполненные с использованием той же партии сварочных материалов сварщиком, выполнившим данное сварное соединение.
Измерение твердости проводят для сварных соединений трубопроводов, изготовленных из хромокремнемарганцовистых,
78
ГОСТ 32569-2013
хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых, хромованадиевольфрамовых и хро- момолибденованадиевольфрамовых сталей.
Твердость необходимо измерять на каждом термообработанном сварном соединении по центру шва, в зоне термического влияния, по основному металлу. Результаты измерения твердости должны соответствовать требованиям НД. Значения твердости не должны превышать указанных в таблице 12.6. При твердости, превышающей допустимую, сварные соединения должны подвергаться стилоскопированию и при положительных его результатах - повторной термообработке. На сварных соединениях наружным диаметром менее 50 мм твердость не замеряют.
Т аб лица- Оценка качества сварных соединений по твердости
Марка стали
Допустимая твердость металла шва и зоны термического влияния, НВ, небо лее14ХГС230 ХМ, 12X1МФ, 15Х1М1Ф, ХМ, ХМ, 15Х5МУ. 15Х5ВФ
240
ЗОХМА, 20Х2МА, 22ХЗМ, 18ХЗМВ
270 20ХЗМВФ
300
При этом твердость должна быть замерена на контрольных сварных соединениях и занесена в паспорт трубопровода При выявлении методами неразрушающего контроля дефектных сварных соединений контролю подвергают удвоенное от первоначального объема число сварных соединений на данном участке трубопровода, выполненных одним сварщиком.
Если при дополнительном контроле хотя бы одно сварное соединение будет признано негодным, контролю следует подвергать 100 % сварных соединений, выполненных на участке трубопровода конкретным сварщиком Дефекты, обнаруженные в процессе контроля, должны быть устранены, с последующим контролем исправленных участков.
Исправлению подлежат все дефектные участки сварного соединения, выявленные при внешнем осмотре и измерениях, а также контроле неразрушающими физическими методами.
Исправлению местной выборкой и последующей подваркой (без повторной сварки всего соединения) подлежат участки сварного шва, если размеры выборки после удаления дефектного участка шва не превышают значений, указанных в таблице 12.7.
79
хромомолибденовых, хромомолибденованадиевых, хромованадиевольфрамовых и хро- момолибденованадиевольфрамовых сталей.
Твердость необходимо измерять на каждом термообработанном сварном соединении по центру шва, в зоне термического влияния, по основному металлу. Результаты измерения твердости должны соответствовать требованиям НД. Значения твердости не должны превышать указанных в таблице 12.6. При твердости, превышающей допустимую, сварные соединения должны подвергаться стилоскопированию и при положительных его результатах - повторной термообработке. На сварных соединениях наружным диаметром менее 50 мм твердость не замеряют.
Т аб лица- Оценка качества сварных соединений по твердости
Марка стали
Допустимая твердость металла шва и зоны термического влияния, НВ, небо лее14ХГС230 ХМ, 12X1МФ, 15Х1М1Ф, ХМ, ХМ, 15Х5МУ. 15Х5ВФ
240
ЗОХМА, 20Х2МА, 22ХЗМ, 18ХЗМВ
270 20ХЗМВФ
300
При этом твердость должна быть замерена на контрольных сварных соединениях и занесена в паспорт трубопровода При выявлении методами неразрушающего контроля дефектных сварных соединений контролю подвергают удвоенное от первоначального объема число сварных соединений на данном участке трубопровода, выполненных одним сварщиком.
Если при дополнительном контроле хотя бы одно сварное соединение будет признано негодным, контролю следует подвергать 100 % сварных соединений, выполненных на участке трубопровода конкретным сварщиком Дефекты, обнаруженные в процессе контроля, должны быть устранены, с последующим контролем исправленных участков.
Исправлению подлежат все дефектные участки сварного соединения, выявленные при внешнем осмотре и измерениях, а также контроле неразрушающими физическими методами.
Исправлению местной выборкой и последующей подваркой (без повторной сварки всего соединения) подлежат участки сварного шва, если размеры выборки после удаления дефектного участка шва не превышают значений, указанных в таблице 12.7.
79
ГОСТ Таблица- Допустимые размеры выборки после удаления дефектов в сварных швах трубопроводов
Глубина выборки, % от номинальной толщины стенки трубили расчетного сечения шва
Суммарная протяженность выборки, % от номинального наружного периметра сварного соединения
Для трубопроводов PN > 10 МПа, трубопроводов I категории или работающих при температуре ниже минус 70 Си менее
Не нормируется
Более 15 до 30 включительно
До Более 30 до 50 включительно
До Более До Для трубопроводов I - IV категории и менее
Не нормируется
Более 25 до 50 включительно
До Более До Для трубопровода V категории и менее
Не нормируется
Более 30 до 50 включительно
До Более До Сварное соединение, в котором для исправления дефектного участка требуется произвести выборку размером более допустимого по таблице 12.7, должно быть полностью удалено, а на его место вварена катушка Механические свойства стыковых сварных соединений трубопроводов должны подтверждаться результатами механических испытаний контрольных сварных соединений в соответствии с требованиями ГОСТ 6996.
12.3.20 Контрольные сварные соединения должны свариваться на партию однотипных производственных стыков. В партию входят сваренные в срок не более трех месяцев не более 100 однотипных стыковых соединений с номинальным диаметром
DN
<150 или не более пятидесяти стыков с DN Однотипными являются соединения из сталей одной марки, выполненные одним сварщиком, по единому технологическому процессу и отличающиеся по толщине стенки не более чем на 50 Однотипными по номинальному диаметру являются соединения DN от 6 до 32, от
DN
50 до 150, DN >175.
12.3.21 Число контрольных сварных соединений для проведения механических испытаний и металлографических исследований должно соответствовать указанному в таблице 12.8.
80
Глубина выборки, % от номинальной толщины стенки трубили расчетного сечения шва
Суммарная протяженность выборки, % от номинального наружного периметра сварного соединения
Для трубопроводов PN > 10 МПа, трубопроводов I категории или работающих при температуре ниже минус 70 Си менее
Не нормируется
Более 15 до 30 включительно
До Более 30 до 50 включительно
До Более До Для трубопроводов I - IV категории и менее
Не нормируется
Более 25 до 50 включительно
До Более До Для трубопровода V категории и менее
Не нормируется
Более 30 до 50 включительно
До Более До Сварное соединение, в котором для исправления дефектного участка требуется произвести выборку размером более допустимого по таблице 12.7, должно быть полностью удалено, а на его место вварена катушка Механические свойства стыковых сварных соединений трубопроводов должны подтверждаться результатами механических испытаний контрольных сварных соединений в соответствии с требованиями ГОСТ 6996.
12.3.20 Контрольные сварные соединения должны свариваться на партию однотипных производственных стыков. В партию входят сваренные в срок не более трех месяцев не более 100 однотипных стыковых соединений с номинальным диаметром
DN
<150 или не более пятидесяти стыков с DN Однотипными являются соединения из сталей одной марки, выполненные одним сварщиком, по единому технологическому процессу и отличающиеся по толщине стенки не более чем на 50 Однотипными по номинальному диаметру являются соединения DN от 6 до 32, от
DN
50 до 150, DN >175.
12.3.21 Число контрольных сварных соединений для проведения механических испытаний и металлографических исследований должно соответствовать указанному в таблице 12.8.
80
ГОСТ Таблица- Число контрольных сварных соединений
Номинальный диаметр трубы Число контрольных соединений
От 6 до 32 От 50 до 150 От 175 и более
1
При необходимости проведения испытаний на стойкость к МКК должны быть сварены на два соединения больше, чем указано для DN 6 - 32, и на одно соединение больше для DN > 50. При диаметре труб DN > 450 допускается сваривать контрольные сварные соединения из пластин Из контрольных сварных соединений должны изготавливаться образцы для следующих видов испытаний- на статическое растяжение при температуре плюс 20 С - два образца- на ударный изгиб (KCU или KCV) при температуре плюс 20 С - три образца с надрезом по центру шва- на ударный изгиб (KCU или KCV) при рабочей температуре для трубопроводов, работающих при температуре стенки минус 20 Си ниже, - три образца с надрезом по центру шва и три - по зоне термического влияния (ЗТВ);
- на статический изгиб - два образца- для металлографических исследований - два образца (по требованию проекта- на ударный изгиб (KCU или KCV) при температуре плюс 20 С - три образца с надрезом по зоне термического влияния (по требованию проекта- для испытаний на стойкость к МКК - четыре образца (по требованию проекта).
Испытания на ударный изгиб проводят на образцах с концентратором типа «и»
(,КСU) или У (KCV).
12.3.23 Образцы необходимо вырезать в соответствии с ГОСТ 6996 методами, не изменяющими структуру и механические свойства металла. Не допускается применение правки заготовок образцов как в холодном, таки в горячем состояниях Испытание на статическое растяжение стыковых соединений труб DN < 50 может быть заменено испытанием на растяжение стыков со снятым усилением Испытание на статический изгиб сварных соединений труб с номинальным диаметром DN < 50 может быть заменено испытанием стыков на сплющивание Результаты механических испытаний сварных соединений должны удовлетворять требованиям таблицы 12.9 [9].
81
Номинальный диаметр трубы Число контрольных соединений
От 6 до 32 От 50 до 150 От 175 и более
1
При необходимости проведения испытаний на стойкость к МКК должны быть сварены на два соединения больше, чем указано для DN 6 - 32, и на одно соединение больше для DN > 50. При диаметре труб DN > 450 допускается сваривать контрольные сварные соединения из пластин Из контрольных сварных соединений должны изготавливаться образцы для следующих видов испытаний- на статическое растяжение при температуре плюс 20 С - два образца- на ударный изгиб (KCU или KCV) при температуре плюс 20 С - три образца с надрезом по центру шва- на ударный изгиб (KCU или KCV) при рабочей температуре для трубопроводов, работающих при температуре стенки минус 20 Си ниже, - три образца с надрезом по центру шва и три - по зоне термического влияния (ЗТВ);
- на статический изгиб - два образца- для металлографических исследований - два образца (по требованию проекта- на ударный изгиб (KCU или KCV) при температуре плюс 20 С - три образца с надрезом по зоне термического влияния (по требованию проекта- для испытаний на стойкость к МКК - четыре образца (по требованию проекта).
Испытания на ударный изгиб проводят на образцах с концентратором типа «и»
(,КСU) или У (KCV).
12.3.23 Образцы необходимо вырезать в соответствии с ГОСТ 6996 методами, не изменяющими структуру и механические свойства металла. Не допускается применение правки заготовок образцов как в холодном, таки в горячем состояниях Испытание на статическое растяжение стыковых соединений труб DN < 50 может быть заменено испытанием на растяжение стыков со снятым усилением Испытание на статический изгиб сварных соединений труб с номинальным диаметром DN < 50 может быть заменено испытанием стыков на сплющивание Результаты механических испытаний сварных соединений должны удовлетворять требованиям таблицы 12.9 [9].
81
ГОСТ Таблица- Минимальные нормы механических свойств сварных соединений
Минимальные нормы механических свойств сварных соединений для сталей
Наименование показателя углеродистых низколегированных марганцовистых и марганцевокремни
стых хромистых, хромомо
либденовых и хромо
ванадиевовольфра
мовых аустенитно
ферритных аустенитных
Временное сопротивление разрыву при температуре плюс
20 °С
Не ниже нижнего значения временного сопротивления разрыву основного металла по стандарту или ТУ для данной марки стали
Минимальная ударная вязкость, Дж/см2 (кгс/см2) при температуре + 20 Сна образцах KCV
35 (3,5)
35 (3,5)
35 (3,5)
30 (на образцах KCU
50 (5,0)
50 (5,0)
50 (5,0)
40 (4,0)
- при температуре ниже минус
20 Сна образцах KCV
20 (2,0)
20 (2,0)
20 (на образцах KCU
30 (3,0)
30 (3,0)
-
30 (Минимальный угол изгиба, градусов, при толщине не более 20 мм 80 50 80 более 20 мм 60 40 60 Твердость металла шва сварных соединений НВ, не более
Минимальные нормы механических свойств сварных соединений для сталей
Наименование показателя углеродистых низколегированных марганцовистых и марганцевокремни
стых хромистых, хромомо
либденовых и хромо
ванадиевовольфра
мовых аустенитно
ферритных аустенитных
Временное сопротивление разрыву при температуре плюс
20 °С
Не ниже нижнего значения временного сопротивления разрыву основного металла по стандарту или ТУ для данной марки стали
Минимальная ударная вязкость, Дж/см2 (кгс/см2) при температуре + 20 Сна образцах KCV
35 (3,5)
35 (3,5)
35 (3,5)
30 (на образцах KCU
50 (5,0)
50 (5,0)
50 (5,0)
40 (4,0)
- при температуре ниже минус
20 Сна образцах KCV
20 (2,0)
20 (2,0)
20 (на образцах KCU
30 (3,0)
30 (3,0)
-
30 (Минимальный угол изгиба, градусов, при толщине не более 20 мм 80 50 80 более 20 мм 60 40 60 Твердость металла шва сварных соединений НВ, не более
ГОСТ Окончание таблицы Примечания Показатели механических свойств сварных соединений повременному сопротивлению разрыву и углу изгиба определяют как среднеарифметическое результатов испытаний отдельных образцов. Общий результат признают неудовлетворительным, если хотя бы один из образцов показал значение временного сопротивления разрыву более чем на 7 % и угла изгиба более чем на 10 % ниже норм, указанных в таблице.
Допускается на одном образце при температурах минус 40 Си ниже значение ударной вязкости
KCU
> 25 Дж/см2, KCV> 15 Дж/см2.
2 Виды испытаний и гарантированные нормы механических свойств повременному сопротивлению разрыву и ударной вязкости стыковых сварных соединений типа «лист+труба»,
«труба+литье»,
«поковка+поковка»,
«поковка+труба» должны соответствовать требованиям, предъявляемым к материалам с более низкими показателями механических свойств. Для таких сварных соединений угол изгиба должен быть не менее- 70° для углеродистых сталей аустенитного класса- 50° для низколегированных марганцовистых и марганцевокремнистых сталей, высоколегированных сталей аустенитноферритного класса- 30° для низко- и среднелегированных (хромистых и хромомолибденовых) сталей и высоколегированных сталей ферритного класса Контроль механических свойства также металлографическое исследование или испытание на стойкость к
МКК образцов этих соединений предусматриваются разработчиком технической документации. Твердость металла шва сварных соединений из стали марки ХМ, выполненных ручной электродуговой сваркой ванадийсодержащими электродами, должна быть не более 260 НВ при условии, что относительное удлинение металла шва будет не менее 18 %. Твердость металла шва сварных соединений из стали марки 15Х5МУ должна быть не более 270 НВ.
12.3.27 В разнородных соединениях прочность оценивают по стали с более низкими механическими свойствами, а ударную вязкость и угол изгиба - по менее пластичной стали При проведении металлографических исследований (по требованию проекта) определяют наличие в сварном соединении недопустимых дефектов и соответствие формы и размеров сварного шва требованиям НД.
12.3.29 Качество сварных соединений по результатам испытаний на стойкость к
МКК (по требованию проекта) признается удовлетворительным, если результаты испытаний соответствуют требованиям ГОСТ 6032 по стойкости против указанной коррозии
Допускается на одном образце при температурах минус 40 Си ниже значение ударной вязкости
KCU
> 25 Дж/см2, KCV> 15 Дж/см2.
2 Виды испытаний и гарантированные нормы механических свойств повременному сопротивлению разрыву и ударной вязкости стыковых сварных соединений типа «лист+труба»,
«труба+литье»,
«поковка+поковка»,
«поковка+труба» должны соответствовать требованиям, предъявляемым к материалам с более низкими показателями механических свойств. Для таких сварных соединений угол изгиба должен быть не менее- 70° для углеродистых сталей аустенитного класса- 50° для низколегированных марганцовистых и марганцевокремнистых сталей, высоколегированных сталей аустенитноферритного класса- 30° для низко- и среднелегированных (хромистых и хромомолибденовых) сталей и высоколегированных сталей ферритного класса Контроль механических свойства также металлографическое исследование или испытание на стойкость к
МКК образцов этих соединений предусматриваются разработчиком технической документации. Твердость металла шва сварных соединений из стали марки ХМ, выполненных ручной электродуговой сваркой ванадийсодержащими электродами, должна быть не более 260 НВ при условии, что относительное удлинение металла шва будет не менее 18 %. Твердость металла шва сварных соединений из стали марки 15Х5МУ должна быть не более 270 НВ.
12.3.27 В разнородных соединениях прочность оценивают по стали с более низкими механическими свойствами, а ударную вязкость и угол изгиба - по менее пластичной стали При проведении металлографических исследований (по требованию проекта) определяют наличие в сварном соединении недопустимых дефектов и соответствие формы и размеров сварного шва требованиям НД.
12.3.29 Качество сварных соединений по результатам испытаний на стойкость к
МКК (по требованию проекта) признается удовлетворительным, если результаты испытаний соответствуют требованиям ГОСТ 6032 по стойкости против указанной коррозии
ГОСТ 32569-2013
150>
150>
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 ... 15
13 Требования к испытанию и приемке смонтированных трубопроводов Общие требования Все трубопроводы, на которые распространяется настоящий стандарт, после окончания монтажных и сварочных работ, термообработки (при необходимости, контроля качества сварных соединений неразрушающими методами, а также после установки и окончательного закрепления всех опор, подвесок (пружины пружинных опор и подвесок на период испытаний должны быть разгружены) и оформления документов, подтверждающих качество выполненных работ, подвергают наружному осмотру, испытанию на прочность и плотность, и при необходимости - дополнительным испытаниям на герметичность с определением падения давления Вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное испытание на герметичность, способ испытания (гидравлический, пневматический) и величину испытательного давления указывают в проекте для каждого трубопровода. В случае отсутствия указаний о способе испытания и величине испытательного давления способ испытания согласовывают с заказчиком, а величину давления испытания принимают в соответствии с настоящим стандартом Испытания на прочность и плотность проводят одновременно Наружный осмотр трубопровода имеет целью проверку готовности его к проведению испытаний. При наружном осмотре проверяют соответствие смонтированного трубопровода проектной документации правильность установки запорных устройств, легкость их закрывания и открывания установку всех проектных креплений и снятие всех временных креплений окончание всех сварочных работ, включая врезки воздушников и дренажей; завершение работ по термообработке (при необходимости Испытанию, как правило, подвергают весь трубопровод полностью. Допускается проводить испытание трубопровода отдельными участками, при этом разбивку на участки проводит монтажная организация по согласованию с заказчиком При испытании на прочность и плотность испытываемый трубопровод участок) должен быть отсоединен от аппаратов и других трубопроводов заглушками. Использование запорной арматуры для отключения испытываемого трубопровода участка) не допускается. При невозможности отсоединения трубопровода от аппарата следует учитывать требования 4.6.
13.1.7 Перед проведением испытаний вся запорная арматура, установленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта, сальники уплотнены на месте
ГОСТ регулирующих клапанов и измерительных устройств должны быть установлены монтажные катушки все врезки, штуцера, бобышки для контрольно-измерительных приборов должны быть заглушены Места расположения заглушек на время проведения испытания должны быть отмечены предупредительными знаками пребывание людей поблизости не допускается Для контроля давления следует применять манометры либо дистанционные средства измерений, имеющие одинаковую точность во всем диапазоне измерения и одинаковые пределы измерения. Допускается применять манометры (дистанционные приборы класса точности не более 1,5) при условии, что контролируемые значения давлений должны находиться в пределах второй трети шкалы показаний манометра предельное давление манометров должно составлять около 4/3 от испытательного давления. При измерении давления двумя манометрами один должен быть контрольным Один манометр (дистанционный прибор) устанавливают у опрессовочного агрегата после запорной арматуры, другой - на воздушнике в точке трубопровода, наиболее удаленной от опрессовочного агрегата Разрешается проводить испытания с нанесенной тепловой или антикоррозионной изоляцией трубопроводов из бесшовных трубили заранее изготовленных и испытанных блоков (независимо от применяемых труб) при условии, что сварные монтажные стыки и фланцевые соединения будут иметь доступ для осмотра Испытание на прочность и плотность трубопроводов с номинальным давлением PN < 100 может быть гидравлическим или пневматическим. Как правило, испытание проводят гидравлическим способом.
Замена гидравлического испытания на пневматическое допускается в следующих случаях (рекомендуется проводить с контролем методом акустической эмиссии):
а) если несущая строительная конструкция или опоры не рассчитана на заполнение трубопровода водой;
б) при температуре окружающего воздуха ниже 0 Си опасности промерзания отдельных участков трубопровода;
в) если применение жидкости (воды) недопустимо, на этот вид испытаний разрабатывается инструкция по Испытание на прочность и плотность пневматически с обязательным контролем методом акустической эмиссии проводится:
а) для трубопроводов, расположенных в действующих цехах
Замена гидравлического испытания на пневматическое допускается в следующих случаях (рекомендуется проводить с контролем методом акустической эмиссии):
а) если несущая строительная конструкция или опоры не рассчитана на заполнение трубопровода водой;
б) при температуре окружающего воздуха ниже 0 Си опасности промерзания отдельных участков трубопровода;
в) если применение жидкости (воды) недопустимо, на этот вид испытаний разрабатывается инструкция по Испытание на прочность и плотность пневматически с обязательным контролем методом акустической эмиссии проводится:
а) для трубопроводов, расположенных в действующих цехах
ГОСТ б) для трубопроводов, расположенных на эстакадах, в каналах или лотках рядом с действующими трубопроводами;
в) при испытательном давлении менее 0,4 МПа (4 кгс/см2), если на трубопроводах установлена арматура из серого чугуна Испытание на прочность и плотность трубопроводов на номинальное давление PN свыше 100 должно проводиться гидравлическим способом. В технически обоснованных случаях для трубопроводов на номинальное давление PN до 500 допускается (по согласованию с надзорными органами) замена гидравлического испытания на пневматическое при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии (АЭ).
13.1.14 При совместном испытании обвязочных трубопроводов с аппаратами величину давления при испытании трубопроводов на прочность и плотность (до ближайшей отключающей задвижки) следует принимать как для аппарата.
Трубопроводы, которые подвергают испытанию на прочность и плотность совместно с другим оборудованием, должны быть испытаны с учетом давления испытания этого оборудования Короткие (дом) отводящие трубопроводы от предохранительных клапанов, а также свечи от аппаратов и системы, связанные непосредственно с атмосферой (кроме газопроводов на факел, испытанию, как правило, не подлежат Дополнительные испытания трубопроводов на герметичность проводят пневматическим способом (см. 13.5).
13.1.17 Подчеканка сварных швов запрещается. Устранение дефектов вовремя нахождения трубопровода под давлением не разрешается При проведении испытаний обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытания повторены 0 проведении испытаний трубопроводов должны составляться соответствующие акты Пневматические испытания согласно 13.1.12, 13.1.13 следует проводить по инструкции, содержащей мероприятия, исключающие возможность разрушения трубопроводов в случае появления критического АЭ-сигнала. Эта инструкция по проведению испытаний должна быть утверждена руководителем предприятия (техническим директором) и предусматривать необходимые меры безопасности Гидравлическое испытание на прочность и плотность Гидравлическое испытание трубопроводов должно проводиться преимущественно в теплое время года при положительной температуре окружающего
в) при испытательном давлении менее 0,4 МПа (4 кгс/см2), если на трубопроводах установлена арматура из серого чугуна Испытание на прочность и плотность трубопроводов на номинальное давление PN свыше 100 должно проводиться гидравлическим способом. В технически обоснованных случаях для трубопроводов на номинальное давление PN до 500 допускается (по согласованию с надзорными органами) замена гидравлического испытания на пневматическое при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии (АЭ).
13.1.14 При совместном испытании обвязочных трубопроводов с аппаратами величину давления при испытании трубопроводов на прочность и плотность (до ближайшей отключающей задвижки) следует принимать как для аппарата.
Трубопроводы, которые подвергают испытанию на прочность и плотность совместно с другим оборудованием, должны быть испытаны с учетом давления испытания этого оборудования Короткие (дом) отводящие трубопроводы от предохранительных клапанов, а также свечи от аппаратов и системы, связанные непосредственно с атмосферой (кроме газопроводов на факел, испытанию, как правило, не подлежат Дополнительные испытания трубопроводов на герметичность проводят пневматическим способом (см. 13.5).
13.1.17 Подчеканка сварных швов запрещается. Устранение дефектов вовремя нахождения трубопровода под давлением не разрешается При проведении испытаний обнаруженные дефекты должны быть устранены, а испытания повторены 0 проведении испытаний трубопроводов должны составляться соответствующие акты Пневматические испытания согласно 13.1.12, 13.1.13 следует проводить по инструкции, содержащей мероприятия, исключающие возможность разрушения трубопроводов в случае появления критического АЭ-сигнала. Эта инструкция по проведению испытаний должна быть утверждена руководителем предприятия (техническим директором) и предусматривать необходимые меры безопасности Гидравлическое испытание на прочность и плотность Гидравлическое испытание трубопроводов должно проводиться преимущественно в теплое время года при положительной температуре окружающего
ГОСТ воздуха. Для гидравлических испытаний с давлением до 100 МПа должна применяться, как правило, вода с температурой не ниже плюс 5 Сине выше плюс 40 С или специальные смеси. Для трубопроводов выше 100 МПа (производство полиэтилена) применяется вазелиновое масло, имеющее нейтральные свойства по отношению к углеродистой стали. По согласованию с автором проекта вместо воды может быть использована другая жидкость
(некоррозийная, неядовитая, невзрывоопасная, маловязкая). Разность температур стенки трубопровода и окружающего воздуха вовремя испытаний не должна вызывать выпадения влаги на стенке трубопровода.
Если гидравлическое испытание проводят при температуре окружающего воздуха ниже 0 С, должны быть приняты меры против замерзания воды и обеспечено надежное опорожнение трубопровода.
После окончания гидравлического испытания трубопровод должен быть полностью опорожнен и продут до полного удаления воды или жидкости.
Величина пробного давления на прочность (гидравлическим или пневматическим способом) должна составлять не менее (выбирается большее из двух значений)*:
Р = 1,25 Р
пп
“
M М 'ноне менее 0,2 МПа,
(
6
)
или Рпр = Р, где Р - расчетное давление трубопровода, МПа;
Рпр - пробное давление, МПа;
[ст] 20 - допускаемое напряжение для материала трубопровода при 20°С;
[
су
]
, - допускаемое напряжение для материала трубопровода при максимальной положительной расчетной температуре.
Отношение принимается имеющее меньшее значение для материалов всех
Ь элементов трубопровода, работающих под давлением, за исключением болтов (шпилек При наличии на трубопроводе арматуры из серого чугуна пробное давление не должно превышать величину 0,4 МПа.
13.2.2В случае, если для обеспечения условий прочности и герметичности при испытаниях возникает необходимость увеличения диаметра, числа или замены материала болтов (шпилек) фланцевых соединений, допускается уменьшить пробное давление до максимальной величины, при которой вовремя проведения испытаний
(некоррозийная, неядовитая, невзрывоопасная, маловязкая). Разность температур стенки трубопровода и окружающего воздуха вовремя испытаний не должна вызывать выпадения влаги на стенке трубопровода.
Если гидравлическое испытание проводят при температуре окружающего воздуха ниже 0 С, должны быть приняты меры против замерзания воды и обеспечено надежное опорожнение трубопровода.
После окончания гидравлического испытания трубопровод должен быть полностью опорожнен и продут до полного удаления воды или жидкости.
Величина пробного давления на прочность (гидравлическим или пневматическим способом) должна составлять не менее (выбирается большее из двух значений)*:
Р = 1,25 Р
пп
“
M М 'ноне менее 0,2 МПа,
(
6
)
или Рпр = Р, где Р - расчетное давление трубопровода, МПа;
Рпр - пробное давление, МПа;
[ст] 20 - допускаемое напряжение для материала трубопровода при 20°С;
[
су
]
, - допускаемое напряжение для материала трубопровода при максимальной положительной расчетной температуре.
Отношение принимается имеющее меньшее значение для материалов всех
Ь элементов трубопровода, работающих под давлением, за исключением болтов (шпилек При наличии на трубопроводе арматуры из серого чугуна пробное давление не должно превышать величину 0,4 МПа.
13.2.2В случае, если для обеспечения условий прочности и герметичности при испытаниях возникает необходимость увеличения диаметра, числа или замены материала болтов (шпилек) фланцевых соединений, допускается уменьшить пробное давление до максимальной величины, при которой вовремя проведения испытаний
ГОСТ обеспечиваются условия прочности болтов (шпилек) без увеличения их диаметра, числа или без замены материала Во всех случаях величина пробного давления должна приниматься такой, чтобы максимальные напряжения в стенке трубопровода при пробном давлении не превышали 95 % предела текучести материала при температуре испытания Величину пробного давления на прочность для вакуумных трубопроводов и трубопроводов без избыточного давления для токсичных и взрывопожароопасных сред следует принимать равной 0,2 МПа (2 кгс/см2).
13.2.5В случае, если трубопровод и его элементы работают в диапазоне температур ползучести и допускаемое напряжение для материалов трубопроводов и его элементов при расчетной температуре [o]t определяют на базе предела длительной прочности или предела ползучести, допускается в формуле (6) вместо [a]f использовать величину допускаемого напряжения при расчетной температуре [ст]т , полученную только на базе независящих от времени характеристик (предела текучести и временного сопротивления, без учета ползучести и длительной прочности [9].
13.2.6 Давление в трубопроводе при испытании должно увеличиваться до значения около 50 % от установленного испытательного давления. Затем давление необходимо увеличивать поэтапно приблизительно по 10 % от заданного испытательного давления до его достижения. Трубопроводная система должна поддерживаться при этом испытательном давлении в течение не менее 30 мин. Затем давление необходимо уменьшить до расчетного давления, и все поверхности элементов, сварных соединений и сами сварные соединения должны быть подвергнуты тщательному визуальному осмотру. Вовремя этого осмотра на трубопроводе должны отсутствовать следы пластической деформации.
Продолжительность испытания на прочность и плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений.
После окончания гидравлического испытания все воздушники на трубопроводе должны быть открыты и трубопровод должен быть полностью освобожден отводы через соответствующие дренажи.
13.2.7 Арматура должна подвергаться гидравлическому испытанию пробным давлением в соответствии с ГОСТ 356.
13.2.8 При заполнении трубопровода водой воздух должен быть удален полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана- для испытания трубопровода на заводе-изготовителе - в технической документации
13.2.5В случае, если трубопровод и его элементы работают в диапазоне температур ползучести и допускаемое напряжение для материалов трубопроводов и его элементов при расчетной температуре [o]t определяют на базе предела длительной прочности или предела ползучести, допускается в формуле (6) вместо [a]f использовать величину допускаемого напряжения при расчетной температуре [ст]т , полученную только на базе независящих от времени характеристик (предела текучести и временного сопротивления, без учета ползучести и длительной прочности [9].
13.2.6 Давление в трубопроводе при испытании должно увеличиваться до значения около 50 % от установленного испытательного давления. Затем давление необходимо увеличивать поэтапно приблизительно по 10 % от заданного испытательного давления до его достижения. Трубопроводная система должна поддерживаться при этом испытательном давлении в течение не менее 30 мин. Затем давление необходимо уменьшить до расчетного давления, и все поверхности элементов, сварных соединений и сами сварные соединения должны быть подвергнуты тщательному визуальному осмотру. Вовремя этого осмотра на трубопроводе должны отсутствовать следы пластической деформации.
Продолжительность испытания на прочность и плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений.
После окончания гидравлического испытания все воздушники на трубопроводе должны быть открыты и трубопровод должен быть полностью освобожден отводы через соответствующие дренажи.
13.2.7 Арматура должна подвергаться гидравлическому испытанию пробным давлением в соответствии с ГОСТ 356.
13.2.8 При заполнении трубопровода водой воздух должен быть удален полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана- для испытания трубопровода на заводе-изготовителе - в технической документации
ГОСТ 32569-2013
- для испытания трубопровода в процессе монтажа - в инструкции производителя работ Использование сжатого воздуха или другого газа для подъема давления не допускается При испытании не допускается обстукивание стальных трубопроводов Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если вовремя испытания не выявлены разрывы, видиме деформации, падение давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружены течи и запотевания Одновременное гидравлическое испытание нескольких трубопроводов, смонтированных на общих несущих строительных конструкциях или эстакаде, допускается только в том случае, если это разрешено проектом Пневматическое испытание на прочность и плотность Пневматическое испытание на прочность и плотность проводят для трубопроводов нас учетом требований 13.1.12, а если давление в трубопроводе выше - с учетом требований 13.1.13.
13.3.2 Величину испытательного давления принимают в соответствии с 13.2.1 при условии принятия мер по защите персонала и окружающего оборудования согласно
13.3.5.,13.3.7, 13.3.8 и 13.3.10.
13.3.3 В случае, если испытания небыли проведены согласно 13.3.2 или они невозможны, давление пневмоиспытания должно составлять 110 % от максимально допустимого давления Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или инертным газом и только в светлое время суток Особое внимание необходимо уделить таким факторам как:
а) расположение трубопроводной системы относительно других зданий, дороги участков, открытых для людей и всего другого оборудования и конструкций;
б) поддержание вовремя испытаний самых строгих существующих мер безопасности и гарантий, что только персонал, участвующий в испытаниях, имеет доступ к участку испытаний, а район, непосредственно прилегающий к зоне испытаний, должен быть закрыт и обеспечен предупреждающими знаками, применяемыми для опасных и вредных зон;
в) перед пневмоиспытанием проведение неразрушающего контроля в объеме 100
% продольных швов. Необходимо выполнить также ультразвуковой контроль в объеме не
- для испытания трубопровода в процессе монтажа - в инструкции производителя работ Использование сжатого воздуха или другого газа для подъема давления не допускается При испытании не допускается обстукивание стальных трубопроводов Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если вовремя испытания не выявлены разрывы, видиме деформации, падение давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружены течи и запотевания Одновременное гидравлическое испытание нескольких трубопроводов, смонтированных на общих несущих строительных конструкциях или эстакаде, допускается только в том случае, если это разрешено проектом Пневматическое испытание на прочность и плотность Пневматическое испытание на прочность и плотность проводят для трубопроводов нас учетом требований 13.1.12, а если давление в трубопроводе выше - с учетом требований 13.1.13.
13.3.2 Величину испытательного давления принимают в соответствии с 13.2.1 при условии принятия мер по защите персонала и окружающего оборудования согласно
13.3.5.,13.3.7, 13.3.8 и 13.3.10.
13.3.3 В случае, если испытания небыли проведены согласно 13.3.2 или они невозможны, давление пневмоиспытания должно составлять 110 % от максимально допустимого давления Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или инертным газом и только в светлое время суток Особое внимание необходимо уделить таким факторам как:
а) расположение трубопроводной системы относительно других зданий, дороги участков, открытых для людей и всего другого оборудования и конструкций;
б) поддержание вовремя испытаний самых строгих существующих мер безопасности и гарантий, что только персонал, участвующий в испытаниях, имеет доступ к участку испытаний, а район, непосредственно прилегающий к зоне испытаний, должен быть закрыт и обеспечен предупреждающими знаками, применяемыми для опасных и вредных зон;
в) перед пневмоиспытанием проведение неразрушающего контроля в объеме 100
% продольных швов. Необходимо выполнить также ультразвуковой контроль в объеме не
ГОСТ менее
10 % для всех кольцевых швов, включая все стыковые соединения рассматриваемого трубопровода;
г) поддержание температуры испытания не менее чем на 25 Свыше температуры хрупкого излома материалов трубопровода При пневматическом испытании трубопроводов на прочность подъем давления следует вести плавно, со скоростью, равной 5 % от Рпр в минуту, ноне более
0,2 МПа (2 кгс/см2) в минуту, с периодическим осмотром трубопровода наследующих этапах- при расчетном давлении до 0,2 МПа (2 кгс/см2) осмотр проводят при давлении, равном 0,6 пробного давления, и при рабочем давлении- при расчетном давлении выше 0,2 МПа (2 кгс/см2) осмотр проводят при давлении, равном 0,3 и 0,6 пробного давления, и при рабочем давлении.
Во время осмотра подъем давления должен быть приостановлен. При осмотре об
стукивание трубопровода, находящегося под давлением, запрещается.
Места утечки определяют по звуку просачивающегося воздуха, а также по пузырям при покрытии сварных швов, фланцевых и других соединений мыльной эмульсией и другими методами.
Дефекты устраняют только при снижении давления до нуля и отключении компрессора На время проведения пневматических испытаний на прочность как внутри помещений, таки снаружи должна устанавливаться охраняемая (охранная) зона. Минимальное расстояние от края зоны до трубопровода должно составлять не менее 25 м при надземной прокладке трубопровода и не менее 10 м при подземной. Границы охранной зоны должны отмечаться флажками Вовремя подъема давления в трубопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в охранной зоне запрещается.
Окончательный осмотр трубопровода разрешается по истечении 10 минут лишь после того как испытательное давление будет снижено до расчетного. Осмотр должен проводиться специально выделенными для этой цели и проинструктированными лицами. Находиться в охранной зоне кому-либо, кроме этих лиц, запрещается Компрессор и манометры, используемые при проведении пневматического испытания трубопроводов, должны располагаться вне охранной зоны Для наблюдения за охранной зоной устанавливают специальные посты. Число постов для наружных трубопроводов определяют из расчета один пост нам длины трубопровода. В остальных случаях число постов определяют исходя из местных условий, стем чтобы охрана зоны была надежно обеспечена
10 % для всех кольцевых швов, включая все стыковые соединения рассматриваемого трубопровода;
г) поддержание температуры испытания не менее чем на 25 Свыше температуры хрупкого излома материалов трубопровода При пневматическом испытании трубопроводов на прочность подъем давления следует вести плавно, со скоростью, равной 5 % от Рпр в минуту, ноне более
0,2 МПа (2 кгс/см2) в минуту, с периодическим осмотром трубопровода наследующих этапах- при расчетном давлении до 0,2 МПа (2 кгс/см2) осмотр проводят при давлении, равном 0,6 пробного давления, и при рабочем давлении- при расчетном давлении выше 0,2 МПа (2 кгс/см2) осмотр проводят при давлении, равном 0,3 и 0,6 пробного давления, и при рабочем давлении.
Во время осмотра подъем давления должен быть приостановлен. При осмотре об
стукивание трубопровода, находящегося под давлением, запрещается.
Места утечки определяют по звуку просачивающегося воздуха, а также по пузырям при покрытии сварных швов, фланцевых и других соединений мыльной эмульсией и другими методами.
Дефекты устраняют только при снижении давления до нуля и отключении компрессора На время проведения пневматических испытаний на прочность как внутри помещений, таки снаружи должна устанавливаться охраняемая (охранная) зона. Минимальное расстояние от края зоны до трубопровода должно составлять не менее 25 м при надземной прокладке трубопровода и не менее 10 м при подземной. Границы охранной зоны должны отмечаться флажками Вовремя подъема давления в трубопроводе и при достижении в нем испытательного давления на прочность пребывание людей в охранной зоне запрещается.
Окончательный осмотр трубопровода разрешается по истечении 10 минут лишь после того как испытательное давление будет снижено до расчетного. Осмотр должен проводиться специально выделенными для этой цели и проинструктированными лицами. Находиться в охранной зоне кому-либо, кроме этих лиц, запрещается Компрессор и манометры, используемые при проведении пневматического испытания трубопроводов, должны располагаться вне охранной зоны Для наблюдения за охранной зоной устанавливают специальные посты. Число постов для наружных трубопроводов определяют из расчета один пост нам длины трубопровода. В остальных случаях число постов определяют исходя из местных условий, стем чтобы охрана зоны была надежно обеспечена
ГОСТ 32569-2013
13.4 Промывка и продувка трубопровода Трубопроводы должны промываться или продуваться в соответствии с указаниями проекта.
Промывка может осуществляться водой, маслом, химическими реагентами и др.
Продувка может осуществляться сжатым воздухом, паром или инертным газом.
Промывка, продувка трубопроводов должны осуществляться по специально разработанной схеме.
При проведении промывки (продувки) в зимнее время должны приниматься меры против промерзания трубопроводов. О проведении промывки и продувки составляют акт Промывка водой должна осуществляться со скоростью 1-1,5 м/с.
После промывки трубопровод должен быть полностью опорожнен и продут воздухом или инертным газом Продувку трубопроводов следует проводить под давлением, равным рабочему, ноне более 4 МПа (40 кгс/см2). Продувка трубопроводов, работающих под избыточным давлением до 0,1 МПа (1 кгс/см2) или вакуумом, должна проводиться под давлением не более 0,1 МПа (1 кгс/см2).
13.4.4 Продолжительность продувки, если нет специальных указаний в проекте, должна составлять не менее 10 мин Дополнительные испытания на герметичность Трубопроводы, содержащие группы сред А, Б (а, Б (б, а также вакуумные трубопроводы, помимо обычных испытаний на прочность и плотность, должны подвергаться дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления вовремя испытания.
Необходимость проведения дополнительных испытаний на герметичность других трубопроводов устанавливается проектом.
Трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического оборудования, следует испытывать совместно с этим оборудованием Дополнительное испытание на герметичность проводят воздухом или инертным газом после завершения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки Дополнительное испытание на герметичность проводят давлением, равным рабочему, а для вакуумных трубопроводов - давлением 0,1 МПа (1 кгс/см2).
13.5.4 Продолжительность дополнительных испытаний должна составлять не менее 24 ч для строящихся межцеховых, внутрицеховых и межзаводских трубопроводов
13.4 Промывка и продувка трубопровода Трубопроводы должны промываться или продуваться в соответствии с указаниями проекта.
Промывка может осуществляться водой, маслом, химическими реагентами и др.
Продувка может осуществляться сжатым воздухом, паром или инертным газом.
Промывка, продувка трубопроводов должны осуществляться по специально разработанной схеме.
При проведении промывки (продувки) в зимнее время должны приниматься меры против промерзания трубопроводов. О проведении промывки и продувки составляют акт Промывка водой должна осуществляться со скоростью 1-1,5 м/с.
После промывки трубопровод должен быть полностью опорожнен и продут воздухом или инертным газом Продувку трубопроводов следует проводить под давлением, равным рабочему, ноне более 4 МПа (40 кгс/см2). Продувка трубопроводов, работающих под избыточным давлением до 0,1 МПа (1 кгс/см2) или вакуумом, должна проводиться под давлением не более 0,1 МПа (1 кгс/см2).
13.4.4 Продолжительность продувки, если нет специальных указаний в проекте, должна составлять не менее 10 мин Дополнительные испытания на герметичность Трубопроводы, содержащие группы сред А, Б (а, Б (б, а также вакуумные трубопроводы, помимо обычных испытаний на прочность и плотность, должны подвергаться дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления вовремя испытания.
Необходимость проведения дополнительных испытаний на герметичность других трубопроводов устанавливается проектом.
Трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического оборудования, следует испытывать совместно с этим оборудованием Дополнительное испытание на герметичность проводят воздухом или инертным газом после завершения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки Дополнительное испытание на герметичность проводят давлением, равным рабочему, а для вакуумных трубопроводов - давлением 0,1 МПа (1 кгс/см2).
13.5.4 Продолжительность дополнительных испытаний должна составлять не менее 24 ч для строящихся межцеховых, внутрицеховых и межзаводских трубопроводов
ГОСТ и указываться в проектной документации для каждого трубопровода, подлежащего испытанию.
При периодических испытаниях, а также после ремонта, связанного со сваркой и разборкой трубопровода, продолжительность испытания устанавливается администрацией предприятия, но должна быть не менее 4 ч Результаты дополнительного пневматического испытания на герметичность смонтированных технологических трубопроводов, прошедших ремонт, связанный с разборкой или сваркой, признаются удовлетворительными, если скорость падения давления окажется не более 0,1 % зач для трубопроводов группы Аи вакуумных и 0,2
% зач для трубопроводов группы Б (а, Б(б).
Скорость падения давления для трубопроводов, транспортирующих вещества других групп, устанавливается проектом.
Эти нормы относятся к трубопроводам внутренним диаметром до 250 мм включи
тельно.
При испытании трубопроводов больших диаметров нормы падения давления в них определяют умножением приведенных величин, указанных в формуле (10), на поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле где DBH- внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм.
Если испытываемый трубопровод состоит из участков различных диаметров, средний внутренний диаметр его определяют по формуле
При периодических испытаниях, а также после ремонта, связанного со сваркой и разборкой трубопровода, продолжительность испытания устанавливается администрацией предприятия, но должна быть не менее 4 ч Результаты дополнительного пневматического испытания на герметичность смонтированных технологических трубопроводов, прошедших ремонт, связанный с разборкой или сваркой, признаются удовлетворительными, если скорость падения давления окажется не более 0,1 % зач для трубопроводов группы Аи вакуумных и 0,2
% зач для трубопроводов группы Б (а, Б(б).
Скорость падения давления для трубопроводов, транспортирующих вещества других групп, устанавливается проектом.
Эти нормы относятся к трубопроводам внутренним диаметром до 250 мм включи
тельно.
При испытании трубопроводов больших диаметров нормы падения давления в них определяют умножением приведенных величин, указанных в формуле (10), на поправочный коэффициент, рассчитываемый по формуле где DBH- внутренний диаметр испытываемого трубопровода, мм.
Если испытываемый трубопровод состоит из участков различных диаметров, средний внутренний диаметр его определяют по формуле
xLx + D2
x
L2 +.. .+1)1 xL
n) cp
(Z)|
xLx + D2
x
L2 +.. ,+Dn xLn
где Di, D2, Dn - внутренний диаметр участков, м, Z_2, Ln - длины участков трубопровода, соответствующая указанным диаметрам, м.
Падение давления в трубопроводе вовремя испытания его на герметичность определяют по формуле
А Р =
■р
кон Тнач
.Рнач Ткон
)
X где АР- падение давления, % от испытательного давления;
Ркон, Рнач
- сумма манометрического и барометрического давлений соответственно в конце ив начале испытания, МПа
ГОСТ нач Ткон - температура в трубопроводе соответственно вначале ив конце испытания, К.
Давление и температуру в трубопроводе определяют как среднее арифметическое показаний манометров и термометров, установленных на нем вовремя испытаний Испытание на герметичность с определением падения давления можно проводить только после выравнивания температур в трубопроводе. Для наблюдения за температурой в трубопроводе вначале ив конце испытываемого участка следует устанавливать термометры После окончания дополнительного испытания на герметичность по каждому трубопроводу составляют акт Сдача-приемка смонтированных трубопроводов Сдача-приемка трубопроводов после монтажа должна осуществляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта Монтажная организация до начала пусконаладочных работ должна передать владельцу трубопровода Свидетельство о монтаже (приложение П).
Исполнительный чертеж участка, прилагаемый к свидетельству, выполняется в аксонометрическом изображении в границах присоединения к оборудованию или к запорной арматуре. Чертеж должен содержать нумерацию элементов трубопровода и нумерацию сварных соединений (раздельно обозначают сварные соединения, выполняемые при монтаже и на предприятии-изготовителе). Для трубопроводов, подлежащих изоляции или прокладываемых в непроходных каналах, указывают расстояние между сварными соединениями. Нумерация сварных соединений на исполнительном чертеже и на всех формах, входящих в состав Свидетельства о монтаже, должна быть единой. Для трубопроводов с номинальным давлением PN > 100 нумеруют также разъемные соединения.
К исполнительному чертежу прикладывают спецификацию на детали и изделия, применяемые при изготовлении и монтаже трубопровода Составляют опись сопроводительных документов предприятия-изготовителя сборочных единиц, изделий и материалов, применяемых при монтаже трубопровода и входящих в состав Свидетельства о монтаже Комплектовать Свидетельство о монтаже участков трубопроводов следует на технологический блок или технологический узел, указанный в рабочей документации
Давление и температуру в трубопроводе определяют как среднее арифметическое показаний манометров и термометров, установленных на нем вовремя испытаний Испытание на герметичность с определением падения давления можно проводить только после выравнивания температур в трубопроводе. Для наблюдения за температурой в трубопроводе вначале ив конце испытываемого участка следует устанавливать термометры После окончания дополнительного испытания на герметичность по каждому трубопроводу составляют акт Сдача-приемка смонтированных трубопроводов Сдача-приемка трубопроводов после монтажа должна осуществляться в соответствии с требованиями настоящего стандарта Монтажная организация до начала пусконаладочных работ должна передать владельцу трубопровода Свидетельство о монтаже (приложение П).
Исполнительный чертеж участка, прилагаемый к свидетельству, выполняется в аксонометрическом изображении в границах присоединения к оборудованию или к запорной арматуре. Чертеж должен содержать нумерацию элементов трубопровода и нумерацию сварных соединений (раздельно обозначают сварные соединения, выполняемые при монтаже и на предприятии-изготовителе). Для трубопроводов, подлежащих изоляции или прокладываемых в непроходных каналах, указывают расстояние между сварными соединениями. Нумерация сварных соединений на исполнительном чертеже и на всех формах, входящих в состав Свидетельства о монтаже, должна быть единой. Для трубопроводов с номинальным давлением PN > 100 нумеруют также разъемные соединения.
К исполнительному чертежу прикладывают спецификацию на детали и изделия, применяемые при изготовлении и монтаже трубопровода Составляют опись сопроводительных документов предприятия-изготовителя сборочных единиц, изделий и материалов, применяемых при монтаже трубопровода и входящих в состав Свидетельства о монтаже Комплектовать Свидетельство о монтаже участков трубопроводов следует на технологический блок или технологический узел, указанный в рабочей документации
ГОСТ 32569-2013
14 Требования к эксплуатации трубопроводов Обслуживание Лица, осуществляющие на предприятии надзор за трубопроводами, а также лица, ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, должны назначаться из числа лиц, имеющих соответствующую квалификацию и практический опыт работы, прошедших обучение и аттестацию На трубопроводы всех категорий составляют паспорт установленного образца (приложение М).
Перечень документов, прилагаемых к паспорту, должен соответствовать требованиям 14.4.
14.1.3 В паспорт трубопровода необходимо вносить дату проведенных ревизий и данные о ремонтах На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой сталей с рабочей температурой 400 Си выше, а также на трубопроводах из хромомолибденовой рабочая температура 500 Си выше) и из высоколегированной аустенитной стали рабочая температура 550 Си выше) должно проводиться наблюдение за ростом остаточной деформации Надзор вовремя эксплуатации В период эксплуатации трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является постоянное и тщательное наблюдение за состоянием трубопроводов и их деталей (сварных швов, разъемных соединений, включая крепеж, прокладок, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций, подвесок и т.д. Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале не реже одного раза в смену Технологические трубопроводы, работающие в водородсодержащих средах, необходимо периодически обследовать с целью оценки их технического состояния в соответствии с НД.
14.2.3 При периодическом обследовании необходимо проверять- техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;
- устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов- полноту и порядок ведения технической документации по эксплуатации и ремонту трубопроводов
14 Требования к эксплуатации трубопроводов Обслуживание Лица, осуществляющие на предприятии надзор за трубопроводами, а также лица, ответственные за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, должны назначаться из числа лиц, имеющих соответствующую квалификацию и практический опыт работы, прошедших обучение и аттестацию На трубопроводы всех категорий составляют паспорт установленного образца (приложение М).
Перечень документов, прилагаемых к паспорту, должен соответствовать требованиям 14.4.
14.1.3 В паспорт трубопровода необходимо вносить дату проведенных ревизий и данные о ремонтах На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой сталей с рабочей температурой 400 Си выше, а также на трубопроводах из хромомолибденовой рабочая температура 500 Си выше) и из высоколегированной аустенитной стали рабочая температура 550 Си выше) должно проводиться наблюдение за ростом остаточной деформации Надзор вовремя эксплуатации В период эксплуатации трубопроводов одной из основных обязанностей обслуживающего персонала является постоянное и тщательное наблюдение за состоянием трубопроводов и их деталей (сварных швов, разъемных соединений, включая крепеж, прокладок, антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций, подвесок и т.д. Результаты осмотров должны фиксироваться в вахтенном журнале не реже одного раза в смену Технологические трубопроводы, работающие в водородсодержащих средах, необходимо периодически обследовать с целью оценки их технического состояния в соответствии с НД.
14.2.3 При периодическом обследовании необходимо проверять- техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;
- устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов- полноту и порядок ведения технической документации по эксплуатации и ремонту трубопроводов
ГОСТ Результаты периодического обследования трубопроводов оформляют актом Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации следует тщательно осматривать с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации.
Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливает техническая администрация предприятия, ноне реже одного раза в 3 ме
сяца.
Максимально допустимую амплитуду вибрации технологических трубопроводов принимают в соответствии с 10.7.1.
14.2.5 Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях можно проводить без снятия изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает сомнение, то должно быть проведено частичное или полное удаление изоляции Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходных каналах или в грунте, должен проводиться путем их вскрытия на отдельных участках длиной не менее 2 м. Число участков в зависимости от условий эксплуатации устанавливает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до плюс 60 С с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.
При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен и подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с действующими инструкциями При наружном осмотре должно быть проверено состояние- изоляции и покрытий- сварных швов- фланцевых, муфтовых и других соединений- опор- компенсирующих устройств- дренажных устройств- арматуры и ее уплотнений- реперов для замера остаточной деформации- сварных тройниковых соединений, гибов и отводов- одновременно проверяют вибрациию трубопровода
Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливает техническая администрация предприятия, ноне реже одного раза в 3 ме
сяца.
Максимально допустимую амплитуду вибрации технологических трубопроводов принимают в соответствии с 10.7.1.
14.2.5 Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях можно проводить без снятия изоляции. Однако если состояние стенок или сварных швов трубопроводов вызывает сомнение, то должно быть проведено частичное или полное удаление изоляции Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходных каналах или в грунте, должен проводиться путем их вскрытия на отдельных участках длиной не менее 2 м. Число участков в зависимости от условий эксплуатации устанавливает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до плюс 60 С с соблюдением необходимых мер по технике безопасности.
При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен и подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с действующими инструкциями При наружном осмотре должно быть проверено состояние- изоляции и покрытий- сварных швов- фланцевых, муфтовых и других соединений- опор- компенсирующих устройств- дренажных устройств- арматуры и ее уплотнений- реперов для замера остаточной деформации- сварных тройниковых соединений, гибов и отводов- одновременно проверяют вибрациию трубопровода
ГОСТ 32569-2013
14.3 Ревизия трубопроводов Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия (освидетельствование, которую проводит служба технического надзора предприятия совместно с механиками, начальниками установок (производств) и лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов.
Результаты ревизии служат основанием для оценки технического состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации Как правило, ревизия трубопроводов должна быть приурочена к планово
предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов Сроки проведения ревизии трубопроводов на давление до 10 МПа устанавливает предприятие-владелец в зависимости от скорости коррозионно
эрозионного износа трубопроводов, опыта эксплуатации, результатов предыдущего наружного осмотра и ревизии. Сроки должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода в период между ревизиями и не должны быть реже указанных в таблице ТаблицаК.1 приложения К (если нет других указаний в паспортной или иной документации Для трубопроводов свыше 10 МПа (100 кгс/см2) установлены следующие виды ревизии выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливает администрация предприятия в зависимости от условий эксплуатации, ноне реже одного раза в 4 года Срок ревизии трубопроводов при производственной необходимости может быть продлен предприятием-владельцем с учетом результатов предыдущей ревизии и технического состояния трубопроводов При проведении ревизии особое внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким участкам могут быть отнесены те участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных действующими инструкциями по организации и безопасному производству ремонтных работ При ревизии трубопроводов необходимо:
а) провести наружный осмотр трубопровода согласно требованиям 14.2.8;
96
14.3 Ревизия трубопроводов Основным методом контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов является периодическая ревизия (освидетельствование, которую проводит служба технического надзора предприятия совместно с механиками, начальниками установок (производств) и лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию трубопроводов.
Результаты ревизии служат основанием для оценки технического состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации Как правило, ревизия трубопроводов должна быть приурочена к планово
предупредительному ремонту отдельных агрегатов, установок или цехов Сроки проведения ревизии трубопроводов на давление до 10 МПа устанавливает предприятие-владелец в зависимости от скорости коррозионно
эрозионного износа трубопроводов, опыта эксплуатации, результатов предыдущего наружного осмотра и ревизии. Сроки должны обеспечивать безопасную, безаварийную эксплуатацию трубопровода в период между ревизиями и не должны быть реже указанных в таблице ТаблицаК.1 приложения К (если нет других указаний в паспортной или иной документации Для трубопроводов свыше 10 МПа (100 кгс/см2) установлены следующие виды ревизии выборочная и полная. Сроки выборочной ревизии устанавливает администрация предприятия в зависимости от условий эксплуатации, ноне реже одного раза в 4 года Срок ревизии трубопроводов при производственной необходимости может быть продлен предприятием-владельцем с учетом результатов предыдущей ревизии и технического состояния трубопроводов При проведении ревизии особое внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким участкам могут быть отнесены те участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки Приступать к ревизии следует только после выполнения необходимых подготовительных работ, предусмотренных действующими инструкциями по организации и безопасному производству ремонтных работ При ревизии трубопроводов необходимо:
а) провести наружный осмотр трубопровода согласно требованиям 14.2.8;
96
ГОСТ б) измерить толщину стенки трубопровода приборами неразрушающего контроля.
Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях
(колена, тройники, врезки, места сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, места скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойные зоны, дренажи), а также на прямых участках внутриустановочных, внутрицеховых и межцеховых трубопро
водов.
При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной 20 ми менее и межцеховых трубопроводов длиной 100 ми менее должен быть выполнен замер толщины стенки не менее чем в трех точках.
Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте должен проводиться в
3-4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4 -6 точках по выпуклой, вогнутой и нейтральной частям.
Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключить влияние на них инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии и т.п.).
Результаты замеров фиксируют в паспорте трубопровода;
П р им е чан и я Вопрос о частичном или полном удалении изоляции при ревизии трубопроводов решает лицо, осуществляющее надзор за эксплуатацией трубопроводов На трубопроводах, выполненных из сталей аустенитного класса (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т и т.п.), работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, сквозные засверловки не допускаются.
в) провести ревизию воротников фланцев внутренним осмотром (при разборке трубопровода) либо измерением толщины неразрушающими методами контроля. Число фланцев, подвергаемых ревизии, устанавливает лицо, осуществляющее надзор за эксплуатацией трубопроводов;
г) провести радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков, если качество их при ревизии вызвало сомнение;
д) проверить механические свойства металла труб, работающих при высоких температурах ив водородсодержащих средах, если это предусмотрено действующими
НД или проектом. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора предприятия;
е) измерить на участках трубопроводов деформацию по состоянию на время проведения ревизии согласно требованиям ж) разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами;
з) проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и, выборочно, прокладок
Толщину стенок измеряют на участках, работающих в наиболее сложных условиях
(колена, тройники, врезки, места сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, места скопления влаги и продуктов, вызывающих коррозию, застойные зоны, дренажи), а также на прямых участках внутриустановочных, внутрицеховых и межцеховых трубопро
водов.
При этом на прямых участках внутриустановочных трубопроводов длиной 20 ми менее и межцеховых трубопроводов длиной 100 ми менее должен быть выполнен замер толщины стенки не менее чем в трех точках.
Во всех случаях контроль толщины стенки в каждом месте должен проводиться в
3-4 точках по периметру, а на отводах - не менее чем в 4 -6 точках по выпуклой, вогнутой и нейтральной частям.
Следует обеспечить правильность и точность выполнения замеров, исключить влияние на них инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии и т.п.).
Результаты замеров фиксируют в паспорте трубопровода;
П р им е чан и я Вопрос о частичном или полном удалении изоляции при ревизии трубопроводов решает лицо, осуществляющее надзор за эксплуатацией трубопроводов На трубопроводах, выполненных из сталей аустенитного класса (08Х18Н10Т, 12Х18Н10Т и т.п.), работающих в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, сквозные засверловки не допускаются.
в) провести ревизию воротников фланцев внутренним осмотром (при разборке трубопровода) либо измерением толщины неразрушающими методами контроля. Число фланцев, подвергаемых ревизии, устанавливает лицо, осуществляющее надзор за эксплуатацией трубопроводов;
г) провести радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков, если качество их при ревизии вызвало сомнение;
д) проверить механические свойства металла труб, работающих при высоких температурах ив водородсодержащих средах, если это предусмотрено действующими
НД или проектом. Вопрос о механических испытаниях решает служба технического надзора предприятия;
е) измерить на участках трубопроводов деформацию по состоянию на время проведения ревизии согласно требованиям ж) разобрать (выборочно, по указанию представителя технадзора) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами;
з) проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и, выборочно, прокладок
ГОСТ и) испытать трубопровод в соответствии си При неудовлетворительных результатах ревизии необходимо определить границу дефектного участка трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину и т.п.) и выполнить более частые измерения толщины стенки всего трубопровода.
При неудовлетворительных результатах ревизии должны быть проверены еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй - аналогичным ревизуемому участку Объем выборочной ревизии трубопроводов с давлением свыше 10 МПа
(100 кгс/см2) и трубопроводов I и II категории должен быть- не менее двух участков каждого блока установки независимо от температуры среды- не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры среды.
Под коллектором понимают трубопровод, объединяющий ряд параллельно работающих блоков Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием коррозии или эрозии, возможность работы должна быть подтверждена расчетом на прочность При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2) должна быть проведена полная ревизия этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30 % каждого из указанных трубопроводов или менее при соответствующем техническом обосновании При полной ревизии разбирают весь трубопровод полностью, проверяют состояние труби деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе. Сроки и обязательность полной ревизии трубопроводов настоящим стандартом не регламентируются Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.
При разборке единичных фланцевых соединений, связанной с заменой прокладок, арматуры или отдельных элементов (тройник, катушка и т.п.), допускается проводить испытание только на плотность. При этом вновь устанавливаемые арматура или элемент трубопровода должны быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением
При неудовлетворительных результатах ревизии должны быть проверены еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй - аналогичным ревизуемому участку Объем выборочной ревизии трубопроводов с давлением свыше 10 МПа
(100 кгс/см2) и трубопроводов I и II категории должен быть- не менее двух участков каждого блока установки независимо от температуры среды- не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры среды.
Под коллектором понимают трубопровод, объединяющий ряд параллельно работающих блоков Если при ревизии трубопровода будет обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием коррозии или эрозии, возможность работы должна быть подтверждена расчетом на прочность При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2) должна быть проведена полная ревизия этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30 % каждого из указанных трубопроводов или менее при соответствующем техническом обосновании При полной ревизии разбирают весь трубопровод полностью, проверяют состояние труби деталей, а также арматуры, установленной на трубопроводе. Сроки и обязательность полной ревизии трубопроводов настоящим стандартом не регламентируются Все трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе ревизии разборке, резке и сварке, после сборки подлежат испытанию на прочность и плотность.
При разборке единичных фланцевых соединений, связанной с заменой прокладок, арматуры или отдельных элементов (тройник, катушка и т.п.), допускается проводить испытание только на плотность. При этом вновь устанавливаемые арматура или элемент трубопровода должны быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением
ГОСТ 32569-2013
14.3.15 После проведения ревизии составляют акты, к которым прикладывают все протоколы и заключения о проведенных исследованиях. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода. Акты и остальные документы прикладывают к паспорту После истечения назначенного проектом расчетного срока службы трубопровод должен быть подвергнут экспертизе промышленной безопасности с целью установления возможности и срока дальнейшей эксплуатации Ревизия арматуры При применении арматуры с сальниками особое внимание следует обращать на набивочный материал (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку Для создания плотности запорную арматуру следует закрывать с номинальным усилием, указанным в эксплуатационной документации. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании и закрывании арматуры Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод, как правило, проводят в период ревизии трубопровода При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы- внешний осмотр- разборка и осмотр состояния отдельных деталей- осмотр внутренней поверхности и, при необходимости, контроль неразрушающими методами- притирка уплотнительных поверхностей- сборка, испытание на прочность и плотность корпуса и сварных швов, герметичность затвора и функционирование Контрольные засверловки
14.3.18.1 В случаях, когда характер и закономерность коррозионного износа трубопровода не могут быть установлены методами контроля, используемыми при ревизии, для своевременной сигнализации о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру допускается выполнять контрольные засверловки.
14.3.18.2 Необходимость в контрольных засверловках определяет служба технического надзора предприятия для каждого конкретного случая с учетом ограничений, изложенных в 14.3.18.4.
99
14.3.15 После проведения ревизии составляют акты, к которым прикладывают все протоколы и заключения о проведенных исследованиях. Результаты ревизии заносят в паспорт трубопровода. Акты и остальные документы прикладывают к паспорту После истечения назначенного проектом расчетного срока службы трубопровод должен быть подвергнут экспертизе промышленной безопасности с целью установления возможности и срока дальнейшей эксплуатации Ревизия арматуры При применении арматуры с сальниками особое внимание следует обращать на набивочный материал (качество, размеры, правильность укладки в сальниковую коробку Для создания плотности запорную арматуру следует закрывать с номинальным усилием, указанным в эксплуатационной документации. Не допускается применять добавочные рычаги при открывании и закрывании арматуры Ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (электро-, пневмо-, гидропривод, механический привод, как правило, проводят в период ревизии трубопровода При ревизии арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены следующие работы- внешний осмотр- разборка и осмотр состояния отдельных деталей- осмотр внутренней поверхности и, при необходимости, контроль неразрушающими методами- притирка уплотнительных поверхностей- сборка, испытание на прочность и плотность корпуса и сварных швов, герметичность затвора и функционирование Контрольные засверловки
14.3.18.1 В случаях, когда характер и закономерность коррозионного износа трубопровода не могут быть установлены методами контроля, используемыми при ревизии, для своевременной сигнализации о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру допускается выполнять контрольные засверловки.
14.3.18.2 Необходимость в контрольных засверловках определяет служба технического надзора предприятия для каждого конкретного случая с учетом ограничений, изложенных в 14.3.18.4.
99
ГОСТ 32569-2013
14.3.18.3 Глубина контрольных засверловок должна быть равна расчетной толщине плюс ПхС (где П - половина периода между очередными ревизиями, год С - фактическая скорость коррозии трубопровода, мм/год).
14.3.18.4 Трубопроводы, по которым транспортируются вещества группы А(а), А(б), газы всех групп, трубопроводы, работающие под вакуумом и давлением PN > 100, трубопроводы в блоках I категории взрывоопасности, а также трубопроводы, выполненные из хромоникелевых сталей типа 18-8 и работающие в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, контрольным засверловкам не подвергают. В этих случаях должен быть усилен контроль за состоянием толщины стенок трубопровода измерением ультразвуковым толщиномером.
14.3.18.5 Отверстия при контрольных засверловках следует располагать в местах поворотов, сужений, врезок, застойных зонах, а также в тройниках, дренажных отводах, перед запорной арматурой и после нее и т.п.
14.3.18.6 Отверстия контрольных засверловок на отводах и полуотводах должны быть расположены преимущественно по наружному радиусу гиба из расчета одно отверстие нам длины, ноне менее одного отверстия на отводили секцию сварного отвода Места расположения контрольных засверловок на трубопроводе должны быть четко обозначены Потеря герметичности контрольного отверстия на трубопроводе свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру, поэтому такой трубопровод необходимо подвергнуть внеочередной ревизии Периодическое испытание трубопроводов Надежность трубопроводов проверяют периодическими испытаниями на прочность и плотность согласно требованиям раздела При проведении испытания на прочность и плотность допускается применение аку
стико-эмиссионного контроля Периодичность испытания трубопроводов на прочность и плотность приурочивают ко времени проведения ревизии трубопровода.
Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением до 10 МПа включительно должны быть равны удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой согласно требованиями приложения К для данного трубопровода, ноне реже одного раза в 8 лет.
Сроки проведения испытания (не реже) для трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2):
- для трубопроводов с температурой до 200 С - один разв лет 0 0
14.3.18.3 Глубина контрольных засверловок должна быть равна расчетной толщине плюс ПхС (где П - половина периода между очередными ревизиями, год С - фактическая скорость коррозии трубопровода, мм/год).
14.3.18.4 Трубопроводы, по которым транспортируются вещества группы А(а), А(б), газы всех групп, трубопроводы, работающие под вакуумом и давлением PN > 100, трубопроводы в блоках I категории взрывоопасности, а также трубопроводы, выполненные из хромоникелевых сталей типа 18-8 и работающие в средах, вызывающих межкристаллитную коррозию, контрольным засверловкам не подвергают. В этих случаях должен быть усилен контроль за состоянием толщины стенок трубопровода измерением ультразвуковым толщиномером.
14.3.18.5 Отверстия при контрольных засверловках следует располагать в местах поворотов, сужений, врезок, застойных зонах, а также в тройниках, дренажных отводах, перед запорной арматурой и после нее и т.п.
14.3.18.6 Отверстия контрольных засверловок на отводах и полуотводах должны быть расположены преимущественно по наружному радиусу гиба из расчета одно отверстие нам длины, ноне менее одного отверстия на отводили секцию сварного отвода Места расположения контрольных засверловок на трубопроводе должны быть четко обозначены Потеря герметичности контрольного отверстия на трубопроводе свидетельствует о приближении толщины стенки к отбраковочному размеру, поэтому такой трубопровод необходимо подвергнуть внеочередной ревизии Периодическое испытание трубопроводов Надежность трубопроводов проверяют периодическими испытаниями на прочность и плотность согласно требованиям раздела При проведении испытания на прочность и плотность допускается применение аку
стико-эмиссионного контроля Периодичность испытания трубопроводов на прочность и плотность приурочивают ко времени проведения ревизии трубопровода.
Сроки проведения испытания для трубопроводов с давлением до 10 МПа включительно должны быть равны удвоенной периодичности проведения ревизии, принятой согласно требованиями приложения К для данного трубопровода, ноне реже одного раза в 8 лет.
Сроки проведения испытания (не реже) для трубопроводов с давлением свыше 10 МПа (100 кгс/см2):
- для трубопроводов с температурой до 200 С - один разв лет 0 0
ГОСТ 32569-2013
- для трубопроводов с температурой свыше 200 С - один разв года Испытательное давление и порядок проведения испытания должны соответствовать требованиям раздела 13 с записью результатов в паспорт трубопровода Нормы отбраковки Трубы, детали трубопроводов, арматура, в том числе литая (корпуса задвижек, клапанов и т.п.), подлежат отбраковке если расчетная толщина стенки (без учета прибавки на коррозию) оказалась меньше величины, указанной в таблице, то отбраковоч
ная толщина принимается по таблицам 14.1 или Таблица- Отбраковочные толщины для труби деталей трубопроводов
В миллиметрах
Наружный диаметр, Наименьшая допустимая толщина стенки 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 Таблица-
Отбраковочные толщины для задвижек, арматуры и литых деталей
В миллиметрах
Номинальный диаметр 100 125 150 Наименьшая допустимая толщина стенки 5,0 5,5 6,0 Примечание- Допускается отступление от этих норм в технически обоснованных случаях.
Отбраковочная толщина стенки элементов трубопровода должна указываться в проектной документации. Трубы и детали трубопроводов отбраковывают, если- при ревизии на поверхности были обнаружены трещины, отслоения, деформации (гофры, вмятины, вздутия и т.п.);
- в результате воздействия среды за время работы до очередной ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров, определяемых расчетом на прочность- изменились механические свойства металла и требуется их отбраковка в соответствии с действующими нормативно-техническими документами и настоящим стандартом 0 1
- для трубопроводов с температурой свыше 200 С - один разв года Испытательное давление и порядок проведения испытания должны соответствовать требованиям раздела 13 с записью результатов в паспорт трубопровода Нормы отбраковки Трубы, детали трубопроводов, арматура, в том числе литая (корпуса задвижек, клапанов и т.п.), подлежат отбраковке если расчетная толщина стенки (без учета прибавки на коррозию) оказалась меньше величины, указанной в таблице, то отбраковоч
ная толщина принимается по таблицам 14.1 или Таблица- Отбраковочные толщины для труби деталей трубопроводов
В миллиметрах
Наружный диаметр, Наименьшая допустимая толщина стенки 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 Таблица-
Отбраковочные толщины для задвижек, арматуры и литых деталей
В миллиметрах
Номинальный диаметр 100 125 150 Наименьшая допустимая толщина стенки 5,0 5,5 6,0 Примечание- Допускается отступление от этих норм в технически обоснованных случаях.
Отбраковочная толщина стенки элементов трубопровода должна указываться в проектной документации. Трубы и детали трубопроводов отбраковывают, если- при ревизии на поверхности были обнаружены трещины, отслоения, деформации (гофры, вмятины, вздутия и т.п.);
- в результате воздействия среды за время работы до очередной ревизии толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров, определяемых расчетом на прочность- изменились механические свойства металла и требуется их отбраковка в соответствии с действующими нормативно-техническими документами и настоящим стандартом 0 1
ГОСТ 32569-2013
- при исследовании сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению- размеры резьбовых соединений вышли из поля допусков или на резьбе имеются срывы витков, трещины, коррозионный износ- трубопровод не выдержал гидравлического или пневматического испытания- уплотнительные элементы арматуры износились настолько, что не обеспечивают ведение технологического процесса, а отремонтировать или заменить их невозможно Фланцы отбраковывают при- неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей- наличии трещин, раковин и других дефектов- деформации фланцев- уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы- срыве, смятии и износе резьбы в резьбовых фланцах с давлением свыше
10 МПа (100 кгс/см2), а также при наличии люфта в резьбе, превышающего допустимый по действующим НД. Линзы и прокладки овального сечения отбраковывают при наличии трещин, забоин, сколов, смятии уплотнительных поверхностей, деформаций Крепежные детали отбраковывают- при появлении трещин, срыва или коррозионного износа резьбы- в случаях изгиба болтов и шпилек- при остаточной деформации, приводящей к изменению профиля резьбы- в случае износа боковых граней головок болтов и гаек- в случае снижения механических свойств металла ниже допустимого уровня Сильфонные и линзовые компенсаторы отбраковывают в следующих случаях- толщина стенки сильфона или линзы достигла расчетной величины, указанной в паспорте компенсатора- толщина стенки сильфона достигла 0,5 мм, а расчетная толщина сильфона имеет более низкие значения- при наработке компенсаторами расчетного числа циклов, указанного в документации, и если они эксплуатируются на пожаровзрывоопасных и токсичных средах Нормы отбраковки должны указываться в проектной документации на конкретный объект 0 2
- при исследовании сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению- размеры резьбовых соединений вышли из поля допусков или на резьбе имеются срывы витков, трещины, коррозионный износ- трубопровод не выдержал гидравлического или пневматического испытания- уплотнительные элементы арматуры износились настолько, что не обеспечивают ведение технологического процесса, а отремонтировать или заменить их невозможно Фланцы отбраковывают при- неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей- наличии трещин, раковин и других дефектов- деформации фланцев- уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы- срыве, смятии и износе резьбы в резьбовых фланцах с давлением свыше
10 МПа (100 кгс/см2), а также при наличии люфта в резьбе, превышающего допустимый по действующим НД. Линзы и прокладки овального сечения отбраковывают при наличии трещин, забоин, сколов, смятии уплотнительных поверхностей, деформаций Крепежные детали отбраковывают- при появлении трещин, срыва или коррозионного износа резьбы- в случаях изгиба болтов и шпилек- при остаточной деформации, приводящей к изменению профиля резьбы- в случае износа боковых граней головок болтов и гаек- в случае снижения механических свойств металла ниже допустимого уровня Сильфонные и линзовые компенсаторы отбраковывают в следующих случаях- толщина стенки сильфона или линзы достигла расчетной величины, указанной в паспорте компенсатора- толщина стенки сильфона достигла 0,5 мм, а расчетная толщина сильфона имеет более низкие значения- при наработке компенсаторами расчетного числа циклов, указанного в документации, и если они эксплуатируются на пожаровзрывоопасных и токсичных средах Нормы отбраковки должны указываться в проектной документации на конкретный объект 0 2
ГОСТ 32569-2013
1 ... 5 6 7 8 9 10 11 12 ... 15
14.4 Техническая документация
На технологические трубопроводы ведется следующая техническая документация:
а) перечень технологических трубопроводов;
б) паспорт трубопровода (приложение М. К нему прилагаются) схема трубопровода с указанием категории, исходной и отбраковочной толщины элементов трубопровода, мест установки арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, мест спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных стыков, контрольных засверловок (если они имеются) и их нумерации) акты ревизии и отбраковки элементов трубопровода) удостоверение о качестве ремонтов трубопровода. Первичные документы, в том числе журнал сварочных работ на ремонт трубопровода, подтверждающие качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков, хранят в организации, выполнившей работу, и предъявляют для проверки по требованию службы технического надзора) документация по контролю металла трубопровода, работающего в водородсодержащих средах;
в) акты периодического наружного осмотра трубопровода;
г) акт испытания трубопровода на прочность и плотность;
д) акты на ревизию, ремонт и испытание арматуры;
е) эксплуатационный журнал трубопровода (ведется для трубопроводов, на которые не составляют паспорта);
ж) журнал установки-снятия заглушек;
з) журнал термической обработки сварных соединений;
и) заключение о качестве сварных стыков;
к) заключение о техническом состоянии арматуры;
л) заключение о техническом состоянии разъемных соединений
ГОСТ 32569-2013
15 Подземные трубопроводы На подземные трубопроводы распространяются все положения, касающиеся классификации трубопроводов, выбора типов и материалов труб, деталей технологических трубопроводов и арматуры, эксплуатации, ревизии, сроков ее проведения, отбраковки, ремонта, испытания, ведения технической документации и т.д.
15.2 Для ревизии подземных трубопроводов производят вскрытие и выемку грунта на отдельных участках длиной не менее 2 м каждый с последующим снятием изоляции, осмотром антикоррозионной и протекторной защиты, осмотром трубопровода, измерением толщины стенок, а при необходимости (по усмотрению представителей технического надзора) - с вырезкой отдельных участков.
Число участков, подлежащих вскрытию для ревизии, в зависимости от условий эксплуатации трубопровода устанавливает технический надзор предприятия, исходя из следующих условий- при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью приборов вскрытие производят в местах выявленных повреждений изоляции- при отсутствии на предприятии средств инструментального контроля подземных трубопроводов вскрытие проводят из расчета один участок на длину трубопровода не болеем При проведении ремонтно-монтажных работ на подземных трубопроводах должен быть установлен контроль за выполнением требований проекта в отношении компенсации температурных деформаций, качества применяемых материалов, сварных швов, антикоррозионного покрытия и своевременного составления всей необходимой документации по этапам проводимых работ Стальные подземные технологические трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами
15 Подземные трубопроводы На подземные трубопроводы распространяются все положения, касающиеся классификации трубопроводов, выбора типов и материалов труб, деталей технологических трубопроводов и арматуры, эксплуатации, ревизии, сроков ее проведения, отбраковки, ремонта, испытания, ведения технической документации и т.д.
15.2 Для ревизии подземных трубопроводов производят вскрытие и выемку грунта на отдельных участках длиной не менее 2 м каждый с последующим снятием изоляции, осмотром антикоррозионной и протекторной защиты, осмотром трубопровода, измерением толщины стенок, а при необходимости (по усмотрению представителей технического надзора) - с вырезкой отдельных участков.
Число участков, подлежащих вскрытию для ревизии, в зависимости от условий эксплуатации трубопровода устанавливает технический надзор предприятия, исходя из следующих условий- при контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью приборов вскрытие производят в местах выявленных повреждений изоляции- при отсутствии на предприятии средств инструментального контроля подземных трубопроводов вскрытие проводят из расчета один участок на длину трубопровода не болеем При проведении ремонтно-монтажных работ на подземных трубопроводах должен быть установлен контроль за выполнением требований проекта в отношении компенсации температурных деформаций, качества применяемых материалов, сварных швов, антикоррозионного покрытия и своевременного составления всей необходимой документации по этапам проводимых работ Стальные подземные технологические трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами
ГОСТ Приложение А
(обязательное)
Т а блица А - Выбор материалов трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Миним темпер зависик
ТОПЩ ИН1
трубы пр жении в внутренг ления альная атура в
10СТИ от
>1
стенки и напря- зтенке отдав, с более
0,35[а]
не более
0,35[а]
Бесшовные трубы, 20 ГОСТ ГОСТ 550 группы А, Б
10-300
ГОСТ Все среды 475
<12
>12
минус
40
минус
30
минус
40
ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383 [19] группа В, кроме изготовленных из слитка
50-400
ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383 [19] с гарантией гид
роиспытания
<5
<12
>12
минус
40
минус
30
Среды группы В, кроме пара и горячей воды 475
<12
>12
минус
40
минус
30 1 0 5
(обязательное)
Т а блица А - Выбор материалов трубопроводов в зависимости от параметров транспортируемой среды
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Миним темпер зависик
ТОПЩ ИН1
трубы пр жении в внутренг ления альная атура в
10СТИ от
>1
стенки и напря- зтенке отдав, с более
0,35[а]
не более
0,35[а]
Бесшовные трубы, 20 ГОСТ ГОСТ 550 группы А, Б
10-300
ГОСТ Все среды 475
<12
>12
минус
40
минус
30
минус
40
ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383 [19] группа В, кроме изготовленных из слитка
50-400
ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383 [19] с гарантией гид
роиспытания
<5
<12
>12
минус
40
минус
30
Среды группы В, кроме пара и горячей воды 475
<12
>12
минус
40
минус
30 1 0 5
ГОСТ Продолжение таблицы А.1
Расчетные параметры трубопровода
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или ТУТ ранспортируемая среда (см. обозначения таблицы Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления [а],°С
более
0,35[а]
не более
0,35[а]
ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54157 [20] группа В
10-150
ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54157 Все среды с гарантией гидроиспыта
ния
<6
минус
30
ТУ 14-3-826-79 ТУ 14-3-826-79
<12
минус
30
ТУ 14-3-1486-87 300, 350, ТУ 14-3-1486-87
- минус
40
минус
40 10, 20 ГОСТ ТУ 14-3-587-77 ТУ 14-3-587-77
<32
<12
>12
минус
40
минус
30
ТУ 14-ЗР-55-2001
ТУ 14-ЗР-55- Все среды- минус
30
ТУ 14-3-1577-88 50 ТУ 14-3-1577-88
- минус
40
ТУ 14-3-1128- ТУ 14-ЗР-1128- ТУ 14-3-1128- ТУ 14-ЗР-1128-
2007
<12
>12
минус
40
минус
30
минус
60
минус
40 10Г2
ГОСТ ГОСТ 550 группы А, Б
10-300
ГОСТ 550
<50
<12
>12
минус
60
минус
40
минус
70
минус
60 106
Расчетные параметры трубопровода
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или ТУТ ранспортируемая среда (см. обозначения таблицы Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления [а],°С
более
0,35[а]
не более
0,35[а]
ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54157 [20] группа В
10-150
ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54157 Все среды с гарантией гидроиспыта
ния
<6
минус
30
ТУ 14-3-826-79 ТУ 14-3-826-79
<12
минус
30
ТУ 14-3-1486-87 300, 350, ТУ 14-3-1486-87
- минус
40
минус
40 10, 20 ГОСТ ТУ 14-3-587-77 ТУ 14-3-587-77
<32
<12
>12
минус
40
минус
30
ТУ 14-ЗР-55-2001
ТУ 14-ЗР-55- Все среды- минус
30
ТУ 14-3-1577-88 50 ТУ 14-3-1577-88
- минус
40
ТУ 14-3-1128- ТУ 14-ЗР-1128- ТУ 14-3-1128- ТУ 14-ЗР-1128-
2007
<12
>12
минус
40
минус
30
минус
60
минус
40 10Г2
ГОСТ ГОСТ 550 группы А, Б
10-300
ГОСТ 550
<50
<12
>12
минус
60
минус
40
минус
70
минус
60 106
ГОСТ Продолжение таблицы А.1
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщи
на стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления [а],°С
более
0,35[а]
не более
0,35[а1
ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383 [19] группа В, кроме изготовленных из слитка
50-400
ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383 [19] с гарантией гид
роиспытания
Все среды 475
- минус
40
минус
60
ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54157 [20] группа В
10-50
ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54157 [20] с гарантией гид
роиспытания
<6
ТУ 14-3-826-79 ТУ 14-3-826-79 10Г2
ТУ ТУ 14-3-1577-88 ТУ 14-3-1577-88
<6
>6
минус
70
минус
40
минус
70
минус
60 ГС, Г ГОСТ ТУ 14-3-1128- ТУ 14-ЗР-1128- ТУ 14-3-1128- ТУ 14-ЗР-1128-
2007
<63
- минус
60
минус
70 15ХМ
ТУ 14-ЗР-55- ТУ 14-ЗР-55-
2001 ТУ 14-ЗР-55-2001
<40 560
-
*) минус 107
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщи
на стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления [а],°С
более
0,35[а]
не более
0,35[а1
ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383 [19] группа В, кроме изготовленных из слитка
50-400
ГОСТ 8731, ГОСТ Р 53383 [19] с гарантией гид
роиспытания
Все среды 475
- минус
40
минус
60
ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54157 [20] группа В
10-50
ГОСТ 8733, ГОСТ Р 54157 [20] с гарантией гид
роиспытания
<6
ТУ 14-3-826-79 ТУ 14-3-826-79 10Г2
ТУ ТУ 14-3-1577-88 ТУ 14-3-1577-88
<6
>6
минус
70
минус
40
минус
70
минус
60 ГС, Г ГОСТ ТУ 14-3-1128- ТУ 14-ЗР-1128- ТУ 14-3-1128- ТУ 14-ЗР-1128-
2007
<63
- минус
60
минус
70 15ХМ
ТУ 14-ЗР-55- ТУ 14-ЗР-55-
2001 ТУ 14-ЗР-55-2001
<40 560
-
*) минус 107
ГОСТ Продолжение таблицы А. Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или
ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщи
на стенки трубы, мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления [а],°С
более
0,35[о]
не более
0,35[о]
12X1МФ,
15Х1М1Ф ГОСТ ТУ 14-ЗР-55-
2001 ТУ 14-ЗР-55-2001
Все среды 560
-
О
Л
З
Г"
минус
40 ХМ,
15Х5М-У ГОСТ ГОСТ 550 группы А, Б
20-400
ГОСТ 550
<40 600
-
15Х5М-У ГОСТ ТУ 14-ЗР-62-
2002 350,450, ТУ 14-ЗР-62-2002 600
-
20ЮЧ
ТУ 14-3-1652-89, ТУ 14-3-1745-90, ТУ 14-3-1600-89, ТУ 14-ЗР-54- ТУ 14-3-1652-89 ТУ 14-3-1745-90 ТУ 14-3-1600-89 ТУ 14-ЗР-54-
2001 ТУ 14-3-1652-89 ТУ 14-3-1745-90 ТУ 14-3-1600-89 ТУ 14-ЗР-54-2001
<32 450
- минус ХМ ГОСТ ГОСТ 550 группы А, Б
50-300
ГОСТ не ограничено о
13Х9М
ТУ ТУ ТУ 14-3-457-76 15ГС
ТУ 14-ЗР-55- ТУ 14-ЗР-55-
2001 ТУ 14-ЗР-55-2001
<63 475
- минус
40
минус
40
108
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или
ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщи
на стенки трубы, мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления [а],°С
более
0,35[о]
не более
0,35[о]
12X1МФ,
15Х1М1Ф ГОСТ ТУ 14-ЗР-55-
2001 ТУ 14-ЗР-55-2001
Все среды 560
-
О
Л
З
Г"
минус
40 ХМ,
15Х5М-У ГОСТ ГОСТ 550 группы А, Б
20-400
ГОСТ 550
<40 600
-
15Х5М-У ГОСТ ТУ 14-ЗР-62-
2002 350,450, ТУ 14-ЗР-62-2002 600
-
20ЮЧ
ТУ 14-3-1652-89, ТУ 14-3-1745-90, ТУ 14-3-1600-89, ТУ 14-ЗР-54- ТУ 14-3-1652-89 ТУ 14-3-1745-90 ТУ 14-3-1600-89 ТУ 14-ЗР-54-
2001 ТУ 14-3-1652-89 ТУ 14-3-1745-90 ТУ 14-3-1600-89 ТУ 14-ЗР-54-2001
<32 450
- минус ХМ ГОСТ ГОСТ 550 группы А, Б
50-300
ГОСТ не ограничено о
13Х9М
ТУ ТУ ТУ 14-3-457-76 15ГС
ТУ 14-ЗР-55- ТУ 14-ЗР-55-
2001 ТУ 14-ЗР-55-2001
<63 475
- минус
40
минус
40
108
ГОСТ Продолжение таблицы А.1
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или
ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Макси
мальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления а, °С
более
0,35[о]
не более ст 14ХГС
ТУ 14-3-433-78 ТУ ТУ 14-3-433-78 ТУ 14-3-251-74 ТУ 14-3-433-78 ТУ Все среды 400
- минус
40
минус
50
ЗОХМА
ТУ 14-3-433-78 ТУ 14-3-251-74
<80 450
- минус 20Х2МА ТУ 14-3-433-78 400
- минус 18ХЗМФ ТУ ТУ 14-3-251-74 ТУ 14-3-251-74 475
-
*) минус 20ХЗМВФ ТУ 14-3-251-74 ТУ 14-3-251-74 510
-
08Х18Н10Т ГОСТ ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 50-300 ГОСТ 9940 ГОСТ 9941
<40 700
- минус
253
минус
253
ТУ 14-3-218-80 ТУ 14-3-218-80 610
-
08Х18Н12Т ГОСТ ТУ 14-3-743-78 ТУ 14-3-743-78 700
-
12Х18Н10Т ГОСТ ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 50-300 ГОСТ 9940 ГОСТ 9941
-
12Х18Н12Т ГОСТ ТУ 14-ЗР-55-2001 ТУ 14-ЗР-55-2001 Н ГОСТ ТУ 14-3-1401 ТУ 14-3-1401 450
- минус
196
минус
196 109
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или
ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Макси
мальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления а, °С
более
0,35[о]
не более ст 14ХГС
ТУ 14-3-433-78 ТУ ТУ 14-3-433-78 ТУ 14-3-251-74 ТУ 14-3-433-78 ТУ Все среды 400
- минус
40
минус
50
ЗОХМА
ТУ 14-3-433-78 ТУ 14-3-251-74
<80 450
- минус 20Х2МА ТУ 14-3-433-78 400
- минус 18ХЗМФ ТУ ТУ 14-3-251-74 ТУ 14-3-251-74 475
-
*) минус 20ХЗМВФ ТУ 14-3-251-74 ТУ 14-3-251-74 510
-
08Х18Н10Т ГОСТ ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 50-300 ГОСТ 9940 ГОСТ 9941
<40 700
- минус
253
минус
253
ТУ 14-3-218-80 ТУ 14-3-218-80 610
-
08Х18Н12Т ГОСТ ТУ 14-3-743-78 ТУ 14-3-743-78 700
-
12Х18Н10Т ГОСТ ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 50-300 ГОСТ 9940 ГОСТ 9941
-
12Х18Н12Т ГОСТ ТУ 14-ЗР-55-2001 ТУ 14-ЗР-55-2001 Н ГОСТ ТУ 14-3-1401 ТУ 14-3-1401 450
- минус
196
минус
196 109
ГОСТ Продолжение таблицы А.1
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или ТУТ ранспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления а, °С
более
0,35[а]
не более а ГОСТ ТУ 14-3-396-75 ТУ 14-3-1348-85 ТУ 14-3-1357-85 10-60 ТУ 14-3-396-75 ТУ 14-3-1348-85 ТУ Все среды 450
- минус
196
минус
196 08Х17Н15МЗТ ГОСТ ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 50-300 ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 600
-
10Х17Н13М2Т ГОСТ 5632 700
-
08X21Н6М2Т ГОСТ ТУ 14-3-1905 ТУ 14-3-1905
<10 300
- минус
40
минус
40 08Х22Н6Т ГОСТ ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 ТУ 14-3-1905 50-300 ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 ТУ 14-3-1905
-
03ХН28МДТ ГОСТ ТУ 14-3-694 ТУ 14-3-751 ТУ 14-3-1201 ТУ 14-3-694 ТУ 14-3-751 ТУ 14-3-1201 400
- минус
196
минус
196 06ХН28МДТ
(ЭИ-943)
ТУ 14-3-318 ТУ 14-3-763 ТУ 14-3-822 ТУ 14-3-318 ТУ 14-3-763 ТУ 14-3-822
-
ХН32Т
ТУ 1320-003- ТУ 1320-003-
18648658-90 900
- минус
70
минус
70
Электросварные трубы прямошовные
СтЗсп5 ГОСТ ГОСТ 10705 группа В
10-500
ГОСТ Среды групп Б, В 300
- минус
20
минус
40
ГОСТ 10706 группа В
450-1400
ГОСТ Среды группы В 1 1 0
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или ТУТ ранспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления а, °С
более
0,35[а]
не более а ГОСТ ТУ 14-3-396-75 ТУ 14-3-1348-85 ТУ 14-3-1357-85 10-60 ТУ 14-3-396-75 ТУ 14-3-1348-85 ТУ Все среды 450
- минус
196
минус
196 08Х17Н15МЗТ ГОСТ ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 50-300 ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 600
-
10Х17Н13М2Т ГОСТ 5632 700
-
08X21Н6М2Т ГОСТ ТУ 14-3-1905 ТУ 14-3-1905
<10 300
- минус
40
минус
40 08Х22Н6Т ГОСТ ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 ТУ 14-3-1905 50-300 ГОСТ 9940 ГОСТ 9941 ТУ 14-3-1905
-
03ХН28МДТ ГОСТ ТУ 14-3-694 ТУ 14-3-751 ТУ 14-3-1201 ТУ 14-3-694 ТУ 14-3-751 ТУ 14-3-1201 400
- минус
196
минус
196 06ХН28МДТ
(ЭИ-943)
ТУ 14-3-318 ТУ 14-3-763 ТУ 14-3-822 ТУ 14-3-318 ТУ 14-3-763 ТУ 14-3-822
-
ХН32Т
ТУ 1320-003- ТУ 1320-003-
18648658-90 900
- минус
70
минус
70
Электросварные трубы прямошовные
СтЗсп5 ГОСТ ГОСТ 10705 группа В
10-500
ГОСТ Среды групп Б, В 300
- минус
20
минус
40
ГОСТ 10706 группа В
450-1400
ГОСТ Среды группы В 1 1 0
ГОСТ Продолжение таблицы А.1
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или
ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления а, °С
более
0,35[а]
не более
0,35[а]
Среды группы Б, кроме СУГ
<1,6 300
<12
минус
20
минус
40
СтЗсп4-5 ГОСТ ТУ 14-3-377-87 ТУ Среды группы В, кроме пара и горячей воды
200
-
ТУ 14-3-1399-95 200, 350, 400, ТУ Все среды, кроме группы А(а) и СУГ
300
<10
СтЗпс4
СтЗсп4 ГОСТ ГОСТ 10706 группа В
400-1400
ГОСТ Среды группы Б, кроме СУГ
200
-
20
ГОСТ ГОСТ 10705 группа В
10-500
ГОСТ Среды групп А(б), Б, кроме СУГ
<2,5 ГОСТ 20295 тип
1 ГОСТ Среды групп Б(в), В
400
<10
ГОСТ 20295 тип
3 Среды групп А(б),
Б(а), Б(б), кроме
СУГ
-
Среды группы А(а) и
СУГ
200
-
ТУ 14-3-377-99 ТУ Среды группы В, кроме пара и горячей воды
350
-
К52
ГОСТ ГОСТ 20295 тип
1 ГОСТ Среды групп А(б), Б а, Б(б), кроме СУГ
<4 400
<12 1 1 1
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или
ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максимальная температура,
°С
Толщина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления а, °С
более
0,35[а]
не более
0,35[а]
Среды группы Б, кроме СУГ
<1,6 300
<12
минус
20
минус
40
СтЗсп4-5 ГОСТ ТУ 14-3-377-87 ТУ Среды группы В, кроме пара и горячей воды
200
-
ТУ 14-3-1399-95 200, 350, 400, ТУ Все среды, кроме группы А(а) и СУГ
300
<10
СтЗпс4
СтЗсп4 ГОСТ ГОСТ 10706 группа В
400-1400
ГОСТ Среды группы Б, кроме СУГ
200
-
20
ГОСТ ГОСТ 10705 группа В
10-500
ГОСТ Среды групп А(б), Б, кроме СУГ
<2,5 ГОСТ 20295 тип
1 ГОСТ Среды групп Б(в), В
400
<10
ГОСТ 20295 тип
3 Среды групп А(б),
Б(а), Б(б), кроме
СУГ
-
Среды группы А(а) и
СУГ
200
-
ТУ 14-3-377-99 ТУ Среды группы В, кроме пара и горячей воды
350
-
К52
ГОСТ ГОСТ 20295 тип
1 ГОСТ Среды групп А(б), Б а, Б(б), кроме СУГ
<4 400
<12 1 1 1
ГОСТ Продолжение таблицы А.1
Расчетные параметры трубопровода
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы (стандарт или ТУ)
Номиналь
ный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или технические ус
ловия)
Т ранспортируемая среда (см. обозначения таблицы Максимальное давление,
МПа
Максималь
ная температура, °С
Толщина стенки трубы, мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления а, °С
более
0,35[о]
не более
0,35[ст1
ГОСТ 20295 тип
3 ГОСТ Среды группы А (а) иС У Г 400
-
17ГС,
17Г1С
ТУ ТУ 14-3-620-77 76, 500, 700,
800, 1000, ТУ Среды групп Б, В, кроме СУГ
51,6 300
минус
40
минус
40 17Г1С-У ТУ ТУ 14-3-1138-82 ТУ 14-3-1138-82 17Г1С-У ТУ ТУ 14-3-1424-86 ТУ Все среды, кроме группы А (аи СУГ
<2,5 400
<12 13Г2АФ
ТУ 14-3-1424-86
минус
60
минус
60 12Г2С
14ХГС
ТУ ТУ 14-3-1209-86 ТУ Все среды, кроме группы Аи СУГ
<1,6 250
минус
40
минус
40 ГС 12ГСБ;
13ГС-Х; 08ГБЮ;
13Г2АФ; 13Г1С-Х;
09ГБЮ; 12Г2СБ;
09ГФБ; 13Г1СБ-У;
10Г2СБ; 10Г2ФБ;
10Г2СФБ;10Г2ФБ ЮТУ ТУ 14-3-1573-96 ТУ Все среды 300
- минус
60
минус
60 112
Расчетные параметры трубопровода
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы (стандарт или ТУ)
Номиналь
ный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или технические ус
ловия)
Т ранспортируемая среда (см. обозначения таблицы Максимальное давление,
МПа
Максималь
ная температура, °С
Толщина стенки трубы, мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления а, °С
более
0,35[о]
не более
0,35[ст1
ГОСТ 20295 тип
3 ГОСТ Среды группы А (а) иС У Г 400
-
17ГС,
17Г1С
ТУ ТУ 14-3-620-77 76, 500, 700,
800, 1000, ТУ Среды групп Б, В, кроме СУГ
51,6 300
минус
40
минус
40 17Г1С-У ТУ ТУ 14-3-1138-82 ТУ 14-3-1138-82 17Г1С-У ТУ ТУ 14-3-1424-86 ТУ Все среды, кроме группы А (аи СУГ
<2,5 400
<12 13Г2АФ
ТУ 14-3-1424-86
минус
60
минус
60 12Г2С
14ХГС
ТУ ТУ 14-3-1209-86 ТУ Все среды, кроме группы Аи СУГ
<1,6 250
минус
40
минус
40 ГС 12ГСБ;
13ГС-Х; 08ГБЮ;
13Г2АФ; 13Г1С-Х;
09ГБЮ; 12Г2СБ;
09ГФБ; 13Г1СБ-У;
10Г2СБ; 10Г2ФБ;
10Г2СФБ;10Г2ФБ ЮТУ ТУ 14-3-1573-96 ТУ Все среды 300
- минус
60
минус
60 112
ГОСТ Продолжение таблицы А.1
Марка стали, класс прочности, стандарт или
ТУ
Технические требования на трубы (стандарт или ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований (стандарт или ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максималь
ная температура, °С
Тол
щина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления
[а],°С
более
0,35[а]
не более
0,35[а]
08X18Н10Т; 10X18Н10Т
12Х18Н10Т
10Х17Н13М2Т ГОСТ ГОСТ 11068 ГОСТ Все среды, кроме группы А(а) и СУГ
<2,5 600
- минус
196
минус196 03Х18Н11; 08Х18Н10Т
12Х18Н10Т; 12Х18Н12Т
08Х17Н13М2Т
10Х17Н13М2Т ГОСТ ТУ 14-158-135 ТУ 14-158-135 5
-
Электросварные трубы спиральношовные
СтЗспЗ; СтЗсп2
СтЗпс2 ГОСТ ТУ 14-3-943-
80 ТУ 14-3-943- Все среды, кроме группы Аи СУГ
<1,6 200
<6
<12
минус
30
минус
20
-
СтЗсп5 ГОСТ ТУ 14-3-954-
80 ТУ 14-3-954-
80 с учетом требований п. Все среды, кроме группы А(а) и СУГ
<2,5 (25)
300
<12
минус
20
минус 20 10, 20 ГОСТ ГОСТ 3262 ГОСТ Среды группы В, кроме пара и горячей воды 200
<5 ГОСТ ГОСТ 8696 группа В
500-1400
ГОСТ минус 113
Марка стали, класс прочности, стандарт или
ТУ
Технические требования на трубы (стандарт или ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований (стандарт или ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максималь
ная температура, °С
Тол
щина стенки трубы,
мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления
[а],°С
более
0,35[а]
не более
0,35[а]
08X18Н10Т; 10X18Н10Т
12Х18Н10Т
10Х17Н13М2Т ГОСТ ГОСТ 11068 ГОСТ Все среды, кроме группы А(а) и СУГ
<2,5 600
- минус
196
минус196 03Х18Н11; 08Х18Н10Т
12Х18Н10Т; 12Х18Н12Т
08Х17Н13М2Т
10Х17Н13М2Т ГОСТ ТУ 14-158-135 ТУ 14-158-135 5
-
Электросварные трубы спиральношовные
СтЗспЗ; СтЗсп2
СтЗпс2 ГОСТ ТУ 14-3-943-
80 ТУ 14-3-943- Все среды, кроме группы Аи СУГ
<1,6 200
<6
<12
минус
30
минус
20
-
СтЗсп5 ГОСТ ТУ 14-3-954-
80 ТУ 14-3-954-
80 с учетом требований п. Все среды, кроме группы А(а) и СУГ
<2,5 (25)
300
<12
минус
20
минус 20 10, 20 ГОСТ ГОСТ 3262 ГОСТ Среды группы В, кроме пара и горячей воды 200
<5 ГОСТ ГОСТ 8696 группа В
500-1400
ГОСТ минус 113
ГОСТ Окончание таблицы А.1
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или
ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максималь
ная температура, °С
Толщина стенки трубы, мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления о, °С
более
0,35[а]
не более
0,35[а]
ТУ 14-3-684-77 ТУ Среды группы В, кроме пара и горячей воды 200
<12
минус
40
минус
40
ТУ 14-3-808-78 ТУ Среды групп Б, В, кроме СУГ
52,5 350
<12
<12
минус
40
минус
30
К42
ГОСТ ГОСТ 20295 тип
2 ГОСТ 20295 300
- минус
30
К50, К ГОСТ ГОСТ Все среды, кроме группы А(а) и СУГ
400
<6
>6
минус
50
минус
40
минус
60
минус
50
Среды группы А(а),
СУГ
300
>6
минус
40
минус
50 09Г2ФБ
ТУ ТУ 14-3-1363-85 ТУ Среды групп Б, В, кроме СУГ
57,5 350
- минус
60
минус
60
*) Значение минимальной температуры не ниже 0° принято применительно к сварным швам трубопровода, сваренного из труб указанных марок сталей
Марка стали, класс прочности, стандарт или ТУ
Технические требования на трубы стандарт или
ТУ)
Номинальный диаметр, мм
Виды испытаний и требований стандарт или
ТУ)
Транспортируемая среда (см. обозначения таблицы Расчетные параметры трубопровода
Максимальное давление,
МПа
Максималь
ная температура, °С
Толщина стенки трубы, мм
Минимальная температура в зависимости от толщины стенки трубы при напряжении в стенке от внутреннего давления о, °С
более
0,35[а]
не более
0,35[а]
ТУ 14-3-684-77 ТУ Среды группы В, кроме пара и горячей воды 200
<12
минус
40
минус
40
ТУ 14-3-808-78 ТУ Среды групп Б, В, кроме СУГ
52,5 350
<12
<12
минус
40
минус
30
К42
ГОСТ ГОСТ 20295 тип
2 ГОСТ 20295 300
- минус
30
К50, К ГОСТ ГОСТ Все среды, кроме группы А(а) и СУГ
400
<6
>6
минус
50
минус
40
минус
60
минус
50
Среды группы А(а),
СУГ
300
>6
минус
40
минус
50 09Г2ФБ
ТУ ТУ 14-3-1363-85 ТУ Среды групп Б, В, кроме СУГ
57,5 350
- минус
60
минус
60
*) Значение минимальной температуры не ниже 0° принято применительно к сварным швам трубопровода, сваренного из труб указанных марок сталей
ГОСТ Таблица А - Поковки Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытания и дополнительное требование
Номер примечания к данной таб
лице
Марка стали
Технические требования
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
Стбсп ГОСТ 380
КП.245(КП.25) ГОСТ От -2 0 до +400 5(50)
1 ,7
СтЗсп ГОСТ 380
КП.195(КП.20) ГОСТ От -2 0 до +450 1
20 ГОСТ 1050
КП.195(КП.20) КП.215(КП.22) ГОСТ Группа IV ГОСТ 8479-70 1,2, 3 ,6 , 9 К ГОСТ 5520
КП.195(КП.20) ГОСТ От -3 0 до +475 1 ,9 20, 22К
ОСТ ОСТ ОСТ 108.030.113 2 ,6 ,9 К, 22К-Ш, 22К-ВД, 22К-ВРВ ТУ ТУ ТУКА ТУ ТУ Не ограничено
ТУ 05764417-013 20ЮЧ ТУ ТУ ТУ 26-0303-1532 16 ГС ГОСТ 19281
КП.245 (КП.25) ГОСТ От -4 0 до +Группа IV ГОСТ 8479-70 1 ,4 ,9 15ГС,16ГС ОСТ ОСТ 108.030.113, СТО ОСТ СТОГ ГОСТ 4543
КП.215(КП.22) ГОСТ От -7 0 до +Группа IV ГОСТ 8479-70 1,2, 4, 5, 9 115
Вид испытания и дополнительное требование
Номер примечания к данной таб
лице
Марка стали
Технические требования
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
Стбсп ГОСТ 380
КП.245(КП.25) ГОСТ От -2 0 до +400 5(50)
1 ,7
СтЗсп ГОСТ 380
КП.195(КП.20) ГОСТ От -2 0 до +450 1
20 ГОСТ 1050
КП.195(КП.20) КП.215(КП.22) ГОСТ Группа IV ГОСТ 8479-70 1,2, 3 ,6 , 9 К ГОСТ 5520
КП.195(КП.20) ГОСТ От -3 0 до +475 1 ,9 20, 22К
ОСТ ОСТ ОСТ 108.030.113 2 ,6 ,9 К, 22К-Ш, 22К-ВД, 22К-ВРВ ТУ ТУ ТУКА ТУ ТУ Не ограничено
ТУ 05764417-013 20ЮЧ ТУ ТУ ТУ 26-0303-1532 16 ГС ГОСТ 19281
КП.245 (КП.25) ГОСТ От -4 0 до +Группа IV ГОСТ 8479-70 1 ,4 ,9 15ГС,16ГС ОСТ ОСТ 108.030.113, СТО ОСТ СТОГ ГОСТ 4543
КП.215(КП.22) ГОСТ От -7 0 до +Группа IV ГОСТ 8479-70 1,2, 4, 5, 9 115
ГОСТ Продолжение таблицы А.2
Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытания и дополнительное требование
Номер примечания к данной таб
лице
Марка стали
Технические требования
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
09Г2С ГОСТ 19281
КП.245 (КП.25) ГОСТ От -7 0 до +475
-
-
1 , 4 , 9 Х ГОСТ 4543
КП.395 (КП.40) ГОСТ От -4 0 до +Группа IV ГОСТ 8479 ХМ ГОСТ 4543
КП.275 (КП.28) ГОСТ От -4 0 до +560 1,2, 11 09ГСНБЦ
ТУ От - 40 до +350
_
09ХГН2АБ
ТУ От - 60 до +350 15Х5ВФ, ХМ ГОСТ 20072
КП.395 (КП.40) ГОСТ От -4 0 * до +Группа IV ГОСТ 8479 >13%, ср
> 35% KCU > 50 Дж/см2 1,2, 11 12X1МФ ОСТ ОСТ От -2 0 * до +Не ограничено
ОСТ 108.030.113 11 12МХ ГОСТ Группа 1У-КП.235 (КП.24) ГОСТ От -4 0 * до +Группа IV ГОСТ 8479 1,11 ХМ. ХМ ТУ ТУ ТУ 302.02.031 11 10Х2М1А-А ТУ ТУ От -4 0 * до +ТУ 108.13.39 10, 11 10Х2М1А-А, 10Х2М1А-ВД,
10Х2М1А-Ш ТУ ТУ ТУ 302.02.121 10, 11 20Х2МА СТО 00220227-006- СТО От -40* до +СТО 00220227-006-2010 11 15X2МФА-АТУ ТУ От -40* до +Группа II ТУ 302.02.014 10, 11 116
Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытания и дополнительное требование
Номер примечания к данной таб
лице
Марка стали
Технические требования
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
09Г2С ГОСТ 19281
КП.245 (КП.25) ГОСТ От -7 0 до +475
-
-
1 , 4 , 9 Х ГОСТ 4543
КП.395 (КП.40) ГОСТ От -4 0 до +Группа IV ГОСТ 8479 ХМ ГОСТ 4543
КП.275 (КП.28) ГОСТ От -4 0 до +560 1,2, 11 09ГСНБЦ
ТУ От - 40 до +350
_
09ХГН2АБ
ТУ От - 60 до +350 15Х5ВФ, ХМ ГОСТ 20072
КП.395 (КП.40) ГОСТ От -4 0 * до +Группа IV ГОСТ 8479 >13%, ср
> 35% KCU > 50 Дж/см2 1,2, 11 12X1МФ ОСТ ОСТ От -2 0 * до +Не ограничено
ОСТ 108.030.113 11 12МХ ГОСТ Группа 1У-КП.235 (КП.24) ГОСТ От -4 0 * до +Группа IV ГОСТ 8479 1,11 ХМ. ХМ ТУ ТУ ТУ 302.02.031 11 10Х2М1А-А ТУ ТУ От -4 0 * до +ТУ 108.13.39 10, 11 10Х2М1А-А, 10Х2М1А-ВД,
10Х2М1А-Ш ТУ ТУ ТУ 302.02.121 10, 11 20Х2МА СТО 00220227-006- СТО От -40* до +СТО 00220227-006-2010 11 15X2МФА-АТУ ТУ От -40* до +Группа II ТУ 302.02.014 10, 11 116
ГОСТ Продолжение таблицы А.2
Технические требова
ния
Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытания и дополнительное требование
Номер примечания к данной таблице
Марка стали
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
08Х22Н6Т, 08X21Н6М2Т ГОСТ От -4 0 до +Не ограничено 12Х18Н9Т, 12Х18Н10Т ГОСТ От -25 3 до +610 1,2, От +610 до +700 5(50)
08Х18Н10Т ГОСТ От до +Не ограничено
1
От +610 до +700 5(50)
10X17Н1ЗМ2Т ГОСТ От -25 3 до +700 1,8 Н ГОСТ ГОСТ От -25 3 до +Группа IV ГОСТ 25054 1
03X17H14M3 ГОСТ От -19 6 до +Не ограничено ГОСТ От -19 6 до +600 1,8 08Х17Н15МЗТ ГОСТ 5632 06ХН28МДТ ГОСТ От -19 6 до +400 5(50)
1 08X13, 12X13 ГОСТ От -4 0 до +550 6,4 (64)
1,7 1 1 7
Технические требова
ния
Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытания и дополнительное требование
Номер примечания к данной таблице
Марка стали
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
08Х22Н6Т, 08X21Н6М2Т ГОСТ От -4 0 до +Не ограничено 12Х18Н9Т, 12Х18Н10Т ГОСТ От -25 3 до +610 1,2, От +610 до +700 5(50)
08Х18Н10Т ГОСТ От до +Не ограничено
1
От +610 до +700 5(50)
10X17Н1ЗМ2Т ГОСТ От -25 3 до +700 1,8 Н ГОСТ ГОСТ От -25 3 до +Группа IV ГОСТ 25054 1
03X17H14M3 ГОСТ От -19 6 до +Не ограничено ГОСТ От -19 6 до +600 1,8 08Х17Н15МЗТ ГОСТ 5632 06ХН28МДТ ГОСТ От -19 6 до +400 5(50)
1 08X13, 12X13 ГОСТ От -4 0 до +550 6,4 (64)
1,7 1 1 7
ГОСТ Окончание таблицы А Примечания Допускается применять поковки группы II для невзрывоопасных сред при давлении менее 0,07 МПа (0,7 кгс/см2).
2 Допускается наравне с поковками применять стальные горячекатаные кольца для изготовления фланцев из сталей марки 20 ТУ 14-1-1431 и марок 20, Г, ХМ, 12Х18Н10Т ТУ 14-3-375.
3 Допускается применять приварные встык фланцы из поковок группы 1У-КП.215 (КП.22) по ГОСТ 8479 и горячекатаных колец из стали марки 20 по ГОСТ
1050 для температуры стенки от минус 31 С до минус 40 С при условии проведения термообработки - закалки и последующего высокого отпуска или нормализации после приварки фланца к корпусу или патрубку. При этом патрубок, привариваемый к корпусу, должен быть изготовлен из стали марки ГС ГС, Г. Ударная вязкость основного металла - не менее 30 Дж/см2 (3 кгс м/см2) на образце KCU. Допускается применение ответных фланцев штуцеров из стали марки 20 в термообработанном состоянии при температуре стенки от минус 30 С до минус 40 С Поковки из сталей марок ГС, ГС, ГС, Г следует испытывать на ударный изгиб при температуре стенки ниже минус 30 С. Ударная вязкость - не менее 30 Дж/см2 (3 кгс м/см2) на образце KCU.
5 Допускается применение заготовок, полученных методом электрошлакового переплава из сталей марок Ш, 10Г2Ш ТУ 0251-16 [81] на параметры, аналогичные сталями Г Допускается применять поковки из стали марки 20 с толщиной вместе сварки не более 12 мм при температуре стенки не ниже минус 40 С без проведения термической обработки сварного соединения Для изготовления деталей, не подлежащих сварке При температуре свыше 350 С для средне вызывающих межкристаллитную коррозию Контроль ультразвуковым методом при условиях, оговоренных в 5.4.1,5.4.2 [8].
10 Для каждой плавки определяется фактор J=(Sj+Mn)-(P+Sn)104<100, где содержание элементов - в процентах Для деталей, подвергающихся сварке и испытывающих напряжения свыше 0,35 о, минимальная температура равна 0 С
2 Допускается наравне с поковками применять стальные горячекатаные кольца для изготовления фланцев из сталей марки 20 ТУ 14-1-1431 и марок 20, Г, ХМ, 12Х18Н10Т ТУ 14-3-375.
3 Допускается применять приварные встык фланцы из поковок группы 1У-КП.215 (КП.22) по ГОСТ 8479 и горячекатаных колец из стали марки 20 по ГОСТ
1050 для температуры стенки от минус 31 С до минус 40 С при условии проведения термообработки - закалки и последующего высокого отпуска или нормализации после приварки фланца к корпусу или патрубку. При этом патрубок, привариваемый к корпусу, должен быть изготовлен из стали марки ГС ГС, Г. Ударная вязкость основного металла - не менее 30 Дж/см2 (3 кгс м/см2) на образце KCU. Допускается применение ответных фланцев штуцеров из стали марки 20 в термообработанном состоянии при температуре стенки от минус 30 С до минус 40 С Поковки из сталей марок ГС, ГС, ГС, Г следует испытывать на ударный изгиб при температуре стенки ниже минус 30 С. Ударная вязкость - не менее 30 Дж/см2 (3 кгс м/см2) на образце KCU.
5 Допускается применение заготовок, полученных методом электрошлакового переплава из сталей марок Ш, 10Г2Ш ТУ 0251-16 [81] на параметры, аналогичные сталями Г Допускается применять поковки из стали марки 20 с толщиной вместе сварки не более 12 мм при температуре стенки не ниже минус 40 С без проведения термической обработки сварного соединения Для изготовления деталей, не подлежащих сварке При температуре свыше 350 С для средне вызывающих межкристаллитную коррозию Контроль ультразвуковым методом при условиях, оговоренных в 5.4.1,5.4.2 [8].
10 Для каждой плавки определяется фактор J=(Sj+Mn)-(P+Sn)104<100, где содержание элементов - в процентах Для деталей, подвергающихся сварке и испытывающих напряжения свыше 0,35 о, минимальная температура равна 0 С
ГОСТ Таблица АЗС таль н ы е отливки Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытаний и дополнительное требование
Номер примечания к данной таблице
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), небо лее20Л, Л ГОСТ ГОСТ ТУ От -3 0 до +Не ограничено
Группа 3 ГОСТ 977 ТУ 4112-091-00220302 1,2 Л, Л ГОСТ 977 3
20ГМЛ
СТ ЦКБА От -6 0 до +ОСТ 26-07-402
-
20ХМЛ ГОСТ ГОСТ ТУ От -4 0 до +Группа 3 ГОСТ 977 20Х5МЛ ГОСТ От -4 0 до +Группа 3 ГОСТ 977, ТУ 4112-091-00220302 20Х5ТЛ
ТУ ТУ От -4 0 до +ТУ 4112-091-00220302 20Х5ВЛ
ТУ От -4 0 до +550 20Х8ВЛ ГОСТ ГОСТ ТУ От -4 0 до +Группа 3 ГОСТ 977, ТУ 4112-091-00220302 20ХНЗЛ
ТУ ТУ От -7 0 до +ТУ 4112-091-00220302 и ударная вязкость при температуре минус 70 С, если температура стенки ниже минус 30 С
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытаний и дополнительное требование
Номер примечания к данной таблице
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), небо лее20Л, Л ГОСТ ГОСТ ТУ От -3 0 до +Не ограничено
Группа 3 ГОСТ 977 ТУ 4112-091-00220302 1,2 Л, Л ГОСТ 977 3
20ГМЛ
СТ ЦКБА От -6 0 до +ОСТ 26-07-402
-
20ХМЛ ГОСТ ГОСТ ТУ От -4 0 до +Группа 3 ГОСТ 977 20Х5МЛ ГОСТ От -4 0 до +Группа 3 ГОСТ 977, ТУ 4112-091-00220302 20Х5ТЛ
ТУ ТУ От -4 0 до +ТУ 4112-091-00220302 20Х5ВЛ
ТУ От -4 0 до +550 20Х8ВЛ ГОСТ ГОСТ ТУ От -4 0 до +Группа 3 ГОСТ 977, ТУ 4112-091-00220302 20ХНЗЛ
ТУ ТУ От -7 0 до +ТУ 4112-091-00220302 и ударная вязкость при температуре минус 70 С, если температура стенки ниже минус 30 С
ГОСТ Окончание таблицы А.З
Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытаний и дополнительное требование
Номер примечания к данной таблице
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), небо,
12Х18Н12МЗТЛ ГОСТ ГОСТ От -253 до +Не ограничено
Группа 3 ГОСТ 977 ТУ 4112-091-00220302
-
10Х21Н6М2Л ТУ 4112-091- ТУ От -4 0 до +ТУ 4112-091-00220302 40Х24Н12СЛ ГОСТ ГОСТ 977
ОтОдо +Группа 3 ГОСТ 977 25Х23Н7СЛ ГОСТ От 0 до Примечания При содержании углерода более 0,25 % сварку следует проводить с предварительным подогревом и последующей термической обработкой Допускается применять отливки из углеродистых сталей марок Л, Л до температуры стенки минус 40 С при условии проведения термической обработки в режиме нормализация + отпуск или закалка + отпуск.
3 Для несвариваемых деталей
40>Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Вид испытаний и дополнительное требование
Номер примечания к данной таблице
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), небо,
12Х18Н12МЗТЛ ГОСТ ГОСТ От -253 до +Не ограничено
Группа 3 ГОСТ 977 ТУ 4112-091-00220302
-
10Х21Н6М2Л ТУ 4112-091- ТУ От -4 0 до +ТУ 4112-091-00220302 40Х24Н12СЛ ГОСТ ГОСТ 977
ОтОдо +Группа 3 ГОСТ 977 25Х23Н7СЛ ГОСТ От 0 до Примечания При содержании углерода более 0,25 % сварку следует проводить с предварительным подогревом и последующей термической обработкой Допускается применять отливки из углеродистых сталей марок Л, Л до температуры стенки минус 40 С при условии проведения термической обработки в режиме нормализация + отпуск или закалка + отпуск.
3 Для несвариваемых деталей
ГОСТ Таблица А - Крепежные детали
Допустимые параметры эксплуатации
Марка стали
Технические требования
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
Назначение
Класс прочности 5.6, 6.6, 8.8, 21,22, 23,
5 , 6 , 8 , 10 ГОСТ Р 52627 ГОСТ Р 52627 От -3 0 до +300 2,5 (Шпильки, болты, гайки
СтЗсп4 ГОСТ От -2 0 до +300 2,5 (25)
10 (Шайбы ГОСТ От 0 до +300 2,5 (25)
Гайки
От -4 0 до +450 10 (100)
Шайбы
От -4 0 до +425 2,5 (Шпильки, болты, 25 ГОСТ 1050, ГОСТ 10702
Гайки
СТП От -4 0 до +450 10 (100)
Шайбы
От -4 0 до +Шпильки, болты, 35, 40, 45 ГОСТ 1050, ГОСТ 10702
Гайки
От -4 0 до +450
Шайбы
От -4 0 до +425 16 (Шпильки, болты
ЗОХ, Х, ХА, Х ГОСТ От -4 0 до +450
Гайки
От -7 0 до +450
Шайбы
ЗОХ ГОСТ ГОСТ От -5 0 до +200 63 (630)
Гайки
09Г2С ГОСТ 19281, категории От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки
СТП От -7 0 до +450 16 (160)
Шайбы
10Г2 ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +Шайбы 2 1
Допустимые параметры эксплуатации
Марка стали
Технические требования
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
Назначение
Класс прочности 5.6, 6.6, 8.8, 21,22, 23,
5 , 6 , 8 , 10 ГОСТ Р 52627 ГОСТ Р 52627 От -3 0 до +300 2,5 (Шпильки, болты, гайки
СтЗсп4 ГОСТ От -2 0 до +300 2,5 (25)
10 (Шайбы ГОСТ От 0 до +300 2,5 (25)
Гайки
От -4 0 до +450 10 (100)
Шайбы
От -4 0 до +425 2,5 (Шпильки, болты, 25 ГОСТ 1050, ГОСТ 10702
Гайки
СТП От -4 0 до +450 10 (100)
Шайбы
От -4 0 до +Шпильки, болты, 35, 40, 45 ГОСТ 1050, ГОСТ 10702
Гайки
От -4 0 до +450
Шайбы
От -4 0 до +425 16 (Шпильки, болты
ЗОХ, Х, ХА, Х ГОСТ От -4 0 до +450
Гайки
От -7 0 до +450
Шайбы
ЗОХ ГОСТ ГОСТ От -5 0 до +200 63 (630)
Гайки
09Г2С ГОСТ 19281, категории От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки
СТП От -7 0 до +450 16 (160)
Шайбы
10Г2 ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +Шайбы 2 1
ГОСТ Продолжение таблицы А.4
Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Назначение
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
18Х2Н4МА ГОСТ 4543
СТП От -7 0 до +400 Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +Шайбы, 20X13, 30X13 ГОСТ От -3 0 до +475 Шпильки, болты, гайки, шайбы ГОСТ ГОСТ От 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты, шайбы
От 0 до +510
Гайки
10Х17Н13М2Т, 10X17H13M3T,
08Х17Н15МЗТ, 31Х19Н9МВБТ ГОСТ 5632
СТП От -7 0 до +600 Шпильки, болты, гайки, шайбы
31Х19Н9МВБТ ГОСТ ГОСТ 23304, ГОСТ От 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты, гайки
06ХН28МДТ ГОСТ 5632
СТП От -7 0 до +400 Шпильки, болты, гайки, шайбы
10Х14Г14Н4Т ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты Г7АН5 ГОСТ От -7 0 до +400 08Х15Н24В4ТР ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки, шайбы
07X16Н6 ГОСТ От -4 0 до +325 10(100)
10X11Н22ТЗМР ГОСТ ГОСТ От -7 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты, гайки
63>32>40>Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Назначение
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), не более
18Х2Н4МА ГОСТ 4543
СТП От -7 0 до +400 Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +Шайбы, 20X13, 30X13 ГОСТ От -3 0 до +475 Шпильки, болты, гайки, шайбы ГОСТ ГОСТ От 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты, шайбы
От 0 до +510
Гайки
10Х17Н13М2Т, 10X17H13M3T,
08Х17Н15МЗТ, 31Х19Н9МВБТ ГОСТ 5632
СТП От -7 0 до +600 Шпильки, болты, гайки, шайбы
31Х19Н9МВБТ ГОСТ ГОСТ 23304, ГОСТ От 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты, гайки
06ХН28МДТ ГОСТ 5632
СТП От -7 0 до +400 Шпильки, болты, гайки, шайбы
10Х14Г14Н4Т ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты Г7АН5 ГОСТ От -7 0 до +400 08Х15Н24В4ТР ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки, шайбы
07X16Н6 ГОСТ От -4 0 до +325 10(100)
10X11Н22ТЗМР ГОСТ ГОСТ От -7 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты, гайки
ГОСТ Продолжение таблицы А.4
Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Назначение
Температура стенки,
°С
Давление среды, МПа (кгс/см2), небо лееЗОХМ, ЗОХМА, ХМ ГОСТ 4543
СТП От -4 0 до +450 Шпильки, болты
От -4 0 до +510
Гайки
От -7 0 до +450
Шайбы
40ХФА ГОСТ ГОСТ От -5 0 до +400 80 (800)
Шпильки
25X1МФ ГОСТ 20072
СТП От -5 0 до +Шпильки, болты
От -5 0 до +540 16(160)
Гайки
От -7 0 до +540
Шайбы
25Х2М1Ф ТУ От -5 0 до +510 Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +540
Шайбы
25Х2М1Ф ГОСТ ГОСТ От -5 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты
От 0 до +565 10(100)
Гайки
ГОСТ От -5 0 до +510
Шпильки
23Х1М1Ф1ТР, 20Х1М1Ф1БР ГОСТ 20072
СТП От -5 0 до +565 Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +565
Шайбы
ГОСТ От -5 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты, гайки
15ХМ ГОСТ 4543
СТП От -7 0 до +565 16(160)
Шайбы
ГОСТ От 0 до +Не ограничено
40>80>Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Назначение
Температура стенки,
°С
Давление среды, МПа (кгс/см2), небо лееЗОХМ, ЗОХМА, ХМ ГОСТ 4543
СТП От -4 0 до +450 Шпильки, болты
От -4 0 до +510
Гайки
От -7 0 до +450
Шайбы
40ХФА ГОСТ ГОСТ От -5 0 до +400 80 (800)
Шпильки
25X1МФ ГОСТ 20072
СТП От -5 0 до +Шпильки, болты
От -5 0 до +540 16(160)
Гайки
От -7 0 до +540
Шайбы
25Х2М1Ф ТУ От -5 0 до +510 Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +540
Шайбы
25Х2М1Ф ГОСТ ГОСТ От -5 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты
От 0 до +565 10(100)
Гайки
ГОСТ От -5 0 до +510
Шпильки
23Х1М1Ф1ТР, 20Х1М1Ф1БР ГОСТ 20072
СТП От -5 0 до +565 Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +565
Шайбы
ГОСТ От -5 0 до +Не ограничено
Шпильки, болты, гайки
15ХМ ГОСТ 4543
СТП От -7 0 до +565 16(160)
Шайбы
ГОСТ От 0 до +Не ограничено
ГОСТ Окончание таблицы А.4
Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Назначение
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), небо лее20ХНЗА, Г ГОСТ 4543
СТП От -70 до +425 Шпильки, болты, гайки
От -70 до +450
Шайбы
37Х12Н8Г8МФБ ГОСТ От -4 0 до +Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +600
Шайбы
12Х18Н10Т, 08Х18Н10Т ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки, шайбы
45Х14Н14В2М ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки, шайбы
18Х12ВМБФР ГОСТ От -4 0 до +Шпильки, болты, гайки, шайбы
12X1МФ ГОСТ ГОСТ От -4 0 до +Не ограничено
Шайбы
08Х16Н13М2Б ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +650
Шайбы
ХН35ВТ ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки
08Х22Н6Т, 08X21Н6М2Т, 14Х17Н2 ГОСТ 5632
СТП От -4 0 до +200 Шпильки, болты, гайки, шайбы
От -7 0 до +350 20 (200)
124
Марка стали
Технические требования
Допустимые параметры эксплуатации
Назначение
Температура стенки, °С
Давление среды, МПа (кгс/см2), небо лее20ХНЗА, Г ГОСТ 4543
СТП От -70 до +425 Шпильки, болты, гайки
От -70 до +450
Шайбы
37Х12Н8Г8МФБ ГОСТ От -4 0 до +Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +600
Шайбы
12Х18Н10Т, 08Х18Н10Т ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки, шайбы
45Х14Н14В2М ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки, шайбы
18Х12ВМБФР ГОСТ От -4 0 до +Шпильки, болты, гайки, шайбы
12X1МФ ГОСТ ГОСТ От -4 0 до +Не ограничено
Шайбы
08Х16Н13М2Б ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки
От -7 0 до +650
Шайбы
ХН35ВТ ГОСТ От -7 0 до +Шпильки, болты, гайки
08Х22Н6Т, 08X21Н6М2Т, 14Х17Н2 ГОСТ 5632
СТП От -4 0 до +200 Шпильки, болты, гайки, шайбы
От -7 0 до +350 20 (200)
124
ГОСТ Приложение Б
5>12>12>4>
10>5>12>12>4>
1 ... 7 8 9 10 11 12 13 14 15