6. Порядок и методы проведения наружного осмотра, визуального и измерительного контроля трубопроводов и оценка результатов
6.1. Визуальный контроль основного металла и сварных соединений трубопроводов выполняется для подтверждения отсутствия поверхностных повреждений при эксплуатации трубопроводов.
Измерительный контроль выполняется для подтверждения отсутствия или наличия повреждений основного металла трубопроводов и сварных соединений, выявленных при визуальном осмотре, а также соответствия геометрических размеров трубопроводов и сварных соединений требованиям рабочих чертежей, технических условий, стандартов и паспортов.
6.2. Трубопроводы независимо от способа прокладки и вида теплоизоляционной конструкции, проработавшие расчетный срок службы, который должен быть указан в проектной документации и паспорте трубопровода, проходят техническое диагностирование или выводятся из эксплуатации.
6.3. При осмотре трубопроводов следует обратить внимание на следующее:
соответствие фактического расположения трубопроводов прилагаемым к паспортам исполнительным схемам;
доступность для обслуживания, а также выполнение предусмотренных Правилами [2] видов контроля трубопроводов;
состояние тепловой изоляции;
отсутствие защемления трубопроводов в местах прохода через перекрытие или стены, защемления несущими конструкциями, технологическими, дренажными и другими трубопроводами;
состояние жестких и пружинных подвесок, подвижных и неподвижных опор;
наличие и исправность указателей перемещения паропроводов в местах, предусмотренных проектом, и организацию контроля за перемещением паропроводов;
соответствие Правилам [2] и проекту расположения воздушников и дренажей;
наличие на питательных и других трубопроводах обратных клапанов;
соответствие требованиям Правил [2] количества и расположения запорных органов, а также соответствие их рабочим параметрам;
соответствие окраски и надписей на трубопроводах требованиям Правил [2] и ГОСТ 14202;
соответствие надписей на арматуре и ее приводах требованиям Правил [2];
наличие табличек с указанием регистрационного номера, разрешенного давления, температуры среды и срока (месяц, год) следующего наружного осмотра;
соблюдение требований Правил [2] при совместной прокладке с другими трубопроводами; отсутствие видимой течи из трубопроводов.
6.4. Визуальный и измерительный контроль выполняется в порядке и методами, приведенными в Инструкции [10].
6.5. При визуальном и измерительном контроле трубопроводов выявляются изменения формы трубопроводов, а также поверхностные дефекты в основном металле трубопроводов и сварных соединениях, образовавшиеся в процессе эксплуатации (коррозионный износ, деформация трубопроводов, трещины всех видов и направлений и др.).
6.6. Перед проведением визуального и измерительного контроля поверхность трубопровода или сварного соединения в зоне контроля зачищается до чистого металла от продуктов коррозии, окалины, грязи, краски, брызг расплавленного металла и других загрязнений, препятствующих проведению контроля.
6.7. При проведении визуального и измерительного контроля заполняются технологические карты (Приложение 2), разрабатываемые организациями, проводящими контроль, в соответствии с Инструкцией [10]. В технологических картах указываются места проведения контроля на конкретном трубопроводе, средства измерения контролируемого параметра, нормы оценки качества, результаты контроля и измерения.
6.8. Визуальный и измерительный контроль при осмотре трубопровода выполняется до проведения контроля трубопровода и сварных соединений другими методами неразрушающего контроля. Измерения выполняются после визуального контроля или параллельно с ним.
6.9. При доступности для осмотра визуальный и измерительный контроль трубопровода и сварных соединений выполняется как с наружной, так и с внутренней сторон.
6.10. При визуальном контроле основного металла трубопровода и сварных соединений проверяется отсутствие:
механических повреждений основного металла и наплавленного металла сварных соединений;
трещин и других поверхностных дефектов;
коррозионных повреждений поверхности металла трубопроводов и сварных соединений;
деформированных участков трубопровода (коробление, провисание и другие отклонения от первоначальной формы).
6.11. При измерительном контроле основного металла трубопроводов и сварных соединений определяются:
размеры механических повреждений основного металла и сварных соединений, в том числе длина, ширина и глубина вмятин, выпучин и др.;
овальность цилиндрических элементов, в том числе гибов труб, прямолинейность (прогиб) трубопровода;
фактическая толщина стенки трубопровода, глубина коррозионных повреждений, размеры зон коррозионных повреждений.
6.12. Измерение фактической толщины стенки трубопровода рекомендуется выполнять ультразвуковым методом по предварительно размеченным точкам.
Для измерений применяются ультразвуковые толщиномеры по ГОСТ 28702-90.
6.13. Участки трубопроводов, на которых при осмотре были обнаружены коррозионные повреждения металла, в процессе эксплуатации подвергаются дополнительному визуальному и измерительному контролю, периодичность и объем которого определяется лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода. При этом принимаются меры к выявлению причин, вызывающих коррозию металла, и их устранению.
6.14. Выявленные недопустимые поверхностные дефекты исправляются до проведения контроля другими неразрушающими методами, если такой контроль необходим.
6.15. Оценка результатов визуального и измерительного контроля металла труб и сварных соединений производится в соответствии с требованиями Правил [2].
Нормы оценки качества при визуальном и измерительном контроле приводятся в документации на указанный контроль конкретных трубопроводов.
6.16. Для трубопроводов тепловых сетей оценка результатов измерительного контроля принимается по величине уменьшения первоначальной толщины стенки.
Участки трубопроводов, на которых при измерительном контроле выявлено уменьшение первоначальной толщины стенки на 20% и более, подлежат замене. Для принятия решения о замене лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, выполняет в соответствии с требованиями Правил [2] поверочный расчет на прочность участка трубопровода, где обнаружено утонение стенки.
6.17. Результаты визуального и измерительного контроля внутренней поверхности трубопроводов оцениваются с учетом интенсивности процесса внутренней коррозии, определяемой по индикаторам внутренней коррозии. Оценка интенсивности приведена в табл.
│ Группа │ Скорость │ Интенсивность │
│интенсивности │ (проницаемость) │ коррозионного процесса │
│ коррозии │ коррозии n, мм/год │ │
│1 │до 0,04 вкл. │слабая │
│2 │св. 0,04 до 0,05 вкл. │средняя │
│3 │св. 0,05 до 0,2 вкл. │сильная │
│4 │св. 0,2 │аварийная │
Определение значения скорости коррозии производится путем сопоставления данных по скорости (проницаемости) коррозии, полученных при текущих измерениях, с данными предыдущего измерительного контроля с учетом времени, прошедшего между предыдущими и текущими измерениями. Методика определения значения скорости (проницаемости) коррозии приведена в Типовой инструкции [6].
Интенсивность коррозии, соответствующая 1-й группе, считается безопасной.
При интенсивности коррозии, соответствующей 2-й группе, выявляются причины коррозии и разрабатываются мероприятия по их устранению.
При интенсивности коррозии, соответствующей 3-й и 4-й группам, эксплуатация трубопровода запрещается до устранения причин, вызывающих интенсивную внутреннюю коррозию. Решение о запрещении эксплуатации трубопровода принимается лицом, производившим освидетельствование трубопровода.
6.18. Оценка качества сварных соединений трубопроводов осуществляется в соответствии с Правилами [2] и Руководящим документом «Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций» [11].
Техническое освидетельствование трубопроводов
Трубопроводы пара и горячей воды при проведении технического освидетельствования (первичного, периодического и внеочередного) должны подвергаться:
а) наружному осмотру и гидравлическому испытанию — перед пуском вновь смонтированного трубопровода, после реконструкции и ремонта трубопровода, связанного со сваркой и термической обработкой, а также перед пуском трубопровода после его нахождения в состоянии консервации свыше двух лет;
б) наружному осмотру — с периодичностью, указанной ниже по тексту.
Наружный осмотр трубопроводов при техническом освидетельствовании в случаях, указанных в подпункте «а», а также после ремонта (наладки) элементов опорно-подвесной системы трубопровода и перед каждым пуском его в работу из холодного состояния должен проводиться в два этапа в холодном и горячем состоянии с целью проверки отсутствия защемлений трубопровода, препятствующих перемещению при тепловом расширении.
При техническом освидетельствовании трубопроводов также допускается применение методов неразрушающего контроля.
Не подвергаются гидравлическому испытанию пароперепускные трубопроводы в пределах турбин и трубопроводы отбора пара от турбины до задвижки при условии оценки их состояния с применением не менее двух методов неразрушающего контроля в объеме, установленном в руководстве (инструкции) по эксплуатации.
Первичное, периодическое и внеочередное техническое освидетельствование трубопроводов пара и горячей воды, подлежащих учету в территориальных органах Ростехнадзора, проводит уполномоченная специализированная организация. Периодическое освидетельствование трубопроводов проводят не реже одного раза в три года, если иные сроки не установлены в руководстве (инструкции) по эксплуатации.
В случае если проектом трубопроводов тепловых сетей предусмотрено наличие системы оперативного дистанционного контроля (ОДК) их состояния в процессе эксплуатации, периодичность проведения их технического освидетельствования специализированной организацией может быть увеличена на срок не более 5 лет при условии поддержания системы ОДК в исправном состоянии и проведения технического освидетельствования эксплуатирующей организацией в соответствии со следующими требованиями: Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию оборудования совместно с ответственным за производственный контроль должны проводить осмотр трубопровода перед проведением и после окончания планового ремонта, но не реже 1 раза в 12 месяцев (если нет иных указаний по срокам проведения в руководстве (инструкции) по эксплуатации), а также если характер и объем ремонта не вызывают необходимости внеочередного освидетельствования.
Техническое освидетельствование трубопроводов, не подлежащих учету в органах Ростехнадзора, проводит лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.
Техническое освидетельствование (первичное, периодическое, внеочередное) проводят в соответствии с требованиями проектной и технологической документации, руководства (инструкции) по эксплуатации.
При проведении технического освидетельствования трубопроводов следует уделять внимание участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).
Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом или в проходных и полупроходных каналах, может быть произведен без снятия изоляции, однако, в случае появления у лица, проводящего осмотр, сомнений относительно состояния стенок или сварных швов трубопровода, лицо, проводящее осмотр, вправе потребовать частичного или полного удаления изоляции.
Наружный осмотр трубопроводов при прокладке в непроходных каналах или при бесканальной прокладке производится путем вскрытия грунта отдельных участков и снятия изоляции не реже чем через каждые два километра трубопровода, если иное не предусмотрено в проектной документации и руководстве (инструкции) по эксплуатации трубопровода.
Для проведения испытания трубопроводов, расположенных на высоте свыше 3 метров, должны устраиваться подмостки или другие приспособления, обеспечивающие возможность безопасного осмотра трубопровода.
Гидравлическое испытание может быть заменено двумя видами контроля (радиографическим и ультразвуковым) в случаях контроля качества соединительного сварного стыка трубопровода с трубопроводом действующей магистрали, трубопроводами в пределах котла или иного технологического оборудования (если между ними имеется только одна отключающая задвижка), а также при контроле не более двух неразъемных сварных соединений, выполненных при ремонте.
6. Рекомендуемые порядок и методы проведения наружного осмотра, визуального и измерительного контроля трубопроводов и оценка их результатов
6.1. Визуальный контроль основного металла и сварных соединений трубопроводов выполняется для подтверждения отсутствия поверхностных повреждений при эксплуатации трубопроводов.
Измерительный контроль выполняется для подтверждения отсутствия или наличия повреждений основного металла трубопроводов и сварных соединений, выявленных при визуальном осмотре, а также соответствия геометрических размеров трубопроводов и сварных соединений требованиям рабочих чертежей, технических условий, стандартов и паспортов.
6.2. При осмотре трубопроводов рекомендуется обратить внимание на следующее:
— соответствие фактического расположения трубопроводов прилагаемым к паспортам исполнительным схемам;
— доступность для обслуживания, а также выполнение предусмотренных Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденными Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 90 [2], видов контроля трубопроводов;
— состояние тепловой изоляции для сетей горячего водоснабжения и теплоснабжения;
— отсутствие защемления трубопроводов в местах прохода через перекрытие или стены, защемления несущими конструкциями, технологическими, дренажными и другими трубопроводами;
— состояние жестких и пружинных подвесок, подвижных и неподвижных опор для сетей горячего водоснабжения и теплоснабжения;
— наличие и исправность указателей перемещения паропроводов в местах, предусмотренных проектом, и организацию контроля за перемещением паропроводов;
— соответствие Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденным Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 90 [2], и проекту расположения воздушников и дренажей;
— наличие на питательных и других трубопроводах обратных клапанов;
— соответствие требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 90 [2], количества и расположения запорных органов, а также соответствие их рабочим параметрам;
— соответствие окраски и надписей на трубопроводах требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 90 [2] и ГОСТ 14202-69 «Трубопроводы промышленных предприятий. Опознавательная окраска, предупреждающие знаки и маркировочные щитки» (утвержденному Постановлением Комитета стандартов, мер и измерительных приборов при Совете Министров СССР от 7 февраля 1969 г. N 168) [23];
— соответствие надписей на арматуре и ее приводах требованиям Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 90 [2];
— наличие табличек с указанием регистрационного номера, разрешенного давления, температуры среды и срока (месяц, год) следующего наружного осмотра;
— соблюдение требований Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 90 [2], при совместной прокладке с другими трубопроводами; отсутствие видимой течи из трубопроводов;
— соответствие требованиям Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 24 марта 2003 г. N 115 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 2 апреля 2003 г., регистрационный номер 4358; Бюллетень нормативных актов федеральных органов исполнительной власти, 2003, N 25).
6.3. Визуальный и измерительный контроль выполняется в порядке и методами, приведенными в Инструкции по визуальному и измерительному контролю, утвержденной Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 92 [10].
6.4. При визуальном и измерительном контроле трубопроводов выявляются изменения формы трубопроводов, а также поверхностные дефекты в основном металле трубопроводов и сварных соединениях, образовавшиеся в процессе эксплуатации (коррозионный износ, деформация трубопроводов, трещины всех видов и направлений).
6.5. Перед проведением визуального и измерительного контроля поверхность трубопровода или сварного соединения в зоне контроля очищается от влаги, шлака, брызг металла, ржавчины и других загрязнений, препятствующих проведению контроля.
6.6. При проведении визуального и измерительного контроля заполняются технологические карты (Приложение N 2 к настоящим Рекомендациям), разрабатываемые организациями, проводящими контроль, в соответствии с Инструкцией по визуальному и измерительному контролю, утвержденной Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 92 [10].
В технологических картах указываются места проведения контроля на конкретном трубопроводе, средства измерения контролируемого параметра, нормы оценки качества, результаты контроля и измерения.
6.7. Визуальный и измерительный контроль при осмотре трубопровода выполняется до проведения контроля трубопровода и сварных соединений другими методами неразрушающего контроля. Измерения выполняются после визуального контроля или параллельно с ним.
6.8. При наличии возможности визуальный и измерительный контроль трубопровода и сварных соединений выполняется как с наружной, так и с внутренней стороны.
6.9. При визуальном контроле основного металла трубопровода и сварных соединений проверяется отсутствие:
— механических повреждений основного металла и наплавленного металла сварных соединений;
— трещин и других поверхностных дефектов;
— коррозионных повреждений поверхности металла трубопроводов и сварных соединений;
— деформированных участков трубопровода (коробление, провисание и другие отклонения от первоначальной формы).
6.10. При измерительном контроле основного металла трубопроводов и сварных соединений определяются:
— размеры механических повреждений основного металла и сварных соединений, в том числе длина, ширина и глубина вмятин, выпучин и др.;
— овальность цилиндрических элементов, в том числе изгибов труб, прямолинейность (прогиб) трубопровода;
— фактическая толщина стенки трубопровода, глубина коррозионных повреждений, размеры зон коррозионных повреждений.
6.11. Измерение фактической толщины стенки трубопровода рекомендуется выполнять ультразвуковым методом по предварительно размеченным точкам.
Для измерений применяются ультразвуковые толщиномеры соответствующие ГОСТ 28702-90 «Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования» (утвержден Постановлением Госстандарта СССР от 29 октября 1990 г. N 2710) [22].
6.12. Участки трубопроводов, на которых при осмотре были обнаружены коррозионные повреждения металла, в процессе эксплуатации подвергаются дополнительному визуальному и измерительному контролю, периодичность и объем которого определяется лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.
При этом принимаются меры к выявлению причин, вызывающих коррозию металла, и их устранению.
6.13. Выявленные недопустимые поверхностные дефекты исправляются до проведения контроля другими неразрушающими методами, если такой контроль необходим.
6.14. Оценка результатов визуального и измерительного контроля металла труб и сварных соединений производится в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 90 [2].
Нормы оценки качества при визуальном и измерительном контроле приводятся в документации на указанный контроль конкретных трубопроводов.
6.15. Для трубопроводов тепловых сетей оценка результатов измерительного контроля принимается по величине уменьшения первоначальной толщины стенки.
Участки трубопроводов, на которых при измерительном контроле выявлено уменьшение первоначальной толщины стенки на 25% и более, подлежат изучению на предмет возможной дальнейшей эксплуатации в требуемых режимах и замене в случае невозможности такой эксплуатации.
Для принятия решения о замене лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, выполняет в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных Постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 г. N 90 [2], поверочный расчет на прочность участка трубопровода, где обнаружено утончение стенки или локальные каверны.
В случае анализа всех видов пластиковых трубопроводов — к ним, помимо толщинометрии, рекомендуется применить ряд других тестов.
Пластиковые трубопроводы подлежат замене, если имеется нарушение формы и диаметра трубы (локальные — пузыри или сплошное — вздутие), произошло отслоение верхнего защитного слоя пластиковой трубы; подлежат изучению трубопроводы, локально изменившие цвет, на которых заметны мелкие дефекты (царапины и (или) полосы от 10% толщины трубопровода).
6.16. Результаты визуального и измерительного контроля внутренней поверхности трубопроводов оцениваются с учетом интенсивности процесса внутренней коррозии, определяемой по индикаторам внутренней коррозии. Оценка интенсивности приведена в таблице.
Скорость (проницаемость) коррозии n, мм/год
Интенсивность коррозионного процесса
Во сколько этапов проводится наружный осмотр трубопроводов
ВАШИ ЗАКАЗЫ 
ENG ПОИСК ПО САЙТУ
Испытания трубопроводов на прочность, плотность и герметичность
Категорийные трубопроводы после окончания сборочно—сварных работ, при необходимости термообработки, контроля качества сварных соединений неразрушающими методами, установки и закрепления всех опор и подвесок, подвергаются:
— визуальному осмотру;
— испытанию на прочность и плотность;
— при необходимости дополнительным испытаниям на герметичность.
Визуальный осмотр трубопровода предусматривает проверку: соответствия смонтированного трубопровода проектной документации; правильности установки запорных устройств, легкости их закрывания и открывания; установку всех проектных креплений и снятие всех временных креплений; окончание всех сварочных работ, включая врезки воздушников и дренажей; завершения работ по термообработке (при необходимости).
Вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное испытание на герметичность), способ испытания (гидравлический, пневматический) и величина испытательного давления указываются в проекте для каждого трубопровода.
Испытанию, как правило, подвергается весь трубопровод. Допускается проводить испытание трубопровода отдельными участками с нанесенной тепловой или антикоррозионной изоляцией трубопроводов.
При проведении испытаний вся запорная арматура, установленная на трубопроводе, должна быть полностью открыта, сальники — уплотнены на месте регулирующих клапанов и измерительных устройств должны быть установлены монтажные катушки; все врезки, штуцера, бобышки должны быть заглушены.
Для технологических трубопроводов испытание на прочность и плотность трубопроводов с условным давлением до 10 МПа может быть гидравлическим или пневматическим. Как правило, испытание проводится гидравлическим способом. Замена гидравлического испытания на пневматическое допускается в следующих случаях:
а) если несущая строительная конструкция или опоры не рассчитаны на заполнение трубопровода водой;
6) при температуре окружающего воздуха ниже 0°С и опасности промерзания отдельных участков трубопровода;
в) если применение жидкости (воды) недопустимо по иным причинам.
Испытание на прочность и плотность трубопроводов, рассчитанных на условное давление свыше 10 МПа, следует проводить гидравлическим способом. В технически обоснованных случаях для трубопроводов с условным давлением до 50 МПа допускается замена гидравлического испытания на пневматическое при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии (только при положительной температуре окружающего воздуха). На этот вид испытания разрабатывается инструкция, содержащая мероприятия, исключающие возможность разрушения трубопроводов в случае появления критического АЭ—сигнала.
Для трубопроводов пара и горячей воды предусмотрены гидравлические испытания с целью проверки прочности и плотности трубопроводов и их компонентов, а также всех сварных и других соединений. Подлежат испытанию:
а) все элементы и детали трубопроводов; их гидравлическое испытание не является обязательным, если они подвергались 100 % контролю ультразвуком или иным равноценным методом неразрушающей дефектоскопии;
б) блоки трубопроводов; их гидравлическое испытание не является обязательным, если все составляющие их элементы были подвергнуты испытанию в соответствии с пунктом «а», а все выполненные при их изготовлении и монтаже сварные соединения проверены методами неразрушающей дефектоскопии (ультразвуком или радиографией) по всей протяженности;
в) трубопроводы всех категорий со всеми элементами и их арматурой после окончания монтажа.
Допускается проведение гидравлического испытания отдельных и собранных компонентов совместно с трубопроводом, если при изготовлении или монтаже невозможно провести их испытания отдельно от трубопровода.
Коммунально-сетевые газопроводы подвергаются пневматическим испытаниям на герметичность. Стальные наружные газопроводы, в том числе восстановленные тканевым шлангом, полиэтиленовые, проложенные внутри стальных, всех категорий, а также газопроводы газорегуляторных пунктов, внутренние газопроводы промышленных производств, законченные строительством или реконструкцией, должны быть испытаны на герметичность.
Испытания газопроводов после их монтажа должна производить строительно- монтажная организация в присутствии представителей технадзора заказчика и газораспределительной организации.
Коммунально—сетевые теплопроводы после завершения строительно-монтажных работ должны быть подвергнуты окончательным (приемочным) испытаниям на прочность и герметичность, Кроме того, конденсатопроводы и трубопроводы водяных тепловых сетей должны быть промыты, паропроводы — продуты паром, а трубопроводы водяных тепловых сетей при открытой системе теплоснабжения и сети горячего водоснабжения — промыты и продезинфицированы.
Трубопроводы, прокладываемые бесканально и в непроходных каналах, подлежат также предварительным испытаниям на прочность и герметичность в процессе производства строительно—монтажных работ.
Испытание магистральных трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, катодных выводов и представления исполнительной документации: на испытываемый объект).
Испытание трубопроводов на прочность и проверку на герметичность следует производить гидравлическим (водой, незамерзающими жидкостями) или пневматическим (воздухом, природным газом) способом для газопроводов и гидравлическим способом для нефте— и нефтепродуктопроводов.
Испытания газопроводов в горной и пересеченной местности разрешается проводить комбинированным способом (воздухом и водой или газом и водой).
Гидравлическое испытание трубопроводов водой при отрицательной температуре воздуха допускается только при условии предохранения трубопровода, линейной арматуры и приборов от замораживания.
Гидравлические испытания трубопроводов. Согласно раздела 8 правил [1] гидравлические испытания технологических трубопроводов должны производиться преимущественно в теплое время года при положительной температуре окружающего воздуха. Для гидравлических испытаний должна применяться, как правило, вода с температурой не ниже 5 °С и не выше 40 °С или специальные смеси (для трубопроводов высокого давления). Если гидравлическое испытание производится при температуре окружающего воздуха ниже 0 °С, следует принять меры против замерзания воды и обеспечить надежное опорожнение трубопровода.
После окончания гидравлического испытания трубопровод следует полностью опорожнить и продуть до полного удаления воды.
Величина пробного давления на прочность (гидравлическим или пневматическим способом)устанавливается проектом и должна составлять не менее:
1,25P([σ]20 / [σ]t), но не менее 0,2 МПа,
где Р — расчетное давление трубопровода, МПа;
[σ]20 — допускаемое напряжение для материала трубопровода при 20 °С;
[σ]t — допускаемое напряжение для материала трубопровода при максимальной положительной расчетной температуре.
Во всех случаях величина пробного давления должна приниматься такой, чтобы эквивалентное напряжение в стенке трубопровода при пробном давлении не превышало 90 % 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.
При заполнении трубопровода водой воздух следует удалять полностью. Давление в испытываемом трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в технической документации.
Испытываемый трубопровод допускается заливать водой непосредственно от водопровода или насосом при условии, чтобы давление, создаваемое в трубопроводе, не превышало испытательного давления.
Требуемое давление при испытании создается гидравлическим прессом или насосом, подсоединенным к испытываемому трубопроводу через два запорных клапана.
После достижения испытательного давления трубопровод отключается от пресса или насоса.
При испытаниях обстукивание трубопроводов не допускается.
Испытательное давление в трубопроводе выдерживают в течение 10 минут (испытание на прочность), после чего его снижают до рабочего давления, при котором производят тщательный осмотр сварных швов (испытание на плотность).
По окончании осмотра давление вновь повышают до испытательного и выдерживают еще 5 минут, после чего снова снижают до рабочего и вторично тщательно осматривают трубопровод.
Продолжительность испытания на плотность определяется временем осмотра трубопровода и проверки герметичности разъемных соединений.
После окончания гидравлического испытания все воздушники на трубопроводе должны быть открыты и трубопровод должен быть полностью освобожден от воды через соответствующие дренажи.
Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время и0пытания не произошло разрывов, видимых деформаций, падения давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках не обнаружено течи и запотевания.
Одновременное гидравлическое испытание нескольких трубопроводов, смонтированных на общих несущих строительных конструкциях или эстакаде, допускается, если это установлено проектом.
В соответствии с разделом 4 правил [2] минимальная величина пробного давления при гидравлическом испытании трубопроводов пара и горячей воды должна составлять 1,25 рабочего давления, но не менее 0,2 МПа.
Арматура и фасонные детали трубопроводов должны подвергаться гидравлическому испытанию пробным давлением в соответствии с НТД.
Максимальная величина пробного давления устанавливается расчетом на прочность по НТД, согласованной в установленном порядке. Величину пробного давления выбирает организация—изготовитель (проектная организация) в пределах между минимальным и максимальным значениями.
Для гидравлического испытания должна применяться вода с температурой не ниже 5 °С и не выше 40 °С.
Гидравлическое испытание трубопроводов должно производиться при положительной температуре окружающего воздуха. При гидравлическом испытании паропроводов, работающих с давлением 10 МПа и выше, температура их стенок должна быть не менее 10 °С.
Давление в трубопроводе следует повышать плавно. Скорость подъема давления должна быть указана в НТД на изготовление трубопровода. Использование сжатого воздуха для подъема давления не допускается.
Давление при испытании должно контролироваться двумя манометрами. При этом выбираются манометры одного типа с одинаковым классом точности, пределом измерения и ценой деления.
Время выдержки трубопровода и его элементов под пробным давлением должно быть не менее 10 мин.
После снижения пробного давления до рабочего производится тщательный осмотр трубопровода по всей его длине.
Разность между температурами металла и окружающего воздуха во время испытания не должна вызывать выпадения влаги на поверхностях объекта испытаний.
Трубопровод и его компоненты считаются выдержавшими гидравлическое испытание, если не обнаружено: течи, потения в сварных соединениях и в основном металле, видимых остаточных деформаций, трещин или признаков разрывов.
Испытания теплопроводов следует выполнять с соблюдением следующих основных требований:
— испытательное давление должно быть обеспечено в верхней точке (отметке) трубопроводов;
— температура воды при испытаниях должна быть не ниже 5 °С;
— при отрицательной температуре наружного воздуха трубопровод необходимо заполнить водой температурой не выше 70 °С и обеспечить возможность заполнения и опорожнения его в течение 1 ч;
— при постепенном заполнении водой из трубопроводов должен быть полностью удален воздух;
— испытательное давление должно быть выдержано в течение 10 мин и затем снижено до рабочего;
— при рабочем давлении должен быть произведен осмотр трубопровода по всей его длине.
Следуя нормам раздела 8 норм [3] трубопроводы водяных тепловых сетей следует испытывать давлением, равным 1,25 рабочего, но не менее 1,6 МПа; паропроводы, конденсатопроводы и сети горячего водоснабжения — давлением, равным 1,25 рабочего, если другие требования не обоснованы проектом (рабочим проектом).
Перед выполнением испытаний на прочность и герметичность надлежит:
— произвести контроль качества сварных стыков трубопроводов и исправление обнаруженных дефектов в соответствии с требованиями [3];
— отключить заглушками испытываемые трубопроводы от действующих и от пер- вой запорной арматуры, установленной в здании (сооружении);
—установить заглушки на концах испытываемых трубопроводов, вместо сальниковых (сильфонных) компенсаторов и селекционирующих задвижек при предварительных испытаниях;
— обеспечить на всем протяжении испытываемых трубопроводов доступ для их внешнего осмотра и осмотра сварных швов на время проведения испытаний;
— открыть полностью арматуру и байпасные линии.
Использование запорной арматуры для отключения испытываемых трубопроводов не разрешается.
Одновременные предварительные испытания нескольких трубопроводов на прочность и герметичность допускается производить в случаях, обоснованных проектом производства работ.
Измерения давления при выполнении испытаний трубопроводов на прочность и герметичность следует производить по аттестованным в установленном порядке двум (один —- контрольный) пружинным манометрам класса не ниже 1,5 с диаметром корпуса не менее 160 мм и шкалой с номинальным давлением 4/3 измеряемого.
Испытания трубопроводов на прочность и герметичность (плотность), их продувку, промывку, дезинфекцию необходимо производить по технологическим схемам (согласованным с эксплуатационными организациями), регламентирующим технологию и технику безопасности проведения работ (в том числе границы охранных зон).
Результаты гидравлических испытаний на прочность и герметичность трубопровода считаются удовлетворительными, если во время их проведения не произошло падения давления, не обнаружены признаки разрыва, течи или запотевания в сварных швах, а также течи в основном металле, фланцевых соединениях, арматуре, компенсаторах и других компонентах трубопроводов, отсутствуют признаки сдвига или деформации трубопроводов и неподвижных опор.
О результатах испытаний трубопроводов на прочность и герметичность следует составить акт по форме, приведенной в (СНиП 3.05.03-85, приложение 2).
Подвергаемый испытанию на прочность и проверке на герметичность магистральный трубопровод следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или линейной арматурой.
Линейная арматура может быть использована в качестве ограничительного элемента при испытании в случае, если перепад давлений не превышает максимальной величины, допустимой для данного типа арматуры.
Проверку на герметичность участков всех категорий трубопроводов необходимо производить после испытания на прочность и снижения испытательного давления до максимального рабочего, принятого по проекту.
Линейная часть и лупинги нефтепроводов, газопроводов и нефтепродуктопроводов должны подвергаться циклическому гидравлическому испытанию на прочность (в исключительных случаях проведение испытаний газопроводов на прочность допускается газом) и проверке на герметичность (газопроводы испытывают газом). При этом количество циклов должно быть не менее трех, а величины испытательного давления в каждом цикле должны изменяться от давления, вызывающего в металле трубы напряжение 0,9. 0,75 предела текучести.
Общее время выдержки участка трубопровода под испытательным давлением без учета времени циклов снижения давления и восстановления должно быть не менее 24 ч.
Время выдержки участка под испытательным давлением должно быть не менее, ч:
— до первого цикла снижения давления — 6;
— между циклами снижения давления — 3;
— после ликвидации последнего дефекта или последнего цикла снижения давления — 3.
При заполнении трубопроводов водой для гидравлического испытания из труб должен быть полностью удален воздух. Удаление воздуха осуществляется поршнями-разделителями или через воздухоспускные краны, устанавливаемые в местах возможного скопления воздуха.
Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания трубопровода на прочность давление остается неизменным, а при проверке на герметичность не будут обнаружены утечки. При пневматическом испытании трубопровода на прочность допускается снижение давления на 1 % за 12 ч.
При обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторному испытанию на прочность и проверке на герметичность.
После испытания трубопровода на прочность и проверки на герметичность гидравлическим способом из него должна быть полностью удалена вода.
Полное удаление воды из газопроводов должно производиться с пропуском не менее двух (основного и контрольного) поршней—разделителей под давлением сжатого воздуха или в исключительных случаях природного газа.
Скорость движения поршней—разделителей при удалении воды из газопроводов должна быть в пределах 3. 10 км/ч.
Результаты удаления воды из газопровода следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня—разделителя нет воды и он вышел из газопровода неразрушенным. В противном случае пропуски контрольных поршней—разделителей по газопроводу необходимо повторить.
Полное удаление воды из нефте— и нефтепродуктопровода производится одним поршнем-разделителем, перемещаемым под давлением транспортируемого продукта или самим транспортируемым продуктом. При отсутствии продукта к моменту окончания испытания удаление воды производится двумя поршнями—разделителями, перемещаемыми под давлением сжатого воздуха.
Способ удаления воды из нефте— и нефтепродуктопроводов устанавливается заказчиком, который обеспечивает своевременную подачу нефти или нефтепродукта.
Заполнение трубопровода на участках переходов через водные преграды нефтью или нефтепродуктом должно производиться таким образом, чтобы полностью исключить возможность поступления в полость трубопровода воздуха.
При всех способах испытания на прочность и герметичность для измерения давления должны применяться поверенные, опломбированные и имеющие паспорт дистанционные приборы или манометры класса точности не ниже 1 и с предельной шкалой на давление около 4/3 испытательного, устанавливаемые вне охранной зоны.
О производстве и результатах очистки полости, а также испытаниях трубопроводов на прочность и проверки их на герметичность необходимо составить акты.
Пневматические испытания трубопроводов. Пневматическое испытание технологических трубопроводов должно проводиться водухом или инертным газом и только в светлое время суток.
В соответствии с разделом 8 правил [1] пневматическое испытание следует проводить по документации, согласованной и утвержденной в установленном порядке.
При пневматическом испытании трубопроводов на прочность, подъем давления следует производить плавно со скоростью, равной 5 % от Ру в минуту, но не более 0,2 МПа в минуту с периодическим осмотром трубопровода на следующих этапах:
а) при рабочем давлении до 0,2 МПа — осмотр проводится при давлении, равном 0,6 от пробного давления, и при рабочем давлении;
б) при рабочем давлении выше 0,2 МПа осмотр производится при давлении, равном 0,3 и 0,6 от пробного давления, и при рабочем давлении.
Во время осмотра подъем давления не допускается. При осмотре обстукивание трубопровода, находящегося под давлением, не допускается.
Места утечки определяются по звуку просачивающегося воздуха, а также по пузырям при покрытии сварных швов и фланцевых соединений мыльной эмульсией и другими методами.
Дефекты устраняются при снижении избыточного давления до нуля и отключении компрессора.
Наружные и внутренние газопроводы следует испытывать на герметичность воздухом, Для испытания газопровод в соответствии с проектом производства работ следует разделить на отдельные участки, ограниченные заглушками или закрытые линей- ной арматурой и запорными устройствами перед газоиспользующим оборудованием, с учетом допускаемого перепада давления для данного типа арматуры (устройств).
Если арматура, оборудование и приборы не рассчитаны на испытательное давление, то вместо них на период испытаний следует устанавливать катушки, заглушки.
Испытания газопроводов должна производить строительно—монтажная организация в присутствии представителя эксплуатационной организации.
Результаты испытаний следует оформлять записью в строительном паспорте.
Перед испытанием на герметичность внутренняя полость газопровода должна быть очищена в соответствии с проектом производства рабов Очистку полости внутренних газопроводов следует производить перед их монтажом продувкой воздухом.
Для проведения испытаний газопроводов следует применять манометры класса точности 0,15. Допускается применение манометров класса точности 0,40, а также класса точности 0,6. При испытательном давлении до 0,01 МПа следует применять V-образные жидкостные манометры (с водяным заполнением).
Испытания подземных газопроводов следует производить после их монтажа в траншее и присыпки выше верхней образующей трубы не менее чем на 0,2 м или после полной засыпки траншеи.
Сварные стыки стальных газопроводов должны быть заизолированы.
До начала испытаний на герметичность газопроводы следует выдерживать под испытательным давлением в течение времени, необходимого для выравнивания температуры воздуха в газопроводе с температурой грунта.
При испытании надземных и внутренних газопроводов следует соблюдать меры безопасности, предусмотренные проектом производства работ.
Испытания газопроводов на герметичность проводят путем подачи в газопровод сжатого воздуха и создания в газопроводе испытательного давления. Значения испытательного давления и время выдержки под давлением стальных подземных газопроводов принимают в соответствии с табл. 1