Инструкция по пневматическому испытанию трубопроводов безопасность испытаний

     СП 411.1325800.2018

СВОД ПРАВИЛ

ТРУБОПРОВОДЫ МАГИСТРАЛЬНЫЕ И ПРОМЫСЛОВЫЕ ДЛЯ НЕФТИ И ГАЗА

Испытания перед сдачей построенных объектов

Main and field pipelines for oil and gas. Test before the delivery of constructed facilities

ОКС 75.200

Дата введения 2019-03-05

 Предисловие

Сведения о своде правил

1 ИСПОЛНИТЕЛЬ — Акционерное общество «Всесоюзный научно-исследовательский институт по строительству, эксплуатации трубопроводов и объектов ТЭК — инжиниринговая нефтегазовая компания» (АО ВНИИСТ)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 465 «Строительство»

3 ПОДГОТОВЛЕН к утверждению Департаментом градостроительной деятельности и архитектуры Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации (Минстрой России)

4 УТВЕРЖДЕН приказом Министерства строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации от 4 сентября 2018 г. N 556/пр и введен в действие с 5 марта 2019 г.

5 ЗАРЕГИСТРИРОВАН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего свода правил соответствующее уведомление будет опубликовано в установленном порядке. Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте разработчика (Минстрой России) в сети Интернет

 Введение

Настоящий свод правил разработан с учетом требований федеральных законов от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании» и от 30 декабря 2009 г. N 384-ФЗ «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений».

      1 Область применения

________________

      2 Нормативные ссылки

В настоящем своде правил приведены ссылки на следующие нормативные документы:

ГОСТ 12.1.007-76 Система стандартов безопасности труда. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 17.5.3.04-83 Охрана природы. Земли. Общие требования к рекультивации земель

ГОСТ 2405-88 Манометры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапоромеры. Общие технические условия

ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества

ГОСТ 9293-74 (ИСО 2435-73) Азот газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 25136-82 Соединение трубопроводов. Методы испытания на герметичность

ГОСТ 34068-2017 Система газоснабжения. Добыча газа. Промысловые трубопроводы. Механическая безопасность. Испытания на прочность и проверка на герметичность

ГОСТ Р 8.563-2009 Государственная система обеспечения единства измерений. Методики (методы) измерений

ГОСТ Р 8.568-2017 Государственная система обеспечения единства измерений. Аттестация испытательного оборудования. Основные положения

ГОСТ Р 12.4.026-2015* Система стандартов безопасности труда. Цвета сигнальные, знаки безопасности и разметка сигнальная. Назначение и правила применения. Общие требования и характеристики. Методы испытаний

ГОСТ Р 50829-95 Безопасность радиостанций, радиоэлектронной аппаратуры с использованием приемопередающей аппаратуры и их составных частей. Общие требования и методы испытаний

ГОСТ Р 55990-2014 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Промысловые трубопроводы. Нормы проектирования

СП 36.13330.2012 «СНиП 2.05.06-85* Магистральные трубопроводы» (с изменением N 1)

СП 48.13330.2011 «СНиП 12-01-2004 Организация строительства» (с изменением N 1)

СП 86.13330.2014 «СНиП III-42-80* Магистральные трубопроводы» (с изменениями N 1, 2)

СП 284.1325800.2016 Трубопроводы промысловые для нефти и газа. Правила проектирования и производства работ

Примечание — При пользовании настоящим сводом правил целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте федерального органа исполнительной власти в сфере стандартизации в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего свода правил в ссылочный документа, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку. Сведения о действии сводов правил целесообразно проверить в Федеральном информационном фонде стандартов.

      3 Термины и определения

В настоящем своде правил применены термины по ГОСТ 34068, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1

арматура запорная: Арматура, предназначенная для перекрытия потока рабочей среды с определенной герметичностью. [ГОСТ Р 52720-2007, статья 3.1]

3.2

внутритрубное техническое диагностирование, ВТД: Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля. [ГОСТ Р 55999-2014, пункт 3.5]

3.3

внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении. [ГОСТ Р 54907-2012, пункт 3.5]

3.4

давление рабочее: Наибольшее избыточное давление при нормальном протекании рабочего процесса. Примечание — Под нормальным протеканием рабочего процесса следует понимать условия (давление, температуру), при сочетании которых обеспечивается безопасная работа сосуда (трубопровода). [ГОСТ Р 55990-2014, пункт 3.12]

3.7 заполнение азотом: Технологическая операция по заполнению испытанного участка газопровода азотом для предотвращения образования взрывоопасной газовоздушной смеси при заполнении газопровода природным газом и консервации газопровода.

3.8 испытания гидравлические: Испытания трубопровода на прочность и герметичность давлением жидкости в течение определенного времени.

3.9 испытания комбинированные: Испытания трубопроводов с применением двух напорных сред — природного газа и воды или воздуха и воды.

3.10 испытания пневматические: Испытания трубопровода с использованием в качестве напорной среды воздуха (газа).

3.11 очистка полости: Удаление загрязнений (грунт, вода, грат и различные предметы) из полости трубопровода.

3.13 продувка трубопровода: Способ очистки полости трубопровода с пропуском или без пропуска поршня под давлением воздуха (газа).

3.14 продувка трубопровода с использованием компрессорной станции: Способ очистки полости трубопровода подачей воздуха от компрессорной станции непосредственно в очищаемый участок трубопровода.

3.15 промывка трубопровода: Способ очистки полости трубопровода с пропуском или без пропуска поршня для удаления загрязнений потоком воды.

3.16 удаление воды: Освобождение полости трубопровода от воды после проведения гидравлических испытаний, в том числе, пропуском поршня под давлением воздуха (газа).

      4 Обозначение и сокращения

В настоящем своде правил применены следующие обозначения и сокращения:

DN — номинальный диаметр;

ВИП — внутритрубный инспекционный прибор;

ВТД — внутритрубное техническое диагностирование;

КД — калибровочный диск/пластина;

КПП — камера пуска-приема;

ПДК — предельно допустимая концентрация;

СМР — строительно-монтажные работы;

УЗА — узел запорной арматуры;

      5 Общие положения

5.1 Трубопроводы должны подвергаться очистке полости, испытаниям на прочность и проверке на герметичность перед пуском в эксплуатацию после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры и приборов, катодных выводов, представления исполнительной документации на испытуемый объект).

5.2 Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытаний трубопроводов устанавливаются в: проектной и рабочей документации, рабочих инструкциях на очистку полости и испытания, программе проведения испытаний.

Инструкции разрабатывает строительно-монтажная организация и согласовывает с застройщиком (техническим заказчиком) и проектной организацией.

Очистка полости и испытания промысловых нефтепроводов и нефтегазопроводов нефтяных промыслов диаметром менее 350 мм и с рабочим давлением менее 2,0 МПа должны выполняться по типовой инструкции, разрабатываемой застройщиком (техническим заказчиком) и строительно-монтажной организацией для конкретного промысла.

5.3 Проведение испытаний трубопровода (участка трубопровода) на прочность и проверка на герметичность перед сдачей в эксплуатацию должны включать следующие работы:

— защиту полости трубопровода от загрязнений на всех этапах строительства трубопровода;

— предварительную очистку полости трубопровода в процессе сварочно-монтажных работ;

— предварительные испытания крановых узлов и УЗА (до их монтажа в нитку);

— очистку внутренней полости трубопровода с контролем его проходного сечения;

— внутритрубную диагностику трубопроводов в случае, если это предусмотрено проектом;

— заполнение трубопровода водой, непосредственное проведение испытаний и получение результатов проверки;

— вытеснение воды воздухом после опорожнения трубопровода;

— осушку полости трубопровода;

— заполнение азотом полости трубопровода в случае, если это предусмотрено проектом.

5.4 Способы проведения испытаний при отрицательных температурах должны быть обоснованы с учетом конкретных климатических условий по объекту.

5.5 Основные требования по защите полости труб, очистке и осушке внутренней полости трубопровода (участка), предварительным испытаниям запорных узлов, испытаниям трубопроводов на прочность и проверке на герметичность, контролю проходного сечения после завершения СМР должны соответствовать: для магистральных трубопроводов — СП 86.13330.2014 (раздел 19), для промысловых трубопроводов — СП 284.1325800.2016 (раздел 24), ГОСТ Р 55990-2014 (раздел 13) и ГОСТ 34068.

5.6 Перед началом работ по очистке и испытаниям трубопроводов должны быть определены и обозначены предупредительными знаками в соответствии с ГОСТ Р 12.4.026 опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ [6].

5.7 Проведение измерений параметров при производстве комплекса работ по испытаниям трубопроводов (участков) должно соответствовать [2] и ГОСТ Р 8.563.

5.8 Средства измерений и оборудование для испытаний должны соответствовать ГОСТ Р 8.568.

5.10 Наблюдение за манометрами следует осуществлять с помощью оптических приборов или по дистанционным вторичным приборам, подключенным к манометрам на трубопроводе, находясь за пределами опасной зоны.

      6 Очистка полости трубопровода

      6.1 Основные требования и способы очистки

6.1.1 Чистота полости трубопроводов должна обеспечиваться на всех этапах работы с трубой: при транспортировании, погрузке, разгрузке и раскладке секций по трассе, сварке секций в нитку и укладке.

6.1.2 Для предупреждения загрязнения полости трубопроводов в процессе строительства строительно-монтажные организации должны принимать меры, исключающие попадание внутрь трубопровода воды, снега, грунта и посторонних предметов. Не допускается разгрузка труб на неподготовленные площадки, волочение их по земле и т.д.

6.1.3 Лицо, осуществляющее строительство, должно обеспечивать наличие заглушек на торцах труб на всех этапах работ до монтажа трубопровода в плеть. Конструкцией заглушек должна быть обеспечена защита полости труб от попадания влаги и загрязнений и возможность проведения всех такелажных операций, не снимая их с торца трубы и не нарушая их конструкцию. Снятие заглушек допускается только для проведения входного контроля с последующей установкой на место и непосредственно перед монтажом трубопровода.

Смонтированные участки трубопровода должны быть заглушены до ликвидации технологических разрывов трубопровода.

6.1.4 Закачивание воды в трубопровод для промывки и испытаний следует осуществлять через фильтры, исключающие попадание в полость трубопровода загрязнений.

6.1.5 Очистка полости трубопровода должна проводиться в два этапа:

— предварительная очистка (протягивание очистного устройства в процессе выполнения сварочно-монтажных работ);

— продувка сжатым воздухом, промывка, удаление загрязнений потоком жидкости.

Очистка полости выполняется с пропуском или без пропуска поршня.

Промывку и продувку с пропуском очистных или разделительных устройств следует выполнять на трубопроводах диаметром 219 мм и более.

Промывку и продувку без пропуска очистных или разделительных устройств допускается производить:

— на трубопроводах диаметром менее 219 мм;

— при длине очищаемого участка менее одного километра.

На трубопроводах любого диаметра при наличии гнутых отводов радиусом менее пяти диаметров или неравнопроходной трубопроводной арматуры промывку (продувку) выполняют без применения очистных или разделительных поршней.

Для предварительной очистки полости трубопровода с внутренним покрытием и защитой внутреннего сварочного шва втулками на стадии производства сварочно-монтажных работ через каждую трубу (секцию) протягивают очистное устройство, оснащенное гибкой манжетой. На стадии, предшествующей испытаниям, выполняют промывку или продувку полости всего смонтированного (уложенного и засыпанного) участка при диаметре трубопровода 219 мм и более с применением эластичных очистных поршней, при диметре менее 219 мм — без применения очистных поршней.

6.1.6 Очистку полости от загрязнений (удаление их потоком жидкости) следует проводить пропуском поршней-разделителей после предварительного заполнения трубопровода водой в объеме 10-15% от объема полости очищаемого участка.

6.1.7 При промывке, вытеснении загрязнений потоком воды (жидкости) и удалении из трубопровода воды (жидкости), а также при продувке трубопровода с полнопроходной запорной арматурой разрешается пропуск очистных и разделительных устройств (в том числе, поролоновых поршней) через линейную арматуру.

Перед пропуском следует убедиться в полном открытии линейной арматуры (по указателям поворота затвора, положению конечных выключателей и т.д.).

Продувка трубопроводов с пуском поршня через неполнопроходную линейную арматуру запрещается.

6.1.8 Очистку полости на подводных переходах трубопроводов диаметром 219 мм и более следует производить:

— промывкой с пропуском поршня в процессе заполнения водой для проведения первого этапа гидравлического испытания;

— продувкой с пропуском поршня или протягиванием очистного устройства перед проведением первого этапа пневматического испытания.

6.1.9 Очистку полости на подводных переходах трубопроводов диаметром менее 219 мм следует производить протягиванием, промывкой или продувкой без пропуска очистных устройств перед проведением первого этапа испытания.

6.1.10 Очистку полости на подводных переходах, сооружаемых в общем потоке строительства трубопроводов, следует производить по единой технологии одновременно со всем трубопроводом.

6.1.11 Степень механического удаления воды при ее вытеснении следует проверять пропуском по трубопроводу контрольных поролоновых поршней (одного или нескольких) до тех пор, пока поршень не выйдет сухим (без жидкости) или измерением влажности воздуха или газа, выходящего из трубопровода после вытеснения воды.

6.1.12 Если в процессе промывки или продувки очистное или разделительное устройство застряло в трубопроводе, то его необходимо извлечь из трубопровода, устранить причину застревания, а участок трубопровода подвергнуть повторной промывке или продувке.

6.1.13 Основными способами очистки полости следует считать протягивание, продувку с пропуском поршня или вытеснение загрязнений в скоростном потоке жидкости, удаляемой после гидравлических испытаний.

      6.2 Протягивание очистного устройства

6.2.1 Очистку полости протягиванием очистного устройства следует выполнять непосредственно в технологическом потоке сварочно-монтажных работ, в процессе сборки и сварки отдельных труб или секций в нитку трубопровода с помощью штанги трубоукладчика (трактора).

6.2.2 Надземные трубопроводы с п-образными компенсаторами, исключающими продувку или промывку с пропуском поршней, очищают протягиванием очистного устройства в процессе сборки и сварки труб в нитку, полость компенсатора перед монтажом продувают воздухом.

6.2.3 При сборке секций трубопровода с помощью внутреннего центратора очистное устройство монтируется впереди на центраторе.

При этом следует проводить предварительную очистку первой трубы при сборке плети.

6.2.4 При монтаже трубопроводов, монтируемых с помощью наружного центратора, в качестве очистного устройства при протягивании следует использовать специальные приспособления, оборудованные очистными щетками или скребками, а также очистные поршни, применяемые для продувки трубопроводов.

6.2.5 Принципиальная схема предварительной очистки полости трубопровода приведена на рисунке А.1 приложения А.

      6.3 Продувка трубопровода с пропуском поршня

6.3.1 При продувке трубопровода следует применять сжатый воздух (газ) из ресивера, от высокопроизводительных компрессорных установок, из действующего газопровода.

Также можно применять инертные газы (гелий, аргон), подводимые к трубопроводам от газовых установок промышленных предприятий.

6.3.2 Ресивер, ограниченный с обеих сторон заглушками или запорной арматурой, должен располагаться на участке, прилегающем к строящемуся трубопроводу.

Заполнение ресивера следует производить одной или группой передвижных компрессорных установок. Нагнетательные трубопроводы каждой компрессорной установки должны быть подключены к коллектору.

6.3.3 При продувке трубопровода узел подключения от источника воздуха должен располагаться в середине продуваемого участка для разделения его на два плеча, попеременно являющиеся ресивером и продувочным плечом.

6.3.4 Природный газ для продувки следует подавать от заполненного газом действующего газопровода, пересекающего или проходящего вблизи строящегося трубопровода.

6.3.5 При продувке трубопровода путем отбора природного газа из действующего газопровода рабочее давление действующего газопровода не должно превышать давление испытаний строящегося трубопровода, в противном случае в линии отбора газа следует устанавливать предохранительный клапан.

6.3.6 При отборе газа из действующих газопроводов и скважин должны быть предусмотрены специальные мероприятия для обеспечения их бесперебойной эксплуатации в период продувки строящихся участков:

— разработаны схемы подключения временного шлейфа;

— определены объем и давление газа для продувки;

— установлено время отбора газа;

— установлена схема связи.

Указанные мероприятия должны быть согласованы с эксплуатирующими организациями и отражены в рабочей инструкции.

6.3.7 При продувке трубопроводов газом из них предварительно должен быть вытеснен воздух.

Инертный газ (как правило, азот) для вытеснения воздуха следует подавать до достижения давления в трубе не более 0,2 МПа. Вытеснение воздуха считается законченным, когда содержание кислорода в газе, выходящем из трубопровода, составляет не более 2%.

6.3.8 Продувка трубопровода пропуском поршня в зависимости от скорости потока газа производится в следующих режимах:

— с механическим перемещением загрязнений перед поршнем;

— перемещение загрязнений в скоростном потоке газа перед поршнем;

— с перетоком газа через пропускное устройство движущегося поршня.

6.3.9 Скорость продувки при перемещении очистных поршней должна соответствовать паспортным данным на изделие, при надземной прокладке трубопровода — не более 2 м/с.

6.3.10 Продувка с механическим перемещением загрязнений перед очистным поршнем применяется при производстве работ в нормальных условиях или при повторной очистке при повышенных требованиях к чистоте полости для трубопроводов диаметром 219 мм и более.

6.3.11 Продувка перемещением загрязнений в скоростном потоке воздуха (газа) перед поршнем применяется для трубопроводов диаметром 219 мм и более при сложных условиях производства работ. При очистке скорость передвижения очистного поршня составляет 0,83-2,78 м/с (3-10 км/ч).

6.3.12 Продувка с перетоком газа через пропускное устройство применяется при продувке сильно загрязненных участков, участков большой протяженности, а также, для трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 700. При этом применяется очистной поршень с перепускным устройством.

6.3.13 Продувка с пропуском очистного устройства считается законченной, если поршень прошел через весь продуваемый участок, вышел из трубопровода неразрушенным и не вынес впереди себя воду и загрязнения.

При выходе струи загрязненного воздуха, газа после выхода очистного устройства из трубопровода следует провести повторную продувку участка.

При выходе воды из продувочного патрубка дополнительно следует пропустить поршень-разделитель.

На магистральных трубопроводах допускается трехкратная продувка с пропуском очистных устройств.

6.3.14 Перед пневматическими испытаниями следует производить очистку полости трубопровода от воды (жидкости) с помощью поршня-разделителя под давлением воздуха (газа).

6.3.15 Надземные, монтируемые на опорах трубопроводы следует продувать с пропуском очистных устройств облегченной конструкции, масса и скорость перемещения которых не вызовут разрушения трубопровода или опор. При необходимости, на опорах согласно проекту производства работ должны быть предусмотрены ограничители перемещений, предотвращающие падение трубопроводов в процессе продувки.

6.3.16 Принципиальные схемы продувки трубопровода с пропуском поршня под давлением воздуха (газа) из ресивера, подключения для отбора природного газа из действующих газопроводов и продувки промыслового трубопровода под давлением воздуха (газа) приведены на рисунках А.2-А.4 приложения А.

Принципиальные схемы КПП при продувке, промывке трубопровода и удалении воды после испытаний приведены на рисунках А.5-А.7 приложения А.

      6.4 Продувка трубопровода без пропуска поршня

6.4.1 Продувка трубопровода без пропуска очистных устройств осуществляется выносом загрязнений в скоростном потоке воздуха (газа).

6.4.2 Для продувки трубопровода без пропуска поршня давление воздуха (газа) в ресивере следует определять при соотношении объемов ресивера и продуваемого участка 2:1 и диаметре перепускной линии, равном 0,3 диаметра продувочного трубопровода в соответствии с 19.3.6 СП 86.13330.2014.

6.4.3 Максимальная протяженность участка трубопровода, продуваемого без пропуска поршней, должна быть не более 5 км.

6.4.4 Продувка без пропуска очистного устройства закончена, если из продувочного патрубка выходит струя незагрязненного воздуха (газа).

      6.5 Продувка трубопровода с применением компрессорных установок

6.5.1 Суммарная производительность компрессорных установок должна быть достаточной для создания оптимальной скорости движения поршня.

6.5.2 Продувку трубопроводов с применением компрессорных установок следует производить следующими методами:

— скоростным потоком воздуха непосредственно от компрессорной установки (без применения ресивера и без пропуска очистного устройства);

— с пропуском очистного устройства под давлением воздуха непосредственно от компрессорной установки (без применения ресивера);

— с пропуском очистного устройства под давлением воздуха из ресивера, заполненного от компрессорной установки;

— комбинированного режима (для сильно загрязненных участков), предусматривающего предварительную продувку полости трубопровода скоростным потоком воздуха и последующую продувку с пропуском очистного устройства без применения ресивера на обоих этапах;

— комбинированного режима — продувка полости трубопровода скоростным потоком воздуха непосредственно от компрессорной установки и, при необходимости, подача воздуха из ресивера.

6.5.3 Расчет параметров продувки с пропуском поршня под давлением воздуха, поступающего от компрессорных установок, должен основываться на:

— оценке давления, требуемого для движения поршня по трубопроводу, с учетом продольного профиля трассы, характера загрязнений в трубопроводе, типа и технических характеристик применяемых поршней;

— определении усилия, необходимого для перемещения поршня по всему трубопроводу (участку);

— определении суммарной производительности компрессорных установок для обеспечения оптимальной скорости движения поршня по трубопроводу;

— определении числа компрессорных установок для обеспечения эффективной очистки полости — для удаления воды из трубопровода.

6.5.4 Принципиальные схемы продувки трубопровода с применением компрессорной установки без использования ресивера и запорной арматуры и с использованием ресивера приведены на рисунках А.8 и А.9 приложения А.

      6.6 Промывка трубопровода с пропуском поршня

6.6.1 Промывка трубопровода с пропуском поршня должна осуществляться для трубопроводов, испытание которых в проектной документации предусмотрено гидравлическим способом.

Пропуск очистного или разделительного поршня осуществляется под давлением жидкости, закачиваемой для гидравлического испытания.

В случае наличия на участке вантузов для выпуска воздуха допускается выполнять заполнение участка трубопровода жидкостью перед гидравлическими испытаниями без пропуска поршня.

6.6.2 Принципиальная схема промывки трубопровода с пропуском очистного или разделительного поршня приведена на рисунке А.10 приложения А.

6.6.3 В начале промываемого участка устанавливается камера пуска с запасованными очистными или разделительными поршнями и подводящим шлейфом от наполнительных агрегатов, в конце — камера приема поршней и сбора загрязнений.

Перед очистным или разделительным поршнем заливается вода в объеме 10-15% объема полости трубопровода.

6.6.4 Скорость перемещения поршня по трубопроводу с учетом конструкции поршня должна быть не менее 0,2 м/с.

6.6.5 Протяженность участков, промываемых с пропуском очистных или разделительных поршней, должна устанавливаться с учетом расположения по трассе источников воды, рельефа местности и напора, развиваемого насосным оборудованием, а также технической характеристики очистного поршня (предельной длины его пробега).

6.6.6 Для обеспечения оптимальной скорости перемещения поршня (потока воды) в условиях сложного рельефа целесообразно применять насосные станции. При этом предельная протяженность участков промывки должна соответствовать расстояниям между компрессорными или насосными нефтеперекачивающими станциями.

Тип, число и схемы соединения наполнительных агрегатов следует выбирать с учетом характеристики насосных станций, обеспечиваемого ими напора, перепада высот по трассе трубопровода.

6.6.7 Промывка считается законченной, когда разделительный поршень приходит в камеру приема неразрушенным.

      6.7 Промывка трубопровода без пропуска поршня

6.7.1 Очистка полости трубопровода промывкой без пропуска поршня осуществляется выносом загрязнений в скоростном потоке воды (жидкости).

Качество и параметры промывки трубопровода без пропуска поршня определяются давлением нагнетания, производительностью и числом наполнительных агрегатов.

6.7.2 Скорость потока воды должна быть равна скорости выноса загрязнений и поддерживаться на всем протяжении очищаемого участка в течение времени перемещения загрязнений от начала до конца участка и составлять не менее 1,5 м/с.

Протяженность участков трубопроводов диаметром более 219 мм, промываемых без пропуска поршня, должна определяться с учетом гидравлических потерь напора в трубопроводе и напора насосного оборудования.

Скорость потока воды должна определяться в зависимости от диаметра трубопровода и производительности.

6.7.3 Промывка без пропуска поршня считается законченной, когда из сливного патрубка выходит струя незагрязненной жидкости.

6.7.4 Принципиальная схема промывки без пропуска поршня приведена на рисунке А.11 приложения А.

      7 Контроль проходного сечения трубопровода

7.1 Проходное сечение следует проверять после очистки полости трубопровода аналогично пропуску очистных поршней при продувке и промывке.

7.2 Контроль проходного сечения (калибровка) должен осуществляться пропуском внутритрубного инспекционного устройства (поршня-калибра, оборудованного калибровочным диском) для выявления наличия недопустимых сужений (меньше диаметра калибровочного диска). Поршни с калибровочными дисками оборудуют устройствами обнаружения и отслеживания. Минимальное проходное сечение трубопровода должно обеспечивать беспрепятственный проход внутритрубного инспекционного прибора.

7.3 Контроль проходного сечения должен осуществляться на основании инструкции на калибровку или раздела инструкции на проведение комплексного процесса очистки полости и испытаний при строительстве, реконструкции или ремонте трубопровода.

7.4 При пропуске внутритрубного устройства не допускаются резкие колебания скорости движения, что должно достигаться регулированием режима пропуска поршня в зависимости от профиля трассы.

7.5 Конструктивные требования к поршню-калибру должны определяться конкретными условиями пропуска на обследуемом участке. Подбор поршня-калибра должен осуществляться с учетом допуска (не менее 5%) на овальность соединительных деталей. Отношение длины поршня-калибра (расстояние между опорными манжетами) к внутреннему диаметру трубопровода следует выбирать в интервале от 1,1 до 1,35.

7.6 При застревании внутритрубного устройства в трубопроводе или наличии недопустимых повреждений калибровочного диска, должны быть выполнены ремонт дефектного участка и повторный пропуск поршня-калибра.

7.7 Калибровка трубопровода считается законченной, если КД не поврежден или анализ полученных повреждений не свидетельствует о контакте с дефектами геометрии трубы контролируемого сечения.

7.8 По результатам контроля проходного сечения должен быть составлен акт осмотра КД для проведения последующей дефектоскопии стенок трубопровода.

7.9 На трубопроводах диаметром менее 219 мм и на участках трубопроводов любого диаметра при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее 5 DN трубы контроль проходного сечения допускается не проводить.

7.10 На заключительных этапах гидравлических и пневматических испытаний участка трубопровода после пропуска поршня с калибровочным диском пропускают в потоке воды (при гидравлических испытаниях) или под давлением сжатого воздуха (при пневматических испытаниях) внутритрубный инспекционный прибор контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов типа вмятин, гофров, овальностей (профилеметрия). В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить внутритрубный инспекционный прибор, дефекты устраняют. Затем пропускают по участку трубопровода в потоке воды внутритрубный инспекционный прибор для выявления металлургических (пленов. закатов, трещин и т.д.), строительно-монтажных дефектов (вмятин, задир и т.д.) и дефектов сварных соединений. Недопустимые дефекты, выявленные по результатам внутритрубной дефектоскопии, должны быть устранены.

7.11 Необходимость проведения пропуска внутритрубного инспекционного прибора для профилеметрии и дефектоскопии должна определяться в проектной документации.

      8 Испытания на прочность и проверка на герметичность

      8.1 Основные требования и методы испытаний

8.1.1 Испытания трубопроводов (участков) на прочность и проверка на герметичность должны проводиться гидравлическим, пневматическим или комбинированным методом.

8.1.2 Выбор метода испытаний должен определяться следующими факторами:

— назначением трубопровода;

— природно-климатическими условиями (включая температуру грунта на уровне заложения трубопровода) и рельефом (резкопересеченная местность, перепады высот) трассы;

— протяженностью и конструктивными особенностями испытуемых участков трубопровода;

— наличием источников испытательной среды.

8.1.3 Примеры расчетов (времени наполнения трубопровода, выбор типа и числа наполнительных агрегатов и компрессорных установок) приведены в приложении Б.

Порядок проведения испытаний и применяемые технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) при гидравлическом и пневматическом методах испытаний приведены в таблицах В.1 и В.2 приложения В.

8.1.4 Места забора и слива воды должны быть согласованы с заинтересованными организациями.

8.1.5 Этапы и параметры испытаний на прочность и проверки на герметичность магистральных трубопроводов регламентируются СП 86.13330.2014 (раздел 19), промысловых трубопроводов — СП 284.1325800.2016 (раздел 24), ГОСТ Р 55990-2014 (раздел 13), ГОСТ 34068-2017 (раздел 6).

8.1.7 Протяженность испытуемых участков следует определять с учетом допустимой разницы высотных отметок продольного профиля и расположения по трассе линейной арматуры.

Протяженность участков, испытуемых гидравлическим и комбинированным методами, должна определяться с учетом гидростатического давления.

При испытании на герметичность следует проводить визуальный осмотр сварных соединений на отсутствие течей, отпотевания и дефектов сварного шва.

8.1.9 Перед испытанием и удалением воды из трубопровода (участка) после испытаний должны быть определены и обозначены на местности знаками безопасности зоны, опасные для нахождения персонала и техники.

8.1.11 Трубопровод считается выдержавшим испытания на прочность и проверку на герметичность, если за время испытаний трубопровода на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление остается неизменным, утечки не обнаружены.

При пневматических испытаниях трубопровода на прочность допустимое снижение давления должно определяться расчетом в соответствии с температурными колебаниями.

8.1.12 При разрыве или обнаружении утечек визуально, по звуку, запаху или с помощью приборов участок трубопровода подлежит ремонту и повторным испытаниям на прочность и проверке на герметичность.

8.1.13 В процессе гидравлических испытаний трубопровода, особенно в условиях низких температур окружающей среды, должен проводиться постоянный контроль температуры используемой воды.

Проведение гидравлических испытаний промыслового трубопровода с применением воды допускается только при положительных температурах окружающего воздуха.

8.1.14 При многониточной прокладке промысловых трубопроводов допускается их одновременные испытания гидравлическим или пневматическим методом.

8.1.15 Предварительные испытания запорных узлов должны выполняться в соответствии с СП 86.13330.

8.1.16 Трубопровод (участки), не введенный в эксплуатацию после испытаний и проверки на герметичность более 24 мес, подлежит повторным испытаниям на прочность и проверке на герметичность.

8.1.17 В течение указанных 24 мес допускается не испытывать повторно указанные участки трубопроводов перед их вводом в эксплуатацию при условии выполнения 9.1.9 и 9.1.12, а также осуществления мониторинга и поддержания необходимого давления и влагосодержания в полости трубопровода.

8.1.18 Если трубопровод не планируется вводить в эксплуатацию более 24 мес, то после завершения испытаний необходимо произвести консервацию трубопровода.

      8.2 Гидравлические испытания

8.2.1 Комплекс работ по гидравлическим испытаниям трубопровода перед сдачей в эксплуатацию должен включать:

— подготовку к испытаниям;

— заполнение трубопровода (участка) водой;

— подъем давления до испытательного значения;

— испытание на прочность;

— сброс давления до проектного рабочего значения;

— проверку на герметичность;

— сброс давления до 0,1-0,2 МПа;

— удаление воды.

8.2.2 Подготовка к испытаниям трубопровода (участка) должна включать:

— монтаж заглушек (силовых эллиптических, сферических) на концах испытуемого участка;

— монтаж узлов пуска и приема поршней;

— установку контрольно-измерительных приборов.

8.2.3 Заполнение трубопровода водой следует совмещать с очисткой полости путем промывки и удаления воздуха из полости.

Заполнение трубопровода водой с пропуском поршня производится при открытых воздухоспускных кранах и линейной арматуре.

Критерий полноты удаления воздуха из трубопровода при заполнении водой — появление непрерывной струи воды, выходящей из вантузов, устанавливаемых по трассе трубопровода для эксплуатации, водопропускных кранов и на временных КПП.

8.2.4 В качестве источников воды для гидравлического испытания следует использовать естественные или искусственные водоемы (реки, озера, водохранилища, каналы и т.п.), пересекаемые или расположенные вблизи испытуемого трубопровода (участка).

8.2.5 В проектной (рабочей) документации для проведения гидравлических испытаний определяется использование воды или жидкости с пониженной температурой замерзания.

8.2.6 Графики изменения давления в газопроводе и нефтепроводе и продуктопроводе при гидравлических испытаниях приведены на рисунках В.1 и В.2 приложения В.

8.2.8 Для удаления воды после гидравлических испытаний следует последовательно применять два поршня: основной и контрольный. Основной — для удаления основного объема воды из полости трубопровода, контрольный — для окончательного удаления.

Удаление воды после испытаний в обязательном порядке предусматривается только для газопроводов.

8.2.9 На трубопроводах диаметром до 219 мм и при наличии крутоизогнутых вставок радиусом менее пяти диаметров трубопровода удаление воды следует производить непосредственно воздухом или природным газом от скважины или из ресивера на открытый конец испытанного участка.

8.2.10 Удаление воды считается законченным без пропуска поршней-разделителей, когда из трубопроводов выходит чистая струя воздуха или газа.

8.2.11 Скорость перемещения поршня-разделителя при удалении воды должна составлять не менее 1,5 м/с.

8.2.12 Результаты удаления воды следует считать удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и он вышел неразрушенным. В противном случае необходимо дополнительно пропустить контрольный поршень-разделитель.

8.2.13 Для сокращения сроков сдачи трубопровода в эксплуатацию допускается проведение комплексных гидравлических испытаний, совмещающих очистку полости от загрязнений потоком жидкости и удаление воды после гидравлических испытаний под давлением воздуха (газа).

      8.3 Испытания трубопровода с применением метода стресс-теста

8.3.1 Необходимость проведения гидравлических испытаний участков трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста) должна определяться застройщиком (техническим заказчиком) на стадии проектирования.

Гидравлические испытания методом стресс-теста должны проводиться по согласованию с организацией, эксплуатирующей трубопровод.

8.3.2 При гидравлических испытаниях методом стресс-теста должны выполняться следующие технические и технологические требования:

— использование высокоточных приборов для измерения расхода закачиваемой в трубопровод воды и давления в нем, измерение температуры;

— ограничение перепада высот в пределах испытуемого участка;

— разделение трубопровода на более короткие испытательные участки;

— использование опрессовочных агрегатов более высокой производительности;

— повышенные требования к чистоте воды, закачиваемой в трубопровод опрессовочным агрегатом.

8.3.3 При испытаниях трубопровода на прочность и проверке на герметичность должна проводиться непрерывная регистрация значений расхода, давления и температуры воды и их обработка в режиме реального времени.

8.3.4 Основные параметры и режимы гидравлических испытаний, особенности контроля процесса испытания повышенным давлением (методом стресс-теста) приведены в [10].

8.3.5 Принципиальная схема испытаний участка трубопровода с применением метода стресс-теста приведена на рисунке В.3 приложения В.

8.3.6 Испытания трубопровода должны выполняться в соответствии с графиком изменения давления в трубопроводе, приведенным на рисунке В.4 приложения В.

8.3.7 При испытаниях на прочность строящихся трубопроводов следует выполнять два полных цикла нагружения трубопровода.

Время выдержки трубопровода под давлением на каждом цикле должно составлять 1 ч.

После устранения разрыва трубопровода следует удалить воздух, попавший в полость, путем пропуска поршня под напором воды.

8.3.10 В случае обнаружения утечки при проверке трубопровода на герметичность ее следует устранить и повторить проверку.

      8.4 Пневматические испытания

8.4.2 При испытаниях трубопровода природным газом должны быть приняты меры, обеспечивающие безопасность работ, связанных с его применением.

8.4.4 Природный газ для испытаний следует подавать от заполненного газом действующего газопровода, пересекающего или проходящего вблизи строящегося трубопровода, для промыслового трубопровода — от скважины через сепараторы осушки газа.

8.4.5 Пневматические испытания трубопровода и проверка на герметичность должны выполняться после:

— полного окончания СМР;

— обеспечения требований безопасности [6].

8.4.6 Принципиальная схема пневматических испытаний трубопровода должна включать:

— перепуск воздуха (газа) из одного участка трубопровода в другой;

— стабилизация и измерение необходимых параметров напорной среды в трубопроводе;

— опорожнение испытанного участка.

8.4.9 График изменения давления в трубопроводе при пневматических испытаниях приведен на рисунке В.5 приложения В.

8.4.10 В процессе испытаний следует проводить измерения давления как минимум в трех точках (равномерно расположенных относительно концов испытуемого трубопровода).

8.4.11 Для облегчения поиска утечек в трубопроводе в процессе закачки в воздух (газ) следует добавлять одорант. Установки дозирования одоранта следует монтировать на узлах подключения к источникам воздуха (газа).

Воздух (газ) при сбросе давления рекомендуется перепускать из испытанного участка в соседний участок, подлежащий испытанию.

8.4.14 Трубопровод считается выдержавшим испытания и проверку на герметичность, если за время испытания на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось неизменным и утечки не обнаружены.

      8.5 Комбинированные испытания

8.5.1 Комбинированный метод испытаний трубопроводов следует применять, когда невозможно производство работ другими методами:

— отсутствие необходимого числа мощных передвижных компрессорных установок для испытаний трубопровода воздухом;

— необходимость деления трубопровода на короткие участки испытаний в условиях резкопересеченной местности.

8.5.2 Комплекс работ по комбинированному методу испытаний трубопровода перед сдачей в эксплуатацию должен включать:

— очистку полости трубопровода;

— заполнение испытуемого участка воздухом (газом);

— испытания на прочность;

— проверку на герметичность;

— удаление воды.

8.5.3 Очистку полости трубопровода следует проводить продувкой с пропуском поршня.

8.5.4 Испытуемый участок трубопровода следует заполнять природным газом от действующего газопровода, инертным газом или сжатым воздухом от компрессорных установок до давления в действующем газопроводе или максимального давления нагнетания компрессора по технологии, принятой для пневматических испытаний.

Заполнение участка водой следует осуществлять с перемещением поршня впереди потока воды.

8.5.5 График изменения давления в трубопроводе при комбинированном методе испытаний приведен на рисунке В.6 приложения В.

8.5.6 После проведения испытаний трубопровода (участка) комбинированным методом следует возвратить часть природного газа (в случае его применения) в газопровод и удалить воду в два этапа:

— предварительный слив воды под давлением через патрубки, заранее установленные в местах закачки воды;

— удаление воды с пропуском поршня-разделителя под давлением воздуха (газа) по технологии, принятой для гидравлических испытаний.

      8.6 Испытания трубопровода при отрицательных температурах

8.6.1 При выборе метода испытаний трубопровода (участка) при отрицательных температурах следует учитывать:

— результаты теплотехнического расчета параметров испытаний, выполненного проектной организацией [9];

— наличие ограничений для применения метода испытаний;

— конструкцию, назначение, диаметр и способ прокладки трубопровода;

— гидрогеологические, геоморфологические и природно-климатические условия трассы на испытуемом участке;

— наличие технических средств, постоянных (на период испытаний) источников газа или воды;

— возможность производства работ по поиску утечек, ликвидации дефектов;

— соблюдение требований безопасности и охраны труда, окружающей среды.

8.6.2 Испытания трубопроводов (участков) при отрицательных температурах допускается выполнять пневматическим, гидравлическим и комбинированным методами:

— пневматический метод испытаний воздухом (газом) — для трубопроводов любого диаметра;

— гидравлический метод испытаний водой с естественной температурой водоема — для подземных трубопроводов без теплоизоляции диаметром от DN 700 до DN 1400;

— гидравлический метод испытаний предварительно подогретой водой — для надземных трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 700 с теплоизоляцией и для подземных трубопроводов диаметром от DN 200 до DN 500 без теплоизоляции;

— гидравлический метод испытаний жидкостью с пониженной температурой замерзания — для трубопроводов диаметром до DN 200;

8.6.3 При проведении пневматических испытаний трубопровода следует учитывать специфику эксплуатации передвижных компрессорных установок при низких температурах наружного воздуха.

Пневматические испытания магистральных газопроводов должны выполняться с обеспечением влагосодержания воздуха, подаваемого в газопровод, соответствующего температуре точки росы минус 35°С и менее (при атмосферном давлении).

8.6.4 При проведении гидравлических испытаний при отрицательных температурах следует:

— проводить испытания строго в течение времени, определенного теплотехническим расчетом;

— обеспечивать контроль температуры воды на входе и выходе из трубопровода;

— контролировать засыпку и обвалование трубопровода (грунтом, снегом);

— выполнять тщательное утепление открытых частей трубопровода, арматуры, оборудования и приборов;

— выполнять очистку полости протягиванием, продувкой или совмещать очистку с удалением воды после гидравлических испытаний;

— исключать заливку воды перед поршнем во избежание ее замерзания;

— производить монтаж КПП для исключения заполнения водой полости при открытом конечном испытуемом участке трубопровода и аварийного удаления воды при выявлении дефектов;

— убедиться в наличии и подключить источники воздуха (газа) до начала испытания к обоим концам испытуемого участка, что должно обеспечивать возможность удаления жидкости из трубопровода,

— закончить все работы на трассе (устройство ограждений, монтаж электрозащиты и т.д.) и предоставить испытанный трубопровод приемной комиссии.

8.6.5 Принципиальная схема гидравлических испытаний трубопровода при отрицательных температурах приведена на рисунке В.7 приложения В.

8.6.6 При гидравлических испытаниях трубопровода при отрицательных температурах следует контролировать температуру воды, окружающего воздуха и грунта на уровне заложения трубопровода с записью результатов измерений в процессе всего периода испытаний.

8.6.7 Температура закачиваемой в трубопровод (участок) воды должна быть положительной (выше 4°С) в течение всего периода испытаний.

Значение начальной температуры воды должно определяться расчетом в проектной (рабочей) документации.

Для обеспечения проведения испытаний трубопровода без образования в полости наледей воду в трубопровод следует закачивать до тех пор, пока ее температура в конце трубопровода не достигнет расчетной.

В процессе заполнения трубопровода водой следует осуществлять контроль температуры сливаемой воды.

8.6.8 При испытаниях подземного трубопровода следует проводить предварительный прогрев трубопровода и окружающего грунта прокачкой воды с оптимальной скоростью.

Оптимальная скорость прокачки воды в зависимости от суммарной производительности наполнительных агрегатов должна определяться в проектной (рабочей) документации на основе теплотехнического расчета.

Температура подаваемой в трубопровод воды должна быть не более максимальной рабочей температуры испытуемого трубопровода.

8.6.9 В случае применения поршней для заполнения трубопровода водой для гидравлических испытаний с помощью наполнительных агрегатов следует производить предварительный прогрев трубопровода прокачкой воды.

8.6.11 При гидравлических испытаниях промысловых газопроводов допускается применять подогретую воду от теплообменников, водоподогревательных установок, коммуникаций горячего водоснабжения.

При гидравлических испытаниях трубопровода применение жидкости с пониженной температурой замерзания должно осуществляться по технологии с учетом особенностей приготовления, хранения, транспортирования и утилизации раствора и его компонентов. Технология приготовления и утилизации жидкости должна быть указана в инструкции по испытаниям.

Температурный диапазон применения жидкости для испытаний трубопроводов должен определяться температурой ее замерзания, которая зависит от концентрации раствора. Концентрацией раствора в период испытания должна быть обеспечена температура замерзания жидкости ниже минимальной температуры грунта засыпки (при подземной прокладке) и температуры наружного воздуха (при надземной прокладке).

Температура внутри трубопровода при испытаниях трубопровода должна быть выше температуры замерзания испытательной жидкости.

8.6.12 При испытаниях трубопровода жидкостью с пониженной температурой замерзания в случае разрыва зона выброса испытательной жидкости должна быть оперативно локализована с помощью запруд, обвалования грунтом с последующей нейтрализацией раствора.

8.6.13 При комбинированном методе испытаний подземного трубопровода при отрицательных температурах в проектной (рабочей) документации должны быть определены теплотехнические параметры: скорость и объем (время) прокачки воды через испытуемый участок, температура воды на входе в трубопровод.

Принципиальная схема гидравлических испытаний подземного трубопровода без теплоизоляции приведена на рисунке В.8 приложения В.

8.6.14 При комбинированном методе испытаний надземного трубопровода при отрицательных температурах в проектной (рабочей) документации должны быть определены теплотехнические параметры: (начальная) температура воды в начале и конце участка трубопровода, требуемое количество подогретой воды и мощность источника подогрева.

Принципиальная схема испытаний надземного трубопровода подогретой водой приведена на рисунке В.9 приложения В.

      8.7 Предварительные испытания запорных узлов

8.7.1 Предварительные испытания запорных узлов должны проводиться до врезки в нитку трубопровода созданием внутреннего статического давления для выявления дефектов и подтверждения их герметичности до испытаний всего трубопровода (участка) после завершения СМР. Допускается проведение предварительных испытаний запорной арматуры на предприятии-изготовителе при проведении приемо-сдаточных испытаний, а испытание узлов запорной арматуры — в составе смонтированного трубопровода.

8.7.2 Подготовка запорного узла к испытаниям должна включать:

— приварку к концам монтажного узла временных патрубков с силовыми эллиптическими заглушками из труб длиной не менее 1,5 наружного диаметра трубопровода;

— монтаж на пониженном конце одного сливного патрубка с краном, на повышенном конце — воздухоспускного патрубка с краном и манометра;

— открывание запорной арматуры.

8.7.3 Предварительные испытания УЗА трубопроводов диаметрами от DN 500 до DN 1400 следует производить непосредственно на трассе на месте проектного расположения каждого УЗА.

8.7.4 Предварительные испытания УЗА для труб диаметром не более DN 500 следует производить на трассе либо вне ее, вблизи источника воды, соединяя несколько узлов в общую группу. После испытания группу У3А разъединяют на отдельные узлы, которые транспортируют к месту монтажа на трассе.

8.7.5 Предварительные испытания УЗА следует выполнять гидравлическим (вода, жидкость с пониженной температурой замерзания) или пневматическим методом.

8.7.7 Предварительные пневматические испытания УЗА проводят при давлении 3 МПа с выдержкой в течение 2 ч проверку на герметичность — при давлении 2 МПа в течение времени, необходимого для осмотра УЗА.

8.7.8 Воду в испытуемый УЗА следует подавать непосредственно из водоема или из передвижной емкости с помощью опрессовочного или наполнительно-опрессовочного агрегата.

8.7.9 Заполнять полость УЗА водой следует до тех пор, пока вода не появится на воздухоспускном кране.

8.7.11 УЗА считается выдержавшим предварительные испытания на прочность и проверку на герметичность, если не произошло деформаций и не выявлены утечки.

8.7.12 По окончании испытаний вода из УЗА должна быть слита, а заглушки со сливными и воздухоспускными патрубками демонтированы.

8.7.13 Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний УЗА приведена на рисунке В.10 приложения В.

8.7.14 Методы испытаний соединений трубопроводов на герметичность должны соответствовать ГОСТ 3242 и ГОСТ 25136.

      9 Осушка полости трубопровода и внутритрубное техническое диагностирование

      9.1 Осушка полости трубопровода

9.1.1 Осушку полости участков линейной части магистрального газопровода, технологических трубопроводов и оборудования объектов магистрального газопровода проводят по рабочей инструкции, под руководством комиссии по осушке, назначаемой совместным приказом лица, осуществляющего строительство и застройщика (технического заказчика).

9.1.2 Осушку полости трубопроводов выполняют для полного удаления из нее остатков воды после строительно-монтажных и ремонтных работ во избежание образования ледяных и газогидратных пробок после подачи природного газа, а также для обеспечения влагосодержания транспортируемого природного газа в диапазоне, установленном в нормативных документах.

9.1.3 Осушку полости нефтепроводов проводят при плановой консервации до начала эксплуатации.

9.1.4 Осушать полость трубопроводов следует после монтажа испытанных участков в единую нитку.

Для осушки полости трубопроводов применяют следующие способы:

— продувка предварительно осушенным газообразным агентом (воздухом, азотом);

— вакуумирование;

— комбинированный способ (продувка предварительно осушенным газообразным агентом с последующим вакуумированием).

9.1.5 Осушку вакуумированием выполняют при температуре грунта на глубине заложения газопровода (окружающей среды для надземных трубопроводов) не ниже 0°C.

9.1.6 При необходимости растапливания льда и удаления воды в процессе выполнения работ при отрицательных температурах окружающего воздуха допускается прогревание трубопроводов обвязок крановых узлов, дренажных линий и емкостей резервного газа.

9.1.7 Контроль влагосодержания воздуха на выходе из осушаемого газопровода осуществляют с помощью портативного гигрометра с потоковым датчиком с периодичностью 30 мин.

9.1.8 Контроль значения остаточного давления в полости, осушаемой вакуумированием, осуществляют с помощью вакуумметров по ГОСТ 2405. Приведенная погрешность применяемых вакуумметров не должна быть более 0,6%.

9.1.9 Осушку полости участков трубопроводов выполняют до достижения температуры точки росы минус 20°С при атмосферном давлении (минус 30°С для участков, проложенных в многолетнемёрзлых грунтах) или вакуумированием до достижения давления насыщенных паров воды в полости трубопроводов 100 Па. В отдельных случаях, при наличии особых требований к влагосодержанию продукта, установленных проектом, проводят более глубокую осушку полости трубопроводов.

9.1.10 Для интенсификации процесса испарения остаточной влаги и ее распределения по внутренней поверхности трубопровода в процессе осушки полости трубопроводов продувкой, рекомендуется пропускать пенополиуретановые поршни под давлением осушающего агента.

9.1.11 При выполнении работ по осушке на участках трубопроводов, проложенных в многолетнемерзлых грунтах, для удаления льда с внутренней поверхности труб, по решению председателя комиссии по осушке, до их начала может быть осуществлен пропуск по участку метанольной или гликолевой пробки (возможность выполнения этой операции должна быть предусмотрена в проектной (рабочей) документации).

9.1.12 После проведения осушки газопровода его полость заполняют азотом концентрацией не менее 98% и температурой точки росы минус 20°С до избыточного давления 0,02 МПа.

9.1.13 Измерительные приборы, применяемые при контроле качества осушки полости трубопроводов, должны быть внесены в государственный реестр средств измерений Российской Федерации в качестве средств измерений и быть с действующими свидетельствами о поверке.

      9.2 Внутритрубное техническое диагностирование

9.2.1 Для определения внутренних дефектов труб и сварных соединений после испытаний по трубопроводу рекомендуется пропускать ВИП.

9.2.2 Конструкцией линейной части трубопровода должна быть обеспечена возможность проведения ВТД, в том числе, должны быть:

— КПП;

— постоянный внутренний диаметр и равнопроходная линейная арматура;

— минимальный радиус изгиба трубопровода не менее 5 DN;

— решетки на тройниках-врезках отводов, перемычек трубопроводов, исключающие попадание ВИП в ответвления;

— КПП на участках переходов через естественные и искусственные препятствия в случае, если диаметр трубопровода на этих участках отличен от диаметра основного трубопровода;

— сигнальные приборы, маркерные устройства, регистрирующие прохождение ВИП.

9.2.3 Режим работы компрессорной (подача воздуха, газа) или насосной (подача воды) станции должен обеспечивать перемещение ВИП со скоростью в допустимом (в соответствии с техническими характеристиками ВИП) диапазоне.

9.2.4 Для оценки работы профилемера и дефектоскопов диагностическая организация должна осуществлять экспрессконтроль результатов ВТД. При неудачном запуске профилемера или дефектоскопа должен производиться его повторный пропуск.

9.2.5 По результатам ВТД диагностическая организация в установленные сроки должна выпускать технические отчеты, содержащие перечень дефектов, требующих устранения в соответствии с СП 86.13330.

9.2.6 Строительная организация должна обеспечивать устранение недопустимых дефектов, выявленных по результатам ВТД до ввода трубопровода в эксплуатацию.

      10 Охрана окружающей среды

10.1 При проведении работ по очистке полости трубопровода, гидравлическим испытаниям и удалению воды после гидравлических испытаний необходимо выполнять мероприятия по охране окружающей среды в соответствии с [1], [3] и настоящего раздела.

10.2 Инструкция по очистке полости трубопровода и его проверке на герметичность должна содержать раздел «Охрана окружающей среды», в котором должны быть приведены все необходимые сведения о выполняемых мероприятиях по охране окружающей среды при реализации намеченных работ.

10.3 Раздел «Охрана окружающей среды» должен включать:

— ситуационный план испытуемого участка трубопровода с указанием мест размещения водозабора, резервуара-отстойника, постов наблюдения, аварийных бригад, охранной зоны;

— расчет количества газа, выбрасываемого в атмосферу при удалении воды прокачкой газа после испытаний;

— продольный профиль всей протяженности трубопровода;

— схему размещения и техническое описание водозаборного сооружения, оборудованного средствами рыбозащиты;

— состав воды в источнике водоснабжения;

— схему проведения очистки полости и гидравлических испытаний и привязку ее к водным объектам;

— расчет объема воды для промывки и испытаний каждого участка трубопровода;

— расчет возможного влияния водозабора на уровень воды и экологию водоема;

— расчет времени осветления воды после промывки и гидравлических испытаний;

— расчет предельно допустимых сбросов загрязняющих веществ.

10.4 Разрешительные документы на забор и сброс воды оформляются в соответствии с [3], [4], [5].

10.5 Для проведения гидравлических испытаний трубопровода применяется источник водоснабжения, определенный проектной (рабочей) документацией.

В случае, если такой источник — естественный водный объект, то водозаборное сооружение ограждают снаружи металлической сеткой с ячейками размером не более 2 мм. Для очистки воды от механических загрязнений применяют фильтры с ячейками размером 100 мкм.

10.6 Не допускается сливать в реки, озера и другие водоемы воду, вытесненную из трубопровода после его гидравлических испытаний или промывки, без предварительной ее очистки в резервуарах-отстойниках.

10.7 Резервуары-отстойники, устраиваемые в углублении земной поверхности, должны быть экранированы в соответствии с 5.8 ГОСТ 17.5.3.04-83.

10.8 Плодородный слой почвы и грунт, извлеченный из котлована резервуара-отстойника при его сооружении, укладывают в отдельные бурты и используют при обратной засыпке и рекультивации.

10.9 Вода, использованная при испытаниях, должна сбрасываться в резервуар-отстойник для предварительной очистки от загрязняющих веществ до установленных нормативов ПДК водного объекта, после чего сбрасывается в проектный водный объект.

Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний трубопровода приведена на рисунке В.11 приложения В.

10.10 Система очистки воды в резервуаре-отстойнике должна предусматривать:

— отстаивание воды до начала слива в водоем;

— применение добавок для сбора с поверхности резервуара-отстойника нефтепродуктов;

— сброс воды из срединного слоя резервуара-отстойника для защиты от возможных загрязнений со дна и с поверхности резервуара.

10.11 В зонах наиболее вероятного попадания неочищенной опрессовочной воды в водоемы во время испытаний должно быть предусмотрено сооружение насыпей, дамб, водоотводных канав.

10.12 Сброс очищенной воды производится в местах водозаборов в водные объекты, пересекаемые трубопроводом. При необходимости прокладывают дополнительные трубопроводы от мест расположения резервуара-отстойника до точек сброса воды. При сбросе воды конец сливного патрубка погружают на глубину не менее 1 м.

10.13 Сброс воды из резервуара-отстойника в водный объект должен регулироваться краном на сливном патрубке таким образом, чтобы:

— исключить превышение уровня воды в водном объекте относительно допустимого, согласованного с местной гидрометеорологической службой;

— обеспечить соблюдение ПДК сбросов загрязняющих веществ в водный объект из резервуара-отстойника.

10.14 Использование для гидравлических испытаний жидкостей с пониженной температурой замерзания (антифризов) разрешается только по специальной технологии, с учетом их приготовления и утилизации, указываемой в проекте.

Сброс вод, содержащих указанные вещества, в водные объекты запрещен.

10.15 После окончания работ по испытаниям трубопровода все временно использовавшиеся земли для устройства водозаборов, размещения механизмов, сооружения резервуаров-отстойников и др. должны быть в обязательном порядке восстановлены (рекультивированы). Рекультивация земли должна производиться в соответствии с требованиями раздела 5 ГОСТ 17.5.3.04-83.

10.16 Вывоз и утилизация осадка должны осуществляться в соответствии с законодательством Российской Федерации в области обращения с отходами.

10.17 Нарушения ландшафта с образованием размывов, промоин, рытвин и т.д. в процессе испытаний (например, слива воды мощной струей) должны быть полностью ликвидированы, особенно в местах залегания сильнольдистых вечномерзлых грунтов, где такие явления могут иметь необратимый характер.

10.18 Состав и ПДК загрязняющих веществ в воздухе рабочей зоны после очистки и испытаний трубопроводов, следует определять в соответствии с ГОСТ 12.1.007.

      11 Требования безопасности при проведении работ

11.1 Требования к проведению работ по очистке полости и испытаниям трубопроводов приведены в [6], [7], [8] и настоящем разделе.

11.2 В инструкции по очистке полости, испытанию трубопроводов на прочность и проверке на герметичность должны быть предусмотрены требования пожарной и технической безопасности, определены опасные зоны [6]. В инструкции также приводятся процедуры подготовки персонала и оборудования к испытаниям, действия персонала и специальных служб во время испытаний в нормальных и аварийных условиях, процедуры окончания испытаний со снятием охранной зоны.

11.3 При проведении работ по очистке полости и испытаниям трубопроводов должна быть назначена комиссия из представителей застройщика (технического заказчика), лица, осуществляющего строительство, эксплуатирующей организации (или ее вышестоящей организации) и организации, осуществляющей контроль и надзор.

Создание комиссии осуществляется на основании совместного приказа застройщика (технического заказчика) и лица, осуществляющего строительство с назначением председателя комиссии.

Утверждение инструкции по порядку проведения работ, а также распоряжения по очистке полости трубопровода, испытаниям и удалению воды находятся в компетенции председателя комиссии.

11.4 В обязанности комиссии должны входить:

— проверка исполнительной документации и готовности участков трубопроводов (на месте) к очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению азотом;

— организация изучения рабочих инструкций всеми членами комиссии, инженерно-техническими работниками, рабочими, участвующими в работах;

— назначение по согласованию с эксплуатирующей организацией или застройщиком (техническим заказчиком) (при необходимости, с местными органами власти) сроков выполнения работ;

— руководство всеми работами по очистке полости, испытаниям, осушке и заполнению участков, с назначением ответственных руководителей;

— обеспечение безопасности всех участников работ и населения, а также техники, оборудования и сооружений в зонах проведения работ;

— ведение технической документации;

— обеспечение немедленных мер по выяснению причин и устранению аварийной ситуации.

11.5 Члены комиссии, а также инженерно-технические работники и рабочие, участвующие в работах, должны быть ознакомлены с мероприятиями по промышленной и пожарной безопасности, с порядком действий и своими обязанностями при возникновении аварийных ситуаций.

11.6 Персонал, участвующий в работах по очистке полости и испытанию трубопроводов на прочность и проверке на герметичность, должен быть ознакомлен с технологической документацией на проведение испытаний, обеспечен необходимым инструментом, инвентарем, спецодеждой, средствами индивидуальной защиты и средствами связи, соответствующими ГОСТ Р 50829.

11.7 На период проведения работ по очистке полости и испытанию трубопроводов за пределами опасной зоны должны быть установлены предупредительные и запрещающие знаки, определены места и условия безопасного пребывания лиц, занятых в работах.

11.8 До очистки полости или испытания трубопроводов в местах, где он пересекает железные и автомобильные дороги или проходит вблизи от них, комиссия по испытаниям должна уведомить соответствующие организации (управление железной дороги, дорожный отдел и др.) о проведении указанных работ и согласовать с ними необходимые мероприятия по безопасности.

11.9 В процессе испытаний люди, механизмы и оборудование, за исключением опрессовочных агрегатов, должны находиться за пределами опасной зоны.

Размеры опасных зон, устанавливаемые на период проведения работ по очистке и испытанию подземных трубопроводов приведены в [6].

При испытаниях наземных или надземных участков трубопроводов опасная зона от оси трубопровода должна быть увеличена в два раза в обе стороны. Осмотр трубопровода с целью выявления дефектов и повреждений разрешается только после снижения давления до рабочего.

11.10 Для предотвращения проникновения в зону проведения испытаний трубопроводов посторонних лиц и транспортных средств за пределами опасной зоны выставляются охранные посты.

Число постов и их расстановка должны определяться в инструкции по очистке и испытанию трубопроводов.

11.11 Для измерения давления следует применять поверенные, опломбированные, с паспортами дистанционные приборы или манометры класса точности в соответствии с 8.3.4 ГОСТ 2405-88, устанавливаемые вне опасной зоны.

11.12 Производственное оборудование, применяемое при проведении работ по очистке полости, испытаниям и осушке трубопроводов, должно соответствовать ГОСТ 12.2.003.

11.13 Устранение неисправностей испытательного оборудования, обнаруженных в процессе испытания, проводят после отключения оборудования и снижения давления до атмосферного.

11.14 Работы по заполнению полости участков газопроводов азотом следует выполнять по разделу 6 ГОСТ 9293-74. Содержание кислорода в воздухе рабочей зоны должно быть не менее 19% (по объему).

Приложение А

Очистка полости, продувка и промывка трубопровода

Способы и параметры очистки полости трубопровода приведены в таблице А.1.

Таблица А.1

Способ очистки полости	Область применения и режим	Критерий качества
Протягивание	D>0 W=0,3-0,5 м/с	Очистное устройство вышло неразрушенным
Продувка с пропуском поршня	D 219 мм W=не более 20 м/с в соответствии с техническими характеристиками очистных устройств	Поршень вышел неразрушенным. Выходит струя незагрязненного воздуха
Продувка без пропуска поршня	D<219 мм R<5 DN L 5 км W=15-30 м/с	Выходит струя незагрязненного воздуха
Промывка с пропуском поршня	D 219 мм W 0,2 м/с	Поршень вышел неразрушенным
Промывка без пропуска поршня	D<219 мм R<5 DN W 1,5 м/с	Выходит чистая струя жидкости
Вытеснение загрязнений в потоке жидкости	D 219 мм W 1,5 м/с	Поршень вышел неразрушенным
Удаление воды	D 219 мм W 1,5 м/с	Впереди контрольного поршня нет воды
Обозначения: D — наружный диаметр трубопровода; R — радиус кривизны трубопровода; L — длина участка очистки полости трубопровода; W — скорость потока напорной среды (поршня).

Принципиальные схемы предварительной очистки полости, продувки, промывки и удаления воды после испытаний трубопроводов приведены на рисунках А.1-А.11.

а — пропуск штанги очистного устройства через секцию; б — центровка секций и сварка секций; в — очистка полости собранной секции; г — выброс загрязнений из секций;

1 — плеть трубопровода; 2 — внутренний центратор; 3 — очистное устройство; 4 — штанга; 5 — секция трубопровода; 6 — трубоукладчик

Рисунок А.1 — Принципиальная схема предварительной очистки полости

1 — ресивер; 2 — трубопровод; 3 — кран; 4 — перемычка; 5 — поршень;

Рисунок А.2 — Принципиальная схема продувки трубопровода с пропуском поршней под давлением воздуха (газа) из ресивера

а — непосредственно на месте проектной вырезки газопровода — отвода в действующий газопровод; б — через свечу действующего газопровода и временный шлейф, подведенный к продуваемому участку;

1 — продуваемый участок; 2 — поршень; 3 — свеча на узле запасовки поршней; 4 — действующий газопровод; 5 — кран коллектора; 6 — коллектор; 7 — кран отключающий; 8 — свеча на шлейфе; 9 — шлейф; 10 — свеча на действующем газопроводе; 11 — линейный кран на действующем газопроводе

Рисунок А.3 — Принципиальная схема подключения для отбора природного газа из действующих газопроводов

а — продувка природным газом от скважины; б — продувка сжатым воздухом;

1 — скважина; 2 — трубопровод; 3 — кран; 4 — заглушка; 5 — компенсатор; 6 — подводящий патрубок; 7 — продувочный патрубок; 8 — коллектор; 9 — компрессор

Рисунок А.4 — Принципиальная схема продувки промыслового трубопровода

а — камера пуска на три поршня; б — камера пуска на два поршня;

1 — подводящий трубопровод; 2 — стопор; 3 — поршень; 4 — манометр; 5 — сигнализатор прохождения поршня

Рисунок А.5 — Принципиальная схема камеры пуска поршней при продувке трубопровода

1 — отрезок трубы с заглушкой; 2 — поршень-разделитель для окончательного удаления воды; 3 — стопор; 4 — поршень-разделитель для предварительного удаления воды; 5 — подводящий шлейф от наполнительных агрегатов; 6 — патрубок с краном для промывки; 7 — очистной поршень; 8 — патрубок с краном для заливки воды в полость перед промывкой; 9 — подводящий шлейф с краном от опрессовочных агрегатов; 10 — сигнализатор прохождения поршней; 11 — манометр; 12 — патрубок с краном подачи воздуха (газа); 13 — подводящий шлейф от источника воздуха (газа)

Рисунок А.6 — Принципиальная схема камеры пуска при промывке и удалении воды после испытания трубопровода

1 — отрезок трубы с заглушкой; 2 — стопор; 3 — сигнализатор прохождения поршней; 4 — манометр; 5 — сливной патрубок с кранами; 6 — контрольный сливной патрубок с краном

Рисунок А.7 — Принципиальная схема камеры приема поршней при промывке и удалении воды после испытания трубопровода

1 — пульт управления; 2 — газогенератор; 3 — турбокомпрессор; 4 — предохранительный клапан; 5 — подсоединительный трубопровод; 6 — камера пуска поршня; 7 — поршень; 8 — продуваемый трубопровод; 9 — продувочный патрубок

Рисунок А.8 — Принципиальная схема продувки трубопровода с применением компрессорной установки

а — заполнение ресивера сжатым воздухом; б — пропуск поршня под давлением воздуха от компрессорных станций; в — продувка плеча II от ресивера без пропуска поршня;

1 и 5 — очистные устройства; 2, 3 и 4 — перепускные патрубки с кранами; 6 — коллектор; 7 — подводящий патрубок; 8 — продувочный патрубок; 9 — передвижные компрессорные станции

Рисунок А.9 — Принципиальная схема очистки трубопровода с пропуском поршня от компрессорных станций с использованием ресивера

а — подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды перед поршнем-разделителем; в — пропуск поршня-разделителя в потоке воды; г — подготовка участка к испытанию;

1 — очищаемый участок; 2 и 7 — перепускные патрубки с кранами; 3 — поршень-разделитель; 4 — коллектор; 5 — наполнительные агрегаты; 6 — подводящий патрубок; 8 — линейная арматура; 9 — сливной патрубок

Рисунок А.10 — Принципиальная схема промывки трубопровода с пропуском поршня

а — подготовка участка к проведению промывки; б — подача воды; в — подготовка участка к испытанию;

1 — очищаемый участок; 2 — подводящий патрубок; 3 — кран; 4 — наполнительные агрегаты; 5 — линейная арматура; 6 — сливной патрубок

Рисунок А.11 — Принципиальная схема промывки без пропуска поршня

Приложение Б

Примеры расчетов времени наполнения трубопровода, выбора типов и числа наполнительных агрегатов и компрессорных установок

Б.1 Расчет времени наполнения трубопровода

Для определения времени наполнения трубопроводов водой или воздухом следует применять номограмму. Номограмма состоит из двух частей (рисунок Б.1). В правой части по оси абсцисс отложена протяженность L участков трубопровода от 1 до 100 км. Наклонные линии этой части номограммы обозначают номинальные диаметры трубопроводов от DN 100 до DN 1400.

Рисунок Б.1 — Номограмма для расчета времени наполнения трубопровода водой или воздухом

Для определения времени заполнения трубопровода воздухом до создания давления Р необходимо найденное время умножить на коэффициент К, равный создаваемому давлению Р, то есть

При использовании для заполнения трубопровода группы наполнительных агрегатов или компрессоров необходимо найденное время разделить на число этих агрегатов. Если трубопровод заполняется воздухом последовательно компрессорами низкого и высокого давления, то время заполнения следует определять раздельно для каждого приема, а затем полученные результаты суммировать.

Б.2 Выбор типа и числа наполнительных агрегатов

Выбор наполнительных агрегатов следует осуществлять с использованием характеристик насосов в следующей последовательности:

— определить максимально возможные потери напора на участке трубопровода, подлежащем заполнению водой;

— установить скорость перемещения поршня по трубопроводу (расходом воды) в процессе заполнения полости водой;

— найти пересечение прямой, соответствующей заданному расходу воды, с характеристикой насоса;

— определить развиваемый насосом напор в точке пересечения прямой заданного расхода с характеристикой насоса;

— путем сравнения потери напора и напора наполнительного агрегата выбрать тип и число наполнительных агрегатов.

Потери напора на трение, отнесенные к 1 км трубопровода, в зависимости от его диаметра и расхода воды приведены в таблице Б.1. Характеристики наполнительных агрегатов приведены в соответствующих паспортах на указанное оборудование.

Таблица Б.1

Диаметр трубопровода , мм	Потери напора, м, при расходе воды, м /ч, равном
	100	300	500	1000	2000
1420	0,00029	0,0020	0,0050	0,0178	0,0616
1220	0,00051	0,0036	0,0091	0,0320	0,1110
1020	0,00148	0,0103	0,0255	0,0892	0,3315
820	0,00456	0,0318	0,0818	0,2754	0,9640
720	0,00613	0,0580	0,1516	0,5308	1,9718
530	0,02240	0,3118	0,7648	2,8556	11,423
325	0,3926	4,0100	10,491	39,347	157,39
219	0,48570	30,5441	83,36419	327,5012	1293,1524
159	15,4430	132,6729	363,1351	1430,7963	5661,6838

Пример 1 — Выбрать тип и число наполнительных агрегатов при заполнении водой трубопровода диаметром 1020 мм протяженностью 25 км с пропуском поршня-разделителя. Максимальный перепад высот по трассе составляет 140 м. Наполнительный агрегат установлен на расстоянии 120 м от испытуемого трубопровода и соединяется с ним трубопроводом диаметром 325 мм.

Возможные максимальные потери давления при заполнении участка трубопровода:

140 м — на преодоление максимального перепада высот по трассе;

5 м — на перемещение поршня;

Суммарный необходимый напор составит:

H=140+5+3+2=150 м.

Б.3 Выбор типа и числа компрессорных установок

Выбор типа и числа компрессорных установок следует осуществлять в следующей последовательности:

— определить максимально возможные потери напора (на трение, перепад высот, сопротивление перемещению поршня) на участке трубопровода;

— определить минимальное давление нагнетания компрессора;

— определить тип компрессора обеспечивающего рассчитанное минимальное давление нагнетания компрессора;

— определить необходимое число компрессорных установок.

Минимальное давление нагнетания компрессора вычисляют по формуле (Б.1).

Необходимое число компрессорных установок К вычисляют по формуле (Б.2).

Т — абсолютная температура воздуха (газа) соответственно в трубопроводе или ресивере, К;

n — коэффициент запаса, n=1,1 — для равнинной местности, n=1,25 — для пересеченной местности;

L — длина очищаемого участка, м;

h — разность высотных отметок между концом очищаемого участка и поршнем при его: перемещении по газопроводу, проложенному по пересеченной местности, м. (При прохождении поршня через точки газопровода, расположенные по продольному профилю выше конца очищаемого участка, значение h принимают отрицательным);

При контрольном пропуске поршней-разделителей, перемещающихся по газопроводу под давлением воздуха, подаваемого в осушаемый участок непосредственно от передвижных компрессорных установок, используют те же компрессорные установки, что и при предварительном удалении воды после гидравлических испытаний.

Необходимое число передвижных компрессорных установок для контрольного пропуска поршней-разделителей вычисляют по формуле (Б.3)

n=1,1-1,2 — для трубопроводов, проложенных по равнинной местности;

n =1,2-1,5 — для трубопроводов, проложенных по пересеченной местности;

Величина B может принимать следующие значения:

где R — газовая постоянная.

Пример 1 — Определить тип и число компрессорных установок для удаления воды из трубопровода диаметром 720 мм протяженностью 25 км с пропуском поршня-разделителя с температурой воздуха 298 К по равнинной местности (перепад высот 30 м). Потери напора на трение 0,02 МПа, потери перепада высот 0,3 МПа, сопротивление перемещению поршня-разделителя по трубопроводу 0,05 МПа, давление в конце участка 0,1 МПа (открытый участок).

Определяем минимальное давление нагнетания компрессора:

Необходимое число компрессорных установок

K=7.

Необходимое число компрессорных установок для контрольного пропуска поршней-разделителей

K=5.

Приложение В

Порядок проведения испытаний, применяемые технические средства, графики изменения давлений в трубопроводе и принципиальные схемы испытаний

Порядок проведения испытаний и применяемые технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) приведены в таблицах В.1 и В.2.

Таблица В.1 — Последовательность выполнения работ и технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) с применением гидравлического метода

Последовательность выполнения работ	Технические средства
Защита полости трубопровода от загрязнений	Инвентарные заглушки, водозаборные фильтры, сетки, котлованы
Предварительная очистка полости в процессе сварочно-монтажных работ	Очистное устройство, смонтированное на внутреннем центраторе. Емкость для сбора загрязнений
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры трубопровода	Опрессовочные агрегаты. Манометры
Промывка трубопровода и сбор загрязнений в конце очищаемого участка	Наполнительные агрегаты. Поршни-разделители. Камеры пуска-приема поршней и загрязнений. Прибор поиска поршней. Манометры. Резервуар с системой очистки загрязненных вод
Контроль проходного сечения трубопровода	Поршень-калибр. Прибор поиска поршней
Испытание трубопровода с применением воды	Комплекс наполнительных и опрессовочных агрегатов. Приборы поиска утечек. Манометры. Термометры
Удаление воды после гидравлического испытания трубопровода с последующей очисткой и регулируемым возвратом в окружающую среду. Рекультивация	Поршни-разделители. Прибор поиска поршней. Манометры. Резервуар с системой очистки загрязненных вод
Осушка полости	Поршни-разделители. Резервуары сбора метанола

Таблица В.2 — Последовательность выполнения работ и технические средства по очистке полости и испытаниям трубопроводов (участков) с применением пневматического метода

Последовательность выполнения работ	Технические средства
Защита полости трубопровода от загрязнений	Инвентарные заглушки, воздухозаборные фильтры, сетки, котлованы
Предварительная очистка полости в процессе сварочно-монтажных работ	Очистное устройство, смонтированное на внутреннем центраторе. Емкость для сбора загрязнений
Предварительное испытание крановых узлов запорной арматуры трубопровода	Опрессовочные агрегаты. Манометры
Продувка трубопровода с пропуском поршня и сбор загрязнений в конце очищаемого участка	Высокопроизводительные компрессорные установки. Поршни для очистки полости. Камеры пуска-приема поршней и загрязнений. Прибор поиска поршней. Манометры
Контроль проходного сечения трубопровода	Поршень-калибр. Прибор поиска поршней
Испытание трубопровода с применением воздуха	Высокопроизводительные компрессорные установки. Прибор поиска утечек. Манометры. Термометры

Графики изменения давления в трубопроводах при гидравлических испытаниях приведены на рисунках В.1 и В.2.

а — в нижней точке трубопровода; б — в верхней точке трубопровода;

1 — заполнение трубопровода водой и подъем давления с помощью наполнительных агрегатов; 2 — подъем давления до испытательного при помощи опрессовочных агрегатов; 3 — испытания на прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на герметичность

Рисунок В.1 — График изменения давления в газопроводе при гидравлических испытаниях

а — в нижней точке трубопровода; б — в верхней точке трубопровода;

1 — заполнение трубопровода водой и подъем давления при помощи наполнительных агрегатов; 2 — подъем давления до испытательного при помощи опрессовочных агрегатов; 3 — испытание на прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на герметичность

Рисунок В.2 — График изменения давления в нефтепроводе и продуктопроводе при гидравлических испытаниях

Принципиальная схема испытаний участка трубопровода методом стресстеста приведена на рисунке В.3

1 — испытуемый трубопровод; 2 — наполнительный агрегат; 3 — насос низкого давления; 4 — всасывающий патрубок; 5 — резервуар для очистки воды; 6 — опрессовочный агрегат; 7 — шлейф от ресивера; 8 — очистной и разделительный поршни; 9 — стопор; 10 — свеча для выпуска воздуха; 11 — сливной (перепускной) трубопровод; 12 — блок измерения расхода воды (высокоточный сенсор расхода, датчик температуры, преобразователь сигналов); 13 — блок измерения давления (высокоточный датчик давления, датчик температуры); 14 — контрольный датчик давления и датчик температуры; 15 — кабельные линии; 16 — блок обработки результатов измерений (контроллер, компьютер)

Рисунок В.3 — Принципиальная схема испытаний участка трубопровода повышенным давлением (метод стресс-теста)

Графики изменения давлений в трубопроводе при проведении испытаний методом стресс-теста, пневматическим, комбинированным и гидравлическим методом приведены на рисунках В.4-В.6.

а — в нижней точке участка; б — в верхней точке участка;

Рисунок В.4 — График изменения давления в трубопроводе при испытаниях участка повышенным давлением (метод стресс-теста)

Рисунок В.5 — График изменения давления в трубопроводе при пневматических испытаниях

Рисунок В.6 — График изменения давления в трубопроводе при комбинированных испытаниях

Принципиальные схемы гидравлических испытаний приведены на рисунках В.7-В.10.

1 — трубопровод; 2 — поршень; 3 — агрегат наполнительный (опрессовочный); 4 — источник воды; 5 — резервуар-отстойник; 6 — запорная арматура; 7 — манометр; 8 — термометр

Рисунок В.7 — Принципиальная схема гидравлических испытаний трубопровода при отрицательных температурах

а — заполнение, подъем давления, испытания; б — очистка полости и удаление воды с пропуском поршня под давлением газа;

1 — трубопровод; 2 — поршень; 3, 4, 5 — краны подачи газа; 6, 7 — краны подачи воды; 8, 9 — краны слива воды; 10 — заглушка; 11 — наполнительный агрегат; 12 — опрессовочный агрегат

Рисунок В.8 — Принципиальная схема гидравлических испытаний подземного трубопровода без теплоизоляции

а — заполнение, подъем давления, испытания; б — удаление воды с пропуском поршня под давлением газа;

1 — трубопровод; 2 — компенсатор; 3 — поршень; 4 — заглушка; 5 — наполнительно-опрессовочная станция; 6 — емкость горячей воды; 7, 8, 9 — краны подачи воды; 10, 11 — краны слива воды; 12, 13, 14 — краны подачи газа

Рисунок В.9 — Принципиальная схема гидравлических испытаний надземного трубопровода подогретой водой

1 — крановый узел запорной арматуры; 2 — патрубок с заглушкой; 3 — сливной патрубок с краном; 4 — воздухоспускной патрубок с краном; 5 — манометр; 6 — свеча с заглушкой; 7 — шлейф с арматурой; 8 — опрессовочный агрегат; 9 — передвижная емкость с водой

Рисунок В.10 — Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний кранового узла запорной арматуры

Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний приведена на рисунке В.11.

1 — трубопровод; 2 — промывочный патрубок; 3 — пригрузы; 4 — водоразделительная стенка из железобетонных блоков; 5 — резервуар-отстойник; 6 — сливная труба

Рисунок В.11 — Принципиальная схема слива воды из трубопровода после промывки и испытаний

 Библиография

[1]	Федеральный закон от 10 января 2002 г. N 7-ФЗ «Об охране окружающей среды»
[2]	Федеральный закон от 26 июня 2008 г. N 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»
[3]	Федеральный закон от 3 июня 2006 г. N 74-ФЗ «Водный кодекс Российской Федерации»
[4]	Постановление Правительства Российской Федерации от 12 марта 2008 г. N 165 «О подготовке и заключении договора водопользования»
[5]	Постановление Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2006 г. N 844 «О порядке подготовки и принятия решения о предоставлении водного объекта в пользование»
[6]	Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверждены приказом Ростехнадзора Российской Федерации от 12 марта 2013 г. N 101
[7]	Приказ Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 6 ноября 2013 г. N 520 «Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов» (Зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 16 декабря 2013 г. N 30605)
[8]	Приказ Минтруда Российской Федерации от 1 июня 2015 г. N 336н «Об утверждении «Правил по охране труда в строительстве» (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 13 августа 2015 г. N 38511)
[9]	ВСН 005-88 Строительство промысловых стальных трубопроводов. Технология и организация
[10]	ВН 39-1.9-004-98 Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста)
[11]	Инструкция по технике безопасности при производстве, хранении и транспортировании (перевозке) и использовании одоранта. Утверждена приказом ОАО «Газпром» от 29 марта 1999 г.

УДК 621.643	ОКС 75.200
Ключевые слова: магистральный трубопровод, промысловый трубопровод, очистка полости трубопровода, испытания на прочность, проверка на герметичность, осушка полости трубопроводов, внутри-трубное техническое диагностирование

Инструкция разработана согласно требованиям СНиП 3.05.05-84, ГОСТ 32569-2013 и в соответствие с перечнем трубопроводов.

Пневматические испытания проводятся на основании приказа руководителя проекта строительного подрядчика (СП), в котором назначаются лица, ответственные за проведение пневматического испытания, исполнители и лица, осуществляющие контроль за проведением пневмоиспытания.

Все участники пневмоиспытаний трубопроводов должны быть ознакомлены с настоящей инструкцией.

Пневмоиспытанию подлежат вновь смонтированные трубопроводы согласно перечню трубопроводов проекта 3320 по объектам «МИСЭФ».

Испытание на прочность и плотность проводится сжатым воздухом или инертным газом (при наличии) и только в светлое время суток.

Создание необходимого давления в трубопроводах осуществляется подачей сжатого воздуха от компрессора, а инертного газа от баллонов (при наличии).

Подготовка к проведению пневмоиспытания

Площадки, маршевые лестницы оборудования должны быть освобождены от посторонних предметов и мусора.

Перед началом испытаний система трубопроводов, испытываемая в единой технологической схеме или отдельно, должна быть отглушена инвентарными заглушками, установлены манометры, которые устанавливаются: один — у опрессовочного агрегата после запорного вентиля (вне опасной зоны), второй — в конце линии (участка). Манометры, применяемые при испытании трубопроводов, должны быть поверены и опломбированы. Манометры должны иметь диаметр корпуса не менее 160 мм, класс точности не ниже 1,5. Предел измерения подбирается таким образом, чтобы при показании испытательного давления стрелка манометра находилась во второй трети шкалы.

Проверить исправность приборов КИПиА, секущей арматуры в схеме подачи сжатого воздуха (инертного газа) в испытываемые трубопроводы.

Компрессор и ресивер, баллон (при наличии), используемые при испытании трубопроводов, должны находиться за пределами охраняемой зоны. Подводящую линию от компрессора к испытываемому трубопроводу предварительно проверяют гидравлическим способом на прочность.

Перед проведением пневматических испытаний трубопроводов как внутри помещения, так и снаружи должна быть установлена охраняемая зона, огражденная сигнальной лентой. Расстояние от испытываемого трубопровода до границы охраняемой зоны в любом месте должно быть не менее 25 м при надземной прокладке и не менее 10 м при подземной прокладке трубопроводов.

Границы охраняемой зоны обозначаются флажками. Для наблюдения за охраняемой зоной необходимо устанавливать контрольные посты. Количество постов для наружных трубопроводов в условиях хорошей видимости определяется из расчета один пост на 200 м длины трубопровода. В остальных случаях количество постов должно определяться с учетом местных условий так, чтобы охрана зоны была обеспечена надежно. Освещенность охраняемой зоны должна быть не менее 50 лк. Пребывание людей в зоне во время подъема давления при испытаниях на прочность запрещается.

Исполнители для связи должны иметь радиостанции.

До проведения пневматических испытаний должно быть подписано разрешение на проведение испытаний трубопровода.

В период проведения подготовительных мероприятий лицу, ответственному за проведение пневмоиспытаний поставить в известность не менее, чем за сутки до испытаний ответственных лиц со стороны Заказчика, смежных СП, задействованных на строительной площадке и других заинтересованных лиц, провести инструктаж исполнителям о том, как обеспечить безопасность нагружения испытываемой системы и их действия в случаях возникновения внештатных ситуации.

Проведение пневмоиспытаний

Персонал, допущенный к проведению испытаний, должен пройти инструктаж о порядке и последовательности проведения испытаний, а также инструктаж по технике безопасности.

Непосредственно перед началом проведения испытаний, ответственный за их проведение проверяет готовность исполнителей к предстоящим работам и производит их расстановку по местам.

Связь ответственного за проведение испытаний с исполнителем, находящимся на секущей задвижке по подаче сжатого воздуха (инертного газа) в систему, осуществляется по радиосвязи (по рации)

Остальные исполнители, не участвующий непосредственно в проведение испытаний, контролирует охраняемую зону и предотвращает допуск в нее посторонних лиц.

При пневматическом испытании давление в трубопроводе следует поднимать постепенно с осмотром на следующих ступенях: при достижении 60 % испытательного давления — для трубопроводов, эксплуатируемых при рабочем давлении до 0,2 МПа (2 кгс/кв.см), и при достижении 30 и 60% испытательного давления — для трубопроводов, эксплуатируемых при рабочем давлении 0,2 МПа (2 кгс/кв.см) и свыше.

Во время осмотра подъем давления не допускается. Обстукивания молотком сварных швов, а также устранение других каких-либо дефектов во время нахождения системы трубопроводов под давлением категорически запрещается (!).

В процессе заполнения трубопровода сжатым воздухом или инертным газом (при наличии) и подъема давления необходимо постоянное наблюдение за испытываемым трубопроводом. Места утечки определяются по звуку просачивающегося воздуха, а также по пузырям при покрытии сварных швов и фланцевых соединений, сальников арматуры и других сомнительных мест мыльной эмульсией (при отрицательной температуре – незамерзающим мыльным раствором).

Осмотр испытываемых трубопроводов при давлении не выше испытательного на плотность должен производиться специально выделенными для этой цели и проинструктированными лицами. Нахождение в охраняемой зоне кого-либо, кроме этих лиц, запрещается.

При обнаружении значительных утечек во фланцевых соединениях или сальниках арматуры испытание прекращают, давление снижают до атмосферного и устраняют обнаруженные дефекты.

Испытательное давление в трубопроводе выдерживают в течение 15 минут (величина давления на прочность в соответствие с перечнем трубопроводов, но не менее 2 кгс/кв.см). После чего давление снижается до расчетного (но не менее 1 кгс/кв.см) – испытание на плотность, при котором производят тщательный осмотр сварных швов, трубопровода, фланцевых соединений, но не менее 30 мин.

Замеры давления в трубопроводе во время его испытания следует начинать только после выравнивания температуры в трубопроводе.

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

Безопасность проведения испытаний и техническое проведение обеспечивается СП, находящейся вне зоны проведения пневмоиспытания.

Лица, проводимые испытания и осмотр, должны быть специально проинструктированы. Запрещается находиться в охраняемой зоне кому-либо кроме этих лиц.

Мероприятия по технике безопасности и безопасному проведению пневматического испытания

— Все работы должны быть прекращены там, где будут проводиться пневмоиспытания трубопроводов. Персонал не занятый в проведении испытания должен быть удалён с данной территории.

— Ответственному лицу за проведение пневматического испытания провести инструктаж исполнителям под роспись в журнале проведения инструктажа, в ходе инструктажа:

— ознакомить исполнителей со схемой отглушения испытываемых линий;

— проработать порядок нагружения (подъёма давления) в системе;

— определить расстановку исполнителей при проведении пневмоиспытания и порядок использования средств связи;

— определить действия исполнителей в случае возникновения внештатных ситуаций.

— Непосредственно перед началом проведения пневмоиспытания, лицо, ответственное за его проведения, проверяет готовность исполнителей к предстоящей работе и производит их расстановку по местам и обеспечивает необходимым количеством средств радиосвязи (раций) для организации взаимодействия.

— На период проведения пневматического испытания устанавливается опасная (охранная) зона (периметр установки) от испытуемой системы (см.п.п.1.4 — 1.6 настоящей инструкции).

— Оградить и наглядно обозначить охраняемую зону (см.п.п.1.4 — 1.6 настоящей инструкции).

— Пневматическое испытание трубопроводов на прочность не разрешается в действующих цехах (на производствах) и эксплуатируемых помещениях, а также на эстакадах, в каналах и лотках, где проложены трубопроводы, находящиеся в работе.

— Исполнители со стороны СП, не участвующий непосредственно в проведении испытания, контролирует охраняемую зону и не допускает в неё посторонних лиц, находясь за пределами охраняемой зоны.

— В ходе ступенчатого повышения давления (см.п.2.5 настоящей инструкции), в охраняемой зоне на расстоянии видимости манометра, находится только один наблюдающий исполнитель.

— Устранения каких-либо дефектов во время нахождения системы под давлением категорически запрещается.

— Безопасность проведения испытаний и техническое проведение обеспечивается СП, находящейся вне зоны проведения работ.

— Лица, проводимые испытания и осмотр, должны иметь средства индивидуальной защиты и соответствующий инструмент.

— Перед проведением работ по пневмоиспытанию сообщить ответственным лицам со стороны Заказчика, смежных СП, задействованных на строительной площадке и других заинтересованных лиц о проведении пневмоиспытания.

Зарегистрировано в Минюсте России 1 июня 2022 г. N 68666

---

ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ЭКОЛОГИЧЕСКОМУ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКОМУ И АТОМНОМУ НАДЗОРУ

ПРИКАЗ
от 21 декабря 2021 г. N 444

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ФЕДЕРАЛЬНЫХ НОРМ И ПРАВИЛ В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ»

В соответствии с пунктом 1 статьи 3, пунктом 1 статьи 4 и пунктом 1 статьи 5 Федерального закона от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2011, N 30, ст. 4596; 2021, N 24, ст. 4188), пунктом 1 и подпунктом 5.2.2.16(1) пункта 5 Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2011, N 50, ст. 7385; 2021, N 50, ст. 8591), приказываю:

1. Утвердить прилагаемые федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов».

2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 сентября 2022 г. и действует до 1 сентября 2028 г.

Руководитель
А.В. ТРЕМБИЦКИЙ

УТВЕРЖДЕНЫ
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 21 декабря 2021 г. N 444

ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ»

I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1. Настоящие федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» (далее — Правила) устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий, случаев производственного травматизма при эксплуатации технологических трубопроводов на опасных производственных объектах, на которых получаются, используются, перерабатываются, образуются, хранятся, транспортируются, уничтожаются опасные вещества, указанные в подпунктах «а», «б», «в», «д», «е», «ж» пункта 1 приложения 1 к Федеральному закону от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2009, N 1, ст. 17; 2013, N 9, ст. 874) (далее — Федеральный закон N 116-ФЗ), в количествах, указанных в приложении 2 к Федеральному закону N 116-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2017, N 9, ст. 1282) (далее — технологические трубопроводы).

К технологическим трубопроводам в целях настоящих Правил относятся трубопроводы, предназначенные для перемещения в пределах промышленного предприятия или группы этих предприятий сырья, полуфабрикатов, готового продукта, вспомогательных материалов, включающих в том числе пар, воду, воздух, газы, хладагенты, смазки, эмульсии, и обеспечивающие ведение технологического процесса и эксплуатацию оборудования.

2. Правила разработаны с целью выполнения положений пункта 3 статьи 4 Федерального закона N 116-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2013, N 27, ст. 3478) в части установления обязательных требований к безопасности технологических процессов на опасных производственных объектах, на которых эксплуатируются технологические трубопроводы.

3. Правила устанавливают требования промышленной безопасности к организациям, осуществляющим свою деятельность в области промышленной безопасности, связанной с проектированием, строительством, эксплуатацией, реконструкцией, капитальным ремонтом, техническим перевооружением, консервацией и ликвидацией технологических трубопроводов.

Настоящие Правила распространяются на технологические трубопроводы, предназначенные для транспортирования газообразных, парообразных и жидких сред в диапазоне расчетных давлений от остаточного (абсолютного) давления (вакуума) 0,000665 МПа (0,0067 кгс/см2) до избыточного давления 320 МПа (3200 кгс/см2) и рабочих температур от минус 196 °C до 700 °C и эксплуатирующиеся на опасных производственных объектах.

4. Правила предназначены для применения:

а) при разработке технологических процессов, при проектировании, строительстве, эксплуатации, реконструкции, капитальном ремонте, техническом перевооружении, модернизации, консервации и ликвидации опасных производственных объектов, на которых используются технологические трубопроводы;

б) при изготовлении, монтаже, наладке, обслуживании, освидетельствовании, испытании, ремонте, обследовании и диагностировании технологических трубопроводов, применяемых на опасных производственных объектах;

в) при проведении экспертизы промышленной безопасности в соответствии с законодательством Российской Федерации в области промышленной безопасности.

5. Настоящие Правила не применяются в отношении:

а) магистральных трубопроводов, на которые распространяется действие федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 11 декабря 2020 г. N 517 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 23 декабря 2020 г., регистрационный N 61745 <1>; далее — приказ N 517);

<1> В соответствии с пунктом 2 приказа N 517 срок его действия ограничен до 1 января 2027 г.

б) трубопроводов сетей газораспределения и газопотребления, а также трубопроводов топливного газа, на которые распространяется действие федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности сетей газораспределения и газопотребления», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 531 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61962 <2>; далее — приказ N 531);

<2> В соответствии с пунктом 2 приказа N 531 срок его действия ограничен до 1 января 2027 г.

в) промысловых трубопроводов, на которые распространяется действие федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 534 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 29 декабря 2020 г., регистрационный N 61888 <3>; далее — приказ N 534);

<3> В соответствии с пунктом 2 приказа N 534 срок его действия ограничен до 1 января 2027 г.

г) технологических трубопроводов горнорудной и металлургической промышленности, на которые распространяется действие федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности процессов получения или применения металлов», утвержденных приказом Ростехнадзора от 9 декабря 2020 г. N 512 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 30 декабря 2020 г., регистрационный N 61943 <4>; далее — приказ N 512), федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности при ведении горных работ и переработке твердых полезных ископаемых», утвержденных приказом Ростехнадзора от 8 декабря 2020 г. N 505 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 21 декабря 2020 г., регистрационный N 61651 <5>; далее — приказ N 505);

<4> В соответствии с пунктом 2 приказа N 512 срок его действия ограничен до 1 января 2027 г.

<5> В соответствии с пунктом 2 приказа N 505 срок его действия ограничен до 1 января 2027 г.

д) трубопроводов пара и горячей воды, на которые распространяется действие федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила промышленной безопасности при использовании оборудования, работающего под избыточным давлением», утвержденных приказом Ростехнадзора от 15 декабря 2020 г. N 536 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 31 декабря 2020 г., регистрационный N 61998 <6>; далее — приказ N 536);

<6> В соответствии с пунктом 2 приказа N 536 срок его действия ограничен до 1 января 2027 г.

е) технологических трубопроводов, специально сконструированных для применения в области использования атомной энергии и относящихся к области действия федеральных норм и правил в области использования атомной энергии;

ж) технологических трубопроводов, являющихся неотъемлемой частью машин и оборудования (систем подачи смазки, охлаждающей жидкости, корпуса, части сосудов и аппаратов);

з) сетей водоснабжения и канализации.

II. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

6. Конструкция технических устройств, присоединяемых к технологическим трубопроводам или устанавливаемых на технологических трубопроводах (включая: сосуды и аппараты, насосы, компрессоры, трубопроводную арматуру), должна соответствовать требованиям, установленным Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 52, ст. 5140; 2021, N 27, ст. 5179), Федеральным законом N 116-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2021, N 24, ст. 4188), техническими регламентами Евразийского экономического союза.

7. Технологические трубопроводы, поставляемые в виде собранных трубопроводов или участков (сборок), предназначенных для последующего монтажа на опасных производственных объектах, и (или) трубопроводы, входящие в состав комплектных технических устройств (технологических блоков заводской готовности), и (или) трубопроводы, входящие в состав сооружений (эстакад), должны соответствовать требованиям технических регламентов, на них распространяющихся, допускаются к применению при условии прохождения процедуры оценки (подтверждения) соответствия в соответствии с требованиями статей 7 и 13 Федерального закона N 116-ФЗ (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2021, N 24, ст. 4188).

При этом элементы технологических трубопроводов, воспринимающие воздействие избыточного давления более 0,05 МПа непосредственно (например, трубы, детали (предназначенные для изменения направления, присоединения ответвлений, изменения диаметра, постоянного или временного перекрытия), компенсаторы, фланцы или фланцевые соединения, арматура), должны соответствовать требованиям технического регламента «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (ТР ТС 032/2013), принятого решением Совета Евразийской экономической комиссии от 2 июля 2013 г. N 41 (далее — технический регламент ТР ТС 032/2013) (официальный сайт Евразийской экономической комиссии http://www.eurasiancommission.org, 2013), обязательность которого установлена Договором о Евразийском экономическом союзе (официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 2015; 2019), с изменениями, внесенными Решением Совета Евразийской экономической комиссии от 23 апреля 2021 г. N 49 (официальный сайт Евразийской экономической комиссии http://www.eaeunion.org, 2021), и допускаются к применению при условии прохождения процедуры оценки (подтверждения) соответствия.

8. Проектирование, монтаж и эксплуатация технологических трубопроводов должны осуществляться с учетом физико-химических свойств и технологических параметров транспортируемых сред.

Категории технологических трубопроводов и группы рабочей среды определяются согласно требованиям технического регламента ТР ТС 032/2013 и документов национальной системы стандартизации Российской Федерации, включенных в перечень международных и региональных (межгосударственных) стандартов, а в случае их отсутствия — национальных (государственных) стандартов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением», утвержденный Решением коллегии Евразийской экономической комиссии от 11 июня 2019 г. N 96 (официальный сайт Евразийского экономического союза www.eaeunion.org, 2019), обязательность которого установлена Договором о Евразийском экономическом союзе, содержащим дополнительные требования к категорируемым трубопроводам, — в случае их применения лицом, осуществляющим деятельность в области промышленной безопасности.

Категория технологического трубопровода устанавливается разработчиком проекта для каждого технологического трубопровода и указывается в проекте. Категория технологического трубопровода, транспортирующего среду, состоящую из различных компонентов, устанавливается по компоненту, требующему отнесения технологического трубопровода к более ответственной категории.

Группа транспортируемой среды определяется разработчиком проекта на основании свойств транспортируемой среды.

9. Все работы, связанные со строительством, реконструкцией, техническим перевооружением, консервацией и ликвидацией опасного производственного объекта, включая монтаж, наладку и утилизацию трубопроводов, применяемых на опасном производственном объекте, должны осуществляться на основании, соответственно, проектной документации, документации на техническое перевооружение, документации на консервацию или ликвидацию (далее — проекта), разработанной организацией, имеющей в соответствии со статьей 55.8 Градостроительного кодекса Российской Федерации (Собрание законодательства Российской Федерации 2005, N 1, ст. 16; 2016, N 27, ст. 4305; 2018, N 32, ст. 5133) право проведения указанных работ, с учетом требований законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности, технического регулирования и законодательства о градостроительной деятельности. Проведение работ, связанных с восстановлением работоспособного (исправного) состояния технологических трубопроводов, допускается осуществлять согласно действующему проекту, разработанному для строительства, реконструкции или технического перевооружения опасного производственного объекта, в состав которого входят данные технологические трубопроводы. Отклонения от проекта не допускаются.

10. Организации, осуществляющие эксплуатацию технологических трубопроводов, должны обеспечить безопасные условия эксплуатации и контроль работы технологических трубопроводов, своевременность и качество проведения освидетельствований и ремонтов, технического диагностирования и обследования в соответствии с требованиями настоящих Правил и законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности.

Организации, эксплуатирующие технологические трубопроводы, должны иметь необходимые нормативно-технические документы и эксплуатационную документацию, определяющие порядок и условия безопасного ведения производственных процессов, действия персонала в аварийных ситуациях и при выполнении ремонтных работ.

Изменения в проекте, потребность в которых выявляется в процессе изготовления, монтажа, реконструкции и ремонта технологических трубопроводов, в том числе замена материала, деталей, изменение категории технологического трубопровода и другие изменения, оказывающие влияние на безопасное (работоспособное) состояние технологического трубопровода, его элементов и (или) оборудования, в состав которого включены технологические трубопроводы, должны согласовываться с разработчиком проекта или, при объективной невозможности обращения к разработчику проекта (например, по причине ликвидации юридического лица), с другой проектной организацией, имеющей в соответствии с пунктом 9 настоящих Правил право на проведение указанной работы.

11. На технологические трубопроводы всех категорий до их ввода в эксплуатацию оформляются паспорта. Применение на опасных производственных объектах технологических трубопроводов без паспортов или имеющих паспорта с частично заполненными разделами не допускается.

Паспорт технологического трубопровода оформляется организацией-изготовителем: при поставке технических устройств и (или) технологических трубопроводов заводской готовности — изготовителем технологического трубопровода; при реализации проектных решений и (или) окончательной сборке технологического трубопровода из участков заводской готовности — монтажной организацией. Паспорта участков технологического трубопровода, в случае если они определены проектом, оформляются их изготовителем.

Восстановление паспортов при их утрате или невозможности дальнейшего использования по причине износа осуществляется организацией-изготовителем или ее правопреемником. При объективной невозможности обращения к организации-изготовителю (например, по причине ликвидации юридического лица) восстановление паспорта осуществляет специализированная в данной области деятельности организация.

В паспорте технологического трубопровода указываются: сведения о месте эксплуатации (наименование предприятия-владельца (эксплуатирующей организации), цеха или установки); наименование, идентификатор (при наличии) и назначение технологического трубопровода; наименование и характеристика рабочей среды (класс опасности, взрывопожароопасность); расчетные и рабочие параметры технологического трубопровода, параметры испытания технологического трубопровода, категория технологического трубопровода, принятая в проекте скорость коррозии; показатели надежности: срок службы, ресурс (наработка в часах и (или) в количестве циклов нагрузки, при наличии); сведения об участках технологического трубопровода; данные о монтаже; данные о материалах и элементах; результаты проведенных испытаний (на прочность и плотность, герметичность (при необходимости, определенной в соответствии с пунктом 164 настоящих Правил); неразрушающего контроля сварных соединений и других испытаний, предусмотренных проектом); сведения об ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию, сведения о ремонте и реконструкции технологического трубопровода, о результатах технического освидетельствования и диагностирования, обследования технологического трубопровода.

К паспортам технологических трубопроводов прикладываются: схемы (чертежи) технологического трубопровода с указанием размеров участков, номинального диаметра, исходной и отбраковочной толщины элементов технологического трубопровода (при наличии указанных выше сведений непосредственно в паспорте технологического трубопровода допускается на схеме их не приводить), мест установки опор, арматуры, фланцев, заглушек и других деталей, мест спускных, продувочных и дренажных устройств, сварных стыков, контрольных засверловок (если они имеются) и их нумерации; расчет на прочность; регламент проведения в зимнее время пуска (остановки) технологического трубопровода (для технологических трубопроводов, расположенных на открытом воздухе или в неотапливаемом помещении, в случае если проект и (или) эксплуатационная документация предусматривает пуск при температурах ниже минимальной температуры стенки технологического трубопровода).

В процессе эксплуатации паспорта дополняются: актами технических освидетельствований, технического диагностирования и обследований технологического трубопровода; удостоверениями о качестве ремонтов технологических трубопроводов (подтверждающими качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков); документацией по контролю металла технологических трубопроводов, работающих в водородсодержащих средах, и другими документами, предписанными проектом и (или) внутренними документами эксплуатирующей организации.

12. Показатели надежности (срок службы (расчетный или назначенный), ресурс (наработка в часах и (или) в количестве циклов нагрузки, при наличии) определяются проектной организацией или изготовителем технологического трубопровода и указываются в паспорте технологического трубопровода.

Продление срока безопасной эксплуатации (решение о возможности эксплуатации) технологических трубопроводов, выработавших срок службы или при превышении допустимого количества циклов нагрузки, осуществляется в порядке, установленном законодательством Российской Федерации в области промышленной безопасности.

Решение о возможности эксплуатации (продлении срока эксплуатации) технологического трубопровода принимается руководителем эксплуатирующей организации, оформляется на бумажном носителе или в форме электронного документа в течение четырнадцати рабочих дней со дня принятия указанного решения и прикладывается к паспорту технологического трубопровода.

Решение о возможности эксплуатации технологического трубопровода не должно противоречить выводам о возможности дальнейшей эксплуатации, полученным в результате проведенных процедур по продлению срока безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.

Форма указанного решения определяется внутренними распорядительными актами организации, эксплуатирующей опасный производственный объект.

13. При проектировании технологических трубопроводов с целью определения рисков должны учитываться все возможные виды опасности, связанные с применением технологических трубопроводов, в том числе:

а) наличие горючих, взрывопожароопасных, токсичных и (или) химически активных сред;

б) недопустимые отклонения технологических параметров (давление, температура, скорости движения сред), влияющих на безопасность;

в) пожар, чрезвычайные ситуации природного и техногенного характера;

г) перегрев и охлаждение от температуры окружающего воздуха;

д) изменения внутреннего сечения и повреждения, связанные с отложениями на внутренних поверхностях;

е) наличие незащищенных подвижных элементов;

ж) вибрация;

з) коррозия или иные виды износа поверхностей элементов;

и) неисправность предохранительных устройств;

к) усталость при переменных нагрузках;

л) высокая температура транспортируемой среды.

14. Проект технологического трубопровода в зависимости от назначения и результатов анализа риска должен предусматривать его оснащение необходимыми для безопасной эксплуатации:

а) предохранительными устройствами;

б) средствами измерения давления и температуры;

в) запорной арматурой;

г) регулирующей арматурой;

д) устройствами для компенсации и контроля тепловых расширений;

е) устройствами дренирования среды и удаления воздуха, а также, если требуется, очистки, промывки и (или) продувки;

ж) средствами защиты от коррозии.

15. За расчетное давление в технологическом трубопроводе принимают:

а) расчетное (разрешенное) давление сосудов и аппаратов, с которыми соединен трубопровод;

б) для напорных трубопроводов (например, после насосов, компрессоров) — максимальное давление, развиваемое машиной динамического действия при закрытой задвижке со стороны нагнетания (с учетом максимального давления на линии всасывания); для машин объемного действия — давление срабатывания предохранительного клапана, установленного на источнике давления;

в) для трубопроводов, защищенных предохранительными клапанами, — максимальное возможное рабочее давление, определяемое технологической частью проекта, возникающее при отклонении от нормального технологического режима, на которое настраивается предохранительный клапан, с учетом противодавления при сбросе. Допускается кратковременное превышение расчетного давления в трубопроводе при срабатывании предохранительного клапана в пределах 10%;

г) другое возможное давление, для которого в сочетании с соответствующей температурой потребуется большая толщина стенки;

д) для трубопроводов в системах с подогревателями (источниками повышения давления за счет повышения температуры среды) — максимальное давление, определяемое технологическим процессом.

16. За расчетную температуру стенки технологического трубопровода принимают максимальную температуру рабочей среды (при отсутствии теплового расчета), которая в сочетании с соответствующим давлением требует большей толщины стенки.

17. Расчет технологических трубопроводов на прочность необходимо проводить следующими методами: при помощи методик и формул, содержащихся в документах национальной системы стандартизации Российской Федерации, включенных в перечень международных и региональных (межгосударственных) стандартов, а в случае их отсутствия — национальных (государственных) стандартов, в результате применения которых на добровольной основе обеспечивается соблюдение требований технического регламента Таможенного союза «О безопасности оборудования, работающего под избыточным давлением» (Решение коллегии евразийской экономической комиссии от 11 июня 2019 г. N 96, обязательность которого установлена Договором о Евразийском экономическом союзе или на основании численного анализа напряженного состояния, рассмотрения предельных состояний и механики разрушения — при условии определения критериев прочности согласно требованиям документов, указанных для метода расчета по методикам и формулам.

18. Для определения оптимальных сочетаний диаметров, расходов и технологических параметров сред, транспортируемых по технологическим трубопроводам и их участкам или ответвлениям, подбора динамического оборудования и оптимизации конструкции с целью обеспечения безопасных условий эксплуатации следует выполнять гидравлический расчет.

В случае возможности возникновения в технологических трубопроводах двухфазных газо-жидкостных потоков, сопровождающихся рисками снарядного течения или кавитации, а также возникновения переходных процессов (гидравлического удара) технологические трубопроводы подлежат гидравлическому расчету — с целью исключения рабочих режимов, приводящих к нарушению безопасного (работоспособного) состояния трубопровода и (или) его элементов.

19. Работники, осуществляющие деятельность в области промышленной безопасности, связанную с применяемыми на опасных производственных объектах технологическими трубопроводами, должны быть аттестованы в области промышленной безопасности в порядке, установленном постановлением Правительства Российской Федерации от 25 октября 2019 г. N 1365 «О подготовке и об аттестации в области промышленной безопасности, по вопросам безопасности гидротехнических сооружений, безопасности в сфере электроэнергетики» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2019, N 44, ст. 6204; 2022, N 18, ст. 3094) с учетом квалификационных требований в объеме, соответствующем должностным обязанностям. Все работники, имеющие непосредственное отношение к эксплуатации, монтажу и (или) ремонту технологических трубопроводов и (или) для которых предусматривается возможность оказаться в зоне воздействия поражающих факторов развития аварийных сценариев, должны быть обучены правилам использования и способам проверки исправности средств индивидуальной защиты и пройти тренировку по их применению.

20. Применяемые материалы должны обеспечивать безопасную эксплуатацию технологических трубопроводов во всех предусмотренных проектом режимах работы в течение всего срока службы. Механические свойства, химический состав, методы и объем испытаний и контроля качества должны соответствовать требованиям технической документации изготовителя материала и условиям проекта.

21. Технологические трубопроводы должны быть изготовлены из материалов, соответствующих требованиям, установленным в проекте, устойчивых в рабочих средах, и (или) иметь защитные покрытия, обеспечивающие стойкость к рабочим средам и исключающие контакт рабочих сред и основного материала технологического трубопровода.

22. Допускается использовать технологические трубопроводы из неметаллических, в том числе полимерных и композиционных, материалов при обосновании такого решения в проекте (здесь и далее под обоснованием подразумевается указание в проекте сведений, аргументов и доводов, подтверждающих возможность и (или) необходимость реализации проектного решения) и принятии всех необходимых мер безопасности, связанных с жизненным циклом применяемых материалов.

Применимость неметаллических материалов при предусмотренных проектом расчетных параметрах давления и температуры (включая их наихудшие сочетания), климатических особенностях места монтажа и работоспособности в контакте с рабочими средами должна быть подтверждена результатами исследований, проведенных изготовителем (поставщиком) материалов.

23. Минимальная допустимая температура стенки элемента технологического трубопровода определяется в проекте и соответствует:

а) абсолютной минимальной температуре наружного воздуха района размещения (эксплуатации), если температура стенки может стать отрицательной от воздействия окружающего воздуха, когда технологический трубопровод находится под давлением;

б) наименьшей отрицательной температуре транспортируемой среды, если она ниже абсолютной минимальной температуры наружного воздуха района размещения (эксплуатации), когда технологический трубопровод находится под давлением;

в) средней температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки района размещения (эксплуатации) с обеспеченностью 0,92, если температура стенки всегда положительная, когда технологический трубопровод находится под давлением.

24. Материалы, сборочные единицы и детали технологических трубопроводов изготавливаются и применяются в соответствии с требованиями документов на указанную продукцию (национальные стандарты, стандарты организаций, технические условия) и технической документации заводов-изготовителей.

Возможность применения материалов, сборочных единиц и деталей трубопроводов, изготовленных по нормативным документам иностранных государств, определяется и обосновывается разработчиком проекта.

25. Для изготовления трубопроводов применяются бесшовные и (или) сварные прямошовные трубы, прошедшие контроль герметичности и прочности при испытании гидравлическим давлением. Условия испытания определяются техническими требованиями (нормативным документом) к конкретным видам труб и (или) требованиями проекта.

При обосновании в проекте допускается стационарное применение цельносварных гофрированных стальных труб, включая конструкции с теплоизоляционными и (или) защитными слоями. Для сред 1-ой группы по техническому регламенту ТР ТС 032/2013 (далее — среда 1-ой (или иной соответствующей) группы) применение компрессионных соединений гофрированных труб не допускается.

26. Допускается применять в качестве труб обечайки, изготовленные в соответствии с национальными стандартами на сосуды и аппараты.

27. При прокладке технологических трубопроводов должно быть обеспечено следующее:

а) возможность использования предусмотренных проектом подъемно-транспортных механизмов оборудования и средств пожаротушения;

б) разделение на технологические узлы и блоки с учетом производства монтажных и ремонтных работ с применением средств механизации;

в) возможность выполнения всех видов работ по контролю, термической обработке сварных швов, испытанию, диагностированию;

г) защита технологических трубопроводов от коррозии, атмосферного и статического электричества;

д) наименьшая протяженность технологических трубопроводов;

е) исключение провисания и образования застойных зон;

ж) возможность самокомпенсации температурных деформаций технологических трубопроводов;

з) возможность проведения утепления, монтажа электрообогрева, дренирования, опорожнения, пропарки, продувки инертными газами (если указанные мероприятия предусмотрены проектом);

и) безопасный доступ для проведения периодических мероприятий (осмотр, диагностирование, обслуживание), предусмотренных в руководствах (инструкциях) по эксплуатации, на всей протяженности технологического трубопровода.

28. Величины уклонов технологических трубопроводов, достаточные для обеспечения их опорожнения с учетом подвижности среды, или отсутствие уклонов обосновываются в проекте.

29. Для технологических трубопроводов с рабочими средами, относящимися к 1-ой группе, в границах опасного производственного объекта, прокладка должна быть надземной на несгораемых конструкциях — эстакадах, этажерках, стойках, опорах. Допускается прокладка таких трубопроводов на участках присоединения к насосам и компрессорам в непроходных каналах.

В непроходных каналах допускается прокладка технологических трубопроводов, транспортирующих вязкие, легкозастывающие и горючие жидкости (например, мазут, масла), а также в технически обоснованных случаях — прокладка дренажных трубопроводов со средой 1-ой группы, предназначенных для периодического опорожнения оборудования.

Применение низких опорных конструкций допускается в тех случаях, когда это не препятствует движению транспорта, применению средств пожаротушения и не затрудняет движение по путям эвакуации.

30. Для технологических трубопроводов взрывопожароопасных веществ допускается, помимо надземной прокладки, также прокладка в каналах (закрытых или с засыпкой песком), тоннелях или в грунте. При прокладке в грунте рабочая температура технологического трубопровода не должна превышать 150 °C.

31. Каналы для технологических трубопроводов со средами 1-ой группы следует выполнять из сборных несгораемых конструкций, перекрывать железобетонными конструкциями (плитами), засыпать песком и предусматривать защиту от проникновения в них грунтовых вод (при наличии риска проникновения грунтовых вод).

32. Прокладка технологических трубопроводов в полупроходных каналах допускается только на отдельных участках трассы протяженностью не более 100 м, в основном — при пересечении технологическими трубопроводами с горючими жидкостями внутризаводских железнодорожных путей и автомобильных дорог с усовершенствованным покрытием. При этом в полупроходных каналах предусматривается проход шириной не менее 0,6 м и высотой не менее 1,5 м до выступающих конструкций. На концах канала должны быть выходы и люки.

33. В местах ввода (вывода) технологических трубопроводов со средами 1-ой группы в цех (из цеха) по каналам или тоннелям должны быть предусмотрены средства по предотвращению попадания вредных и горючих веществ из цеха в канал и обратно (установка диафрагм из несгораемых материалов или устройство водо- и газонепроницаемых перемычек в каждом конкретном случае определяется проектом).

34. Расстояние между осями смежных технологических трубопроводов и от технологических трубопроводов до строительных конструкций как по горизонтали, так и по вертикали должно предусматривать возможность сборки, ремонта, осмотра, нанесения изоляции, а также учитывать величины смещения технологического трубопровода при температурных деформациях. При наличии на технологических трубопроводах арматуры для обогревающих спутников предусматриваются условия ее доступности.

Расстояния между крайними выступающими частями технологического трубопровода при обслуживании должны быть не менее:

для неизолированных технологических трубопроводов с номинальными диаметрами (далее — DN) <= 600 — 50 мм;

для неизолированных технологических трубопроводов при DN > 600 и всех трубопроводов с тепловой изоляцией — 100 мм.

Расстояние между нижней образующей или теплоизоляционной конструкцией и полом или дном канала — не менее 100 мм.

35. Не допускается прокладка технологических трубопроводов внутри административных, бытовых, хозяйственных помещений и в помещениях электрораспределительных устройств, электроустановок, щитов автоматизации, в помещениях трансформаторов, вентиляционных камер, тепловых пунктов, на путях эвакуации персонала (например, лестничные клетки, коридоры), а также транзитом через помещения любого назначения.

36. Не допускается размещать арматуру, дренажные устройства, разъемные соединения в местах пересечения надземными технологическими трубопроводами автомобильных и железных дорог, пешеходных переходов, над дверными проемами, под и над окнами и балконами. В случае необходимости применения разъемных соединений (например, для технологических трубопроводов с внутренним защитным покрытием) должны предусматриваться защитные поддоны.

37. По несгораемой поверхности несущих стен производственных зданий допускается прокладывать внутрицеховые трубопроводы (технологические трубопроводы, соединяющие машины и оборудование в рамках технологической установки, цеха, включая соединяющие технологические узлы и секции в границах цеха) DN <= 200, исходя из допускаемых нагрузок на эти стены. Такие технологические трубопроводы должны располагаться на 0,5 м ниже или выше оконных и дверных проемов. При этом технологические трубопроводы с легкими газами располагаются выше, а с тяжелыми — ниже оконных и дверных проемов. Прокладка технологических трубопроводов по стенам зданий со сплошным остеклением, а также по легкосбрасываемым конструкциям не допускается.

38. Внутрицеховые трубопроводы сред 1-ой группы и газопроводы со средами 2-ой группы при DN <= 100 допускается прокладывать по наружной поверхности глухих стен вспомогательных помещений.

39. Прокладка технологических трубопроводов на низких и высоких отдельно стоящих опорах или эстакадах возможна при любом сочетании трубопроводов независимо от свойств и параметров транспортируемых веществ. При этом технологические трубопроводы с веществами, смешение которых при разгерметизации может привести к аварии, следует располагать так, чтобы исключалось взаимное смешение перекачиваемых сред в случае разгерметизации.

При многоярусной прокладке технологические трубопроводы кислот, щелочей и других агрессивных веществ следует располагать на самых нижних ярусах. Необходимо предусматривать меры, направленные на исключение попадания предусмотренных протечек (например, через фланцевые соединения) на конструкции или оборудование (например, сбор и отвод протечек).

Не допускается прокладка технологических трубопроводов для кислот, щелочей, других агрессивных веществ, а также паропроводов над рабочими площадками, проходами (за исключением технологических трубопроводов, заключенных в специальные желоба (короба), исключающие накопление и (или) протечку опасных сред и оборудованные отводом утечек в безопасные места, определяемые проектом) и рабочими местами. Не допускается прокладка любых технологических трубопроводов через дымовые трубы, борова и подобные устройства.

40. Установка П-образных компенсаторов над проездами и дорогами допускается только при обосновании в проекте невозможности или нецелесообразности их размещения в других местах.

41. При прокладке на эстакадах технологических трубопроводов, требующих регулярного обслуживания (не менее одного раза в смену), а также на заводских эстакадах должны быть проходные мостики, количество которых определяется проектом, из несгораемых материалов шириной не менее 0,6 м и с перилами высотой не менее 1,1 м, а через каждые 200 м и в торцах эстакады при расстоянии менее 200 м — вертикальные лестницы с шатровым ограждением или маршевые лестницы.

42. При прокладке технологических трубопроводов на низких опорах должны соблюдаться установленные проектом расстояния от поверхности земли до низа трубы (теплоизоляции). Для перехода через технологические трубопроводы должны быть оборудованы пешеходные мостики.

Допускается укладка технологических трубопроводов диаметром до 300 мм включительно в два яруса и более, при этом расстояние от поверхности площадки до верха труб или теплоизоляции верхнего яруса должно быть не более 1,5 м. Отступления от указанных в данном пункте расстояний обосновываются в проекте.

43. В случаях, если расчетом на прочность и устойчивость подтверждена несущая способность технологического трубопровода, допускается крепление к нему других трубопроводов меньшего диаметра. Не допускается такой способ крепления к технологическим трубопроводам (за исключением теплоспутников):

со средой 1-ой группы;

с температурой стенки выше 300 °C или ниже минус 40 °C;

с номинальным давлением более 10 МПа.

44. Технологические трубопроводы, проходящие через стены или перекрытия зданий, следует заключать в специальные гильзы или футляры. Сварные и разъемные соединения трубопроводов внутри футляров или гильз не допускаются.

Технологические трубопроводы в производственных помещениях должны прокладываться открыто.

45. На трубопроводах выброса в атмосферу от аппаратов, содержащих взрыво- и пожароопасные среды, должны устанавливаться огнепреградители.

46. Всасывающие и нагнетательные коллекторы компрессоров со средами 1-ой группы располагают вне машинных залов. Отключающая от коллектора арматура (запорная арматура) на всасывающем технологическом трубопроводе к каждой машине должна быть установлена у коллектора вне здания с целью ограничения количества вредных и взрывопожароопасных веществ, которые могут попасть в помещение при аварийных ситуациях. На нагнетательных линиях компрессоров, работающих на общий коллектор, предусматривают установку обратных клапанов между компрессором и запорной арматурой. Допускается установка вспомогательного оборудования (например, охладителей, сепараторов) между компрессором и обратным клапаном.

47. Межцеховые трубопроводы (технологические, трубопроводы, соединяющие отдельные технологические установки, цеха (состоящие из отдельных технологических узлов, секций), отдельно стоящие здания (не входящие в состав технологических установок), склады, парки и другие объекты общезаводского хозяйства, расположенные в пределах территории промышленных предприятий) для сред 1-ой группы не допускается прокладывать под и над зданиями. Технологические трубопроводы взрывопожароопасных сред не допускается укладывать в общих каналах с паропроводами, теплопроводами, кабелями силового и слабого токов.

48. Подземные технологические трубопроводы, прокладываемые непосредственно в грунте, в местах пересечения автомобильных дорог и железных дорог, должны быть размещены в защитных металлических или бетонных трубах, концы которых должны отстоять от головки рельсов или от бровки обочины дороги не менее чем на 2 м; расстояние от верхней образующей защитной трубы до подошвы шпалы железнодорожного пути должно быть не менее 1 м, до бровки полотна автодороги — не менее 0,5 м.

49. Свободная высота эстакад для технологических трубопроводов над проездами и проходами должна быть не менее:

5,55 м — для железнодорожных путей (над головкой рельса);

5,0 м — для автомобильных дорог (4,5 м при обосновании в проекте);

2,2 м — для пешеходных дорог.

Наличие фланцевых соединений технологических трубопроводов над проездами и проходами допускается только в обоснованных в проекте случаях. Фланцевые соединения технологических трубопроводов, транспортирующих опасные вещества в жидком состоянии на указанных участках, должны иметь защитные устройства с отводом жидкостей в безопасное место, определенное проектом.

50. При пересечении высокими эстакадами железнодорожных путей и автомобильных дорог расстояние по горизонтали от грани наземной части ближайшей опоры эстакады должно быть не менее:

2,45 м — до оси железнодорожного пути нормальной колеи;

1,0 м — до бордюра автомобильной дороги.

51. Места пересечения эстакад с воздушными линиями электропередач должны соответствовать проекту и требованиям настоящих Правил.

Воздушные линии электропередач на пересечениях с эстакадами должны проходить только над технологическими трубопроводами. Минимальное расстояние по вертикали от верхних трубопроводов эстакады до линий электропередач (нижних проводов с учетом их провисания) в зависимости от напряжения определяется в соответствии с национальными стандартами.

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

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

52. При подземной прокладке технологических трубопроводов, в случае одновременного расположения в одной траншее двух и более трубопроводов, их располагают в один ряд (в одной горизонтальной плоскости). Расстояние между ними по крайним выступающим частям, в зависимости от номинального диаметра технологических трубопроводов, должно составлять:

по DN 32 мм — не менее 0,1 м;

свыше DN 32 по DN 50 мм — не менее 0,15 м;

свыше DN 50 по DN 150 мм — не менее 0,2 м;

свыше DN 150 по DN 300 мм — не менее 0,4 м;

свыше DN 300 мм — не менее 0,5 м.

При подземной прокладке технологических трубопроводов в защитных футлярах расстояние между ними определяется проектом.

53. Стальные подземные технологические трубопроводы должны быть защищены от почвенной коррозии и коррозии блуждающими токами в соответствии с проектом.

54. Глубина заложения подземных технологических трубопроводов должна быть не менее 0,6 м от поверхности земли до верхней части трубы или теплоизоляции в тех местах, где не предусмотрено движение транспорта, а на остальных участках — по проекту, исходя из условий сохранения прочности трубопровода с учетом всех действующих нагрузок.

Технологические трубопроводы, транспортирующие застывающие, увлажненные и конденсирующиеся вещества, должны располагаться на 0,1 м ниже глубины промерзания грунта, с уклоном к конденсатосборникам, другим емкостям или аппаратам.

55. При условии применения защиты от блуждающих токов (с приведением обоснования в проекте) допускается размещение технологических трубопроводов на расстоянии менее 11 метров от пересечения и сближения с рельсовыми путями электрифицированных железных дорог и других источников блуждающих токов.

В местах пересечения подземных технологических трубопроводов с путями электрифицированных железных дорог применяют диэлектрические прокладки.

56. Над эстакадами внутрицеховых трубопроводов в местах отсутствия фланцевых и других соединений разрешается установка воздушных холодильников.

57. На вводах (и выводах) технологических трубопроводов в цеха, в технологические узлы и в установки должна устанавливаться запорная арматура.

На вводах технологических трубопроводов для горючих газов (в том числе сжиженных), легковоспламеняющихся и горючих жидкостей номинальным диаметром DN >= 400 должна быть установлена запорная арматура с дистанционным управлением и ручным дублированием.

58. Запорная арматура вводов технологических трубопроводов с дистанционным управлением должна располагаться вне здания на расстоянии не менее 3 м и не более 50 м от стены здания или ближайшего аппарата, расположенного вне здания.

Дистанционное управление запорной арматурой следует располагать в пунктах управления, операторных и других безопасных местах с постоянным присутствием персонала. Допускается располагать управление арматурой в производственных помещениях при условии дублирования его из безопасного места.

Управление запорной арматурой с дистанционным управлением, предназначенной для аварийного сброса газа, следует осуществлять из операторной.

59. На внутрицеховых обвязочных трубопроводах установка и расположение запорной арматуры должны обеспечивать возможность герметичного отключения каждого агрегата или технологического аппарата, а также всего трубопровода.

Для уменьшения усилий при открывании запорной арматуры с ручным приводом при диаметре номинальном (далее — DN) > 500 и номинальном давлении (далее — PN) <= 1,6 МПа или при DN > 350 и PN > 1,6 МПа следует предусматривать обводные линии (байпасы) для выравнивания давлений во входном и выходном патрубках запорной арматуры и (или) применять другие методы снижения усилий. Необходимость применения технических решений, направленных на уменьшение усилий, обосновывается в проекте.

60. Регулирующая арматура, обеспечивающая параметры непрерывного технологического процесса, в случаях, определяемых разработчиком проекта и обоснованных в проекте, устанавливается с байпасной линией, содержащей запорную арматуру.

61. В местах установки арматуры массой более 50 кг в границах предприятий проектом должны быть предусмотрены переносные (передвижные) или стационарные средства механизации для монтажа и демонтажа.

62. На нагнетательных линиях насосов предусматривают установку обратного клапана между нагнетателем и запорной арматурой. На центробежных насосах, работающих в системе без избыточного давления, допускается обратный клапан не ставить, при этом должен быть исключен подсос воздуха из окружающей среды.

63. На технологических трубопроводах со средами 1-ой группы, подающих продукт в емкости (сосуды), работающие под избыточным давлением, должны устанавливаться обратные клапаны, если нет другого устройства, предотвращающего перемещение транспортируемых веществ обратным ходом.

64. Для герметичного отключения от коллектора агрегатов (технологических аппаратов) с рабочим давлением (далее — Рр) >= 4 МПа (40 кгс/см2) на технологических трубопроводах взрывопожароопасных сред следует устанавливать две единицы запорной арматуры с дренажным устройством между ними.

На технологических трубопроводах со средами 1-ой группы с рабочим давлением Рр < 4 МПа, а также для горючих жидкостей, независимо от давления, устанавливают одну единицу запорной арматуры и дренажную арматуру с заглушкой.

Дренажная арматура трубопроводов опасных веществ 1-го и 2-го классов опасности и жидких сероводородсодержащих сред должна соединяться с закрытой системой, для других сред — не регламентируется (определяется разработчиком проекта).

65. Трубопроводная арматура должна размещаться в местах, доступных для удобного и безопасного ее обслуживания и ремонта. Ручной привод арматуры должен располагаться на высоте не более 1,8 м от уровня пола или площадки, с которой ведется управление. При использовании арматуры не реже одного раза в смену привод следует располагать на высоте не более 1,6 м. При большей высоте расположения арматуры необходимо предусматривать площадки и лестницы.

66. На вводе технологических трубопроводов в производственные цехи, технологические узлы и установки, если максимально возможное рабочее давление среды в трубопроводе превышает расчетное давление оборудования, в которое ее направляют, необходимо предусмотреть редуцирующее устройство (автоматическое для непрерывных процессов или ручное для периодических) с манометром и предохранительным клапаном на стороне низкого давления.

67. Технологические трубопроводы монтируют на опорах или подвесках. Тип опор и (или) подвесок, их расположение и расстояние между ними определяются проектной организацией и приводятся в проекте. Корректность принятых решений подтверждается поверочным расчетом на прочность, учитывающим возможное разгружение опорных конструкций (подъема трубопровода над опорами) при режимах работы, предусмотренных проектом.

Опоры и подвески следует располагать максимально близко к сосредоточенным нагрузкам, арматуре, фланцам, фасонным деталям.

68. При выборе материалов для опорных конструкций, подвесок, размещаемых вне помещений и в неотапливаемых помещениях, за расчетную температуру принимают температуру воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92.

69. Материал элементов опор и подвесок, привариваемых к технологическому трубопроводу, должен соответствовать материалу технологического трубопровода.

70. Для технологических трубопроводов, подверженных вибрации, применяют опоры с хомутом или, при соответствующем обосновании в проекте, специальные демпфирующие опорные конструкции (вязкоупругие или сухого трения). Подвески для таких трубопроводов допускаются в качестве дополнительного способа крепления.

71. Катковые и шариковые опоры не допускается применять при прокладке технологических трубопроводов в каналах.

72. В случаях, когда проектом предусматривается продувка паром или промывка горячей водой технологических трубопроводов, компенсирующая способность технологических трубопроводов должна быть рассчитана на эти условия.

73. Не допускается применять сальниковые компенсаторы на технологических трубопроводах со средами 1-ой группы. Для трудногорючих и негорючих веществ сальниковые компенсаторы допускается применять только в случаях, обоснованных в проекте.

74. П-, Г-, Z-образные компенсаторы допускается применять для технологических трубопроводов всех категорий.

75. Не допускается установка линзовых компенсаторов на технологических трубопроводах, контактирующих с коррозионно-активными веществами. При установке линзовых компенсаторов на горизонтальных газопроводах с конденсирующимися газами для каждой линзы должен быть предусмотрен дренаж конденсата.

76. Качество компенсаторов, подлежащих установке на технологических трубопроводах, должно подтверждаться сведениями, отраженными в передаваемых потребителю паспортах, сертификатами и (или) документами о качестве, оформленными заводами-изготовителями.

77. Необходимость применения тепловой изоляции определяется в каждом конкретном случае отдельно, в зависимости от свойств транспортируемых веществ, места и способа прокладки технологического трубопровода, требований технологического процесса, требований безопасности труда и взрывопожаробезопасности.

Обязательной тепловой изоляции трубопроводы подлежат в следующих случаях:

а) для обеспечения требований технологического процесса (ограничение тепло- или холодопотерь, предотвращения конденсации или вскипания продукта, образования ледяных, гидратных или иных пробок) и обеспечения энергоэффективности;

б) для исключения конденсации влаги на внутренней поверхности технологического трубопровода, транспортирующего газообразный продукт, который при конденсации может оказывать агрессивное воздействие на материал трубы;

в) в соответствии с требованиями безопасности (ограничение температуры на поверхности теплоизолирующей конструкции в зависимости от местоположения трубопровода и свойств транспортируемого продукта);

г) для исключения конденсации влаги из окружающего воздуха в помещениях, а в необходимых случаях — и на открытом воздухе, на трубопроводах с отрицательной температурой продукта (ограничение температуры на поверхности теплоизоляционной конструкции);

д) необходимости обеспечения температурных условий в помещении (ограничение общего теплового потока).

Тепловая изоляция одновременно может выполнять функции огнезащиты и защиты от шума.

78. Запрещается применять элементы теплоизоляционных конструкций из горючих материалов для технологических трубопроводов со средами 1-ой группы, а также технологических трубопроводов со средами 2-ой группы при надземной прокладке для внутрицеховых линий, расположенных в тоннелях или на путях эвакуации обслуживающего персонала.

79. Для технологических трубопроводов, подверженных ударным нагрузкам и вибрации, не допускается применять порошкообразные теплоизоляционные материалы, минеральную вату (за исключением базальтового супертонкого волокна) и вату из непрерывного стеклянного волокна. Допустимость применения материалов в предусмотренных проектом условиях эксплуатации подтверждается результатами исследований, проведенных изготовителем (поставщиком) материалов.

80. При транспортировке агрессивных веществ защиту от коррозии внутренней поверхности технологических трубопроводов следует обеспечивать с учетом химических и физических свойств веществ, конструкции и материалов элементов трубопроводов, условий эксплуатации.

81. Вид и систему защиты от коррозии наружной поверхности технологических трубопроводов в зависимости от способа и условий их прокладки, характера и степени коррозионной активности внешней среды, степени опасности блуждающих и (или) индуцированных токов, свойств и параметров транспортируемой среды выполняют в соответствии с требованиями проекта.

82. Технологические трубопроводы должны иметь опознавательную окраску, предупреждающие знаки и маркировочные щитки.

III. ТРЕБОВАНИЯ К ТРУБОПРОВОДНОЙ АРМАТУРЕ

83. Основные показатели назначения арматур, устанавливаемые в конструкторской и эксплуатационной документации, следующие:

а) номинальное давление PN (с учетом рабочего и (или) расчетного давления);

б) номинальный диаметр DN;

в) рабочая среда;

г) расчетная температура (максимальная температура рабочей среды);

д) допустимый перепад давлений;

е) герметичность затвора (класс герметичности или величина утечки);

ж) монтажная длина;

з) климатическое исполнение (с параметрами окружающей среды);

и) стойкость к внешним воздействиям (сейсмические, вибрационные);

к) масса.

Дополнительные показатели для конкретных видов арматуры устанавливаются в соответствии с национальными стандартами.

84. Арматура должна быть испытана в соответствии с требованиями проекта и документации завода-изготовителя, при этом обязательный объем испытаний должен включать испытания:

а) на прочность и плотность материала корпусных деталей и сварных швов, находящихся под давлением;

б) на герметичность относительно внешней среды по уплотнению подвижных (сальник, сильфон) и неподвижных (например, прокладочных) соединений;

в) на герметичность затвора (для сред 1-ой группы при испытании не должно быть видимых утечек);

г) на работоспособность — проверка функционирования.

Результаты испытаний должны быть отражены в паспорте арматуры.

85. Применение запорной арматуры в качестве регулирующей (дросселирующей) не допускается.

86. Материалы трубопроводной арматуры должны быть стойкими по отношению к транспортируемой среде, соответствовать параметрам и условиям эксплуатации. Арматуру из цветных металлов и их сплавов допускается применять в тех случаях, когда стальная и чугунная арматура не могут быть использованы.

87. Арматуру из углеродистых и легированных сталей следует применять в составе трубопроводов, транспортирующих рабочие среды, вызывающие коррозию со скоростью не более 0,5 мм/год.

88. Арматуру из серого и ковкого чугуна не допускается применять в следующих случаях:

а) на трубопроводах, подверженных вибрации;

б) на трубопроводах, работающих при резкопеременном температурном режиме;

в) при возможности значительного охлаждения арматуры в результате дроссель-эффекта;

г) на трубопроводах с рабочими средами, содержащими воду или другие замерзающие жидкости, при температуре стенки трубопровода ниже 0 °C независимо от давления;

д) в обвязке насосных агрегатов при установке насосов на открытых площадках;

е) в обвязке резервуаров и емкостей для хранения взрывопожароопасных и токсичных веществ.

89. В гидроприводе арматуры следует применять незамерзающие жидкости, соответствующие условиям эксплуатации.

90. Для технологических трубопроводов с номинальным давлением более 35 МПа применение литой арматуры не допускается.

91. В комплект поставки трубопроводной арматуры должна входить эксплуатационная документация в объеме, соответствующем требованиям технических регламентов.

92. Перед монтажом арматуру необходимо подвергнуть входному контролю и испытаниям в объеме, предусмотренном руководством по эксплуатации.

93. Для защиты технологических трубопроводов от превышения давления применяются предохранительные устройства. Требования к выбору и настройке предохранительных устройств, необходимость установки и расположение предохранительных устройств устанавливаются проектом и документацией завода-изготовителя с учетом требований технических регламентов.

IV. ТРЕБОВАНИЯ К ДРЕНАЖАМ И ПРОДУВКАМ ТРУБОПРОВОДОВ

94. Все технологические трубопроводы, независимо от транспортируемой среды, должны иметь дренажи для слива воды или специальных смесей после гидравлического испытания и (или) воздушники в верхних точках технологических трубопроводов для удаления газа. Способ дренирования (устройствами для технологического дренажа и (или) специальными штуцерами) определяется проектом.

95. Опорожнение технологических трубопроводов должно производиться в технологическое оборудование (стационарные и (или) передвижные емкости), имеющее устройства для периодического или непрерывного отвода жидкости, или другими, предусмотренными проектом, способами. При невозможности обеспечения полного опорожнения в нижних точках технологических трубопроводов следует предусматривать специальные дренажные устройства непрерывного или периодического действия.

96. Технологические трубопроводы, в которых возможна конденсация продукта, должны иметь дренажные устройства для непрерывного удаления жидкости.

В качестве дренажных устройств непрерывного действия в зависимости от свойств и параметров рабочей среды применяются конденсатоотводчики, гидравлические затворы, сепараторы и другие устройства с отводом жидкости в закрытые системы и сборники в соответствии с проектом.

97. Непрерывный отвод дренируемой жидкости из технологического трубопровода предусматривают из специального штуцера-кармана, ввариваемого в дренируемый трубопровод.

98. Дренажные устройства для аварийного опорожнения проектируют стационарными конструкциями.

Для дренажа опасных веществ 1-го и 2-го классов опасности и сжиженных газов использование устройств для опорожнения с применением гибких шлангов не допускается.

99. Для прогрева и продувки технологических трубопроводов, в которых возможна конденсация продукта, на вводе в производственные цеха, технологические узлы и установки перед запорной арматурой, а также на всех участках трубопроводов, отключаемых запорными органами, должен быть предусмотрен в концевых точках дренажный штуцер с запорным клапаном (и заглушкой — для опасных веществ 1-го и 2-го классов опасности).

100. Для технологических трубопроводов со средами 1-ой группы должны быть предусмотрены в начальных и конечных точках штуцера с арматурой и заглушкой для продувки их инертным газом или водяным паром и (или) промывки водой либо специальными растворами.

Подвод (отвод) инертного газа, пара, воды или промывочной жидкости к технологическим трубопроводам должен производиться с помощью съемных участков трубопроводов или гибких шлангов. По окончании продувки (промывки) съемные участки или шланги должны быть сняты, а на запорную арматуру установлены заглушки.

Для аварийной продувки и (или) пропарки оборудования и технологических трубопроводов предусматриваются стационарные трубопроводы.

101. Применение гибких шлангов для удаления сжиженных газов из стационарного оборудования не допускается.

102. Для заполнения и опорожнения нестационарного оборудования (слив и налив железнодорожных цистерн, автоцистерн, контейнеров, бочек и баллонов) допускается применение гибких шлангов, рассчитанных на соответствующее давление и рабочую среду.

103. Технологические трубопроводы с рабочей средой, относящейся к опасным веществам 1-го и 2-го классов опасности, следует продувать в специальные сбросные трубопроводы с последующим использованием или обезвреживанием продувочных газов и паров. Продувку остальных технологических трубопроводов допускается осуществлять через продувочные свечи в атмосферу.

104. Продувочные свечи и трубопроводы выброса от предохранительных клапанов в нижних точках должны иметь дренажные отверстия и штуцера с арматурой либо другие устройства, исключающие возможность скопления жидкости в результате конденсации.

V. ТРЕБОВАНИЯ К БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

V.I. Монтаж технологических трубопроводов

105. Монтаж технологических трубопроводов взрывопожароопасных производств с блоками I категории взрывоопасности следует осуществлять на основе узлового или комплектно-блочного метода.

106. При монтаже технологических трубопроводов следует осуществлять входной контроль качества материалов, деталей трубопроводов и арматуры на соответствие их сертификатам, стандартам, техническим условиям и другой технической документации, а также операционный контроль качества выполненных работ. Результаты входного контроля оформляют актом с приложением всех документов, подтверждающих качество изделий.

107. Не допускается монтаж сборочных единиц, труб, деталей, других изделий, загрязненных, поврежденных коррозией, глубиной, превышающей 1/2 предельного отклонения по толщине стенки, деформированных, с поврежденными защитными покрытиями.

108. При сборке технологических трубопроводов под сварку не допускается нагрузка на сварной стык до его полного остывания после сварки и термообработки (если она предусмотрена проектом).

109. Расстояние от кольцевого сварного шва до края опоры или подвески должно обеспечить возможность его контроля (методами, предусмотренными в проекте) и, в случаях, предусмотренных в проекте, его термообработки.

110. Не допускается выравнивание перекосов фланцевых соединений натяжением болтов (шпилек), а также применением клиновых прокладок.

111. Монтаж технологического трубопровода разрешается только после установки и закрепления опорных конструкций и подвесок в соответствии с требованиями проекта. Сборочные единицы и узлы технологических трубопроводов должны быть уложены не менее чем на две опоры (или закреплены на двух подвесках) с защитой их от опрокидывания или разворота.

112. Трубопроводная арматура, имеющая механический или электрический привод, до передачи ее в монтаж должна проходить проверку работоспособности привода.

113. Линзовые, сильфонные и сальниковые компенсаторы следует устанавливать в сборочных единицах и блоках коммуникаций при их укрупненной сборке, применяя при этом дополнительные элементы жесткости для предохранения компенсаторов от деформации и от повреждения во время транспортировки, подъема и установки. По окончании монтажа временно установленные элементы удаляют.

114. Технологические трубопроводы, пересекающие железнодорожные пути, автодороги, проезды и другие инженерные сооружения, следует монтировать после согласования прокладки в установленном законодательством порядке.

115. Сборочные единицы и детали технологических трубопроводов должны соответствовать требованиям, предусмотренным законодательством о техническом регулировании.

116. Крепежные детали должны быть из одной партии и затянуты с помощью устройств, обеспечивающих контроль усилия затяжки. Порядок сборки соединений и контроля усилий затяжки должен соответствовать проекту.

V.II. Требования к документации технологических трубопроводов, монтируемых из поставляемых заводами-изготовителями технологических трубопроводов или сборочных единиц

117. В комплект поставки технологических трубопроводов или сборочных единиц должна входить следующая техническая и эксплуатационная документация:

а) сборочный чертеж технологического трубопровода или сборочной единицы;

б) паспорта на сборочные единицы технологических трубопроводов комплектных трубопроводных линий;

в) паспорта на арматуру, паспорта или документы о приемочном контроле на детали технологического трубопровода;

г) документы о подтверждении соответствия техническому регламенту (если техническим регламентом предусмотрена форма оценки соответствия);

д) ведомость на упаковку (комплектовочная ведомость);

е) упаковочный лист в трех экземплярах, из которых один экземпляр отправляется почтой, один экземпляр помещают в упаковочном ящике, один экземпляр — на упаковочном ящике.

118. Каждое упаковочное место труб, поставляемых метражом и входящих в поставочный блок, маркируют с указанием номера технологической установки, номера поставочного блока, номера трубопроводной линии и (или) другой маркировки, предусмотренной в проекте. Маркировка наносится не менее чем с двух сторон упаковки. Способ нанесения маркировки должен обеспечивать ее сохранность и выбирается заводом-изготовителем, если иное не указано в проекте.

119. На каждый технологический трубопровод должна быть оформлена и передана эксплуатирующей организации следующая техническая и эксплуатационная документация:

а) паспорт технологического трубопровода;

б) документы о качестве труб и деталей технологического трубопровода;

в) сведения о сварных соединениях;

г) перечень арматуры, входящей в сборочные единицы комплектных технологических линий, эксплуатационная документация арматуры;

д) акты ревизии и испытания арматуры;

е) акты гидравлического испытания сборочных единиц;

ж) свидетельство (удостоверение) о качестве монтажа технологического трубопровода;

з) документы о подтверждении соответствия требованиям технических регламентов (в случаях, установленных законодательством о техническом регулировании).

V.III. Требования к производству сварочных работ, термической обработке и неразрушающему контролю качества сварных соединений

120. Сварочные материалы, процедуры сварки, требования к конструкции и качеству сварных соединений, разрушающий и неразрушающий контроль, необходимые испытания сварных соединений, их термообработка должны удовлетворять требованиям проекта.

121. Необходимость выполнения термической обработки сварных соединений и ее режимы (такие как скорость нагрева, температура при выдержке, продолжительность выдержки, скорость охлаждения, охлаждающая среда) должны быть указаны в технических условиях и (или) проекте. Допускается определение режимов термической обработки согласно производственно-технологической документации, если это не противоречит требованиям проекта.

После холодной гибки гнутые участки труб из углеродистых и низколегированных сталей подлежат термической обработке согласно производственно-технологической документации, 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 °C для углеродистых и низколегированных сталей и не ниже 850 °C для аустенитных сталей.

122. Объем контроля сварных соединений ультразвуковым или радиографическим методом в процентах от общего числа, сваренных каждым сварщиком (но не менее одного) соединений:

а) для технологических трубопроводов, работающих под давлением, имеющих категорию (попадающих под категорирование) по техническому регламенту ТР ТС 032/2013:

б) для технологических трубопроводов, работающих под вакуумом:

в) для технологических трубопроводов, работающих под давлением, но не имеющих категории (не попадающих под категорирование) по техническому регламенту ТР ТС 032/2013, объем контроля сварных соединений ультразвуковым или радиографическим методом определяется проектом.

123. Определение наличия основных легирующих элементов в сварных соединениях легированных сталей осуществляется стилоскопированием в соответствии с указаниями проекта. При отсутствии в проекте указаний объем контроля составляет:

а) для технологических трубопроводов с расчетным давлением не более 10 МПа — выборочно, но не менее двух соединений, выполненных одним сварщиком с использованием сварочных материалов из одной партии;

б) для технологических трубопроводов опасных веществ 1-го и 2-го классов опасности — 100%;

в) для технологических трубопроводов при расчетном давлении выше 10 МПа — 100%.

Результаты стилоскопирования признаются удовлетворительными, если при контроле количественно подтвержден компонентный состав определяемых химических элементов в наплавленном 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.

V.IV. Общие требования к испытанию и приемке технологических трубопроводов

124. Технологические трубопроводы после окончания монтажных, сварочных работ, термообработки, контроля качества сварных соединений неразрушающими методами, а также после установки и окончательного закрепления всех опор, подвесок и оформления документов, подтверждающих качество выполненных работ, подвергаются наружному осмотру, испытанию на прочность и плотность, и при необходимости, определяемой согласно пункту 164 настоящих Правил, — дополнительному испытанию на герметичность с определением падения давления.

125. Вид испытания (на прочность и плотность, дополнительное испытание на герметичность), способ испытания (гидравлический, пневматический), величина испытательного давления и продолжительность испытания определяются проектной организацией и указываются в проекте и (или) рабочей документации для каждого технологического трубопровода.

126. Состояние пружинных опор и подвесок в процессе испытаний определяется проектом по результатам расчета технологического трубопровода на прочность.

127. Если конструкция технологического трубопровода не позволяет проведение визуального контроля (проложенные в канале трубопроводы или подземная прокладка) и неразрушающего контроля или гидравлического (пневматического) испытания, проектом, рабочей или конструкторской документацией должны быть установлены периодичность и объем контроля, обеспечивающие своевременное выявление дефектов.

128. С целью проверки готовности технологического трубопровода к проведению испытаний осуществляется наружный осмотр, при котором проверяют соответствие смонтированного трубопровода проекту. Решение о готовности технологического трубопровода принимает монтажная организация по согласованию с эксплуатирующей организацией.

129. Испытанию подвергают технологический трубопровод полностью. Допускается проводить испытание технологического трубопровода отдельными участками, при этом разбивку на участки проводит монтажная организация по согласованию с эксплуатирующей организацией и (или) проектная организация.

130. При испытании на прочность и плотность испытываемый технологический трубопровод и (или) участок технологического трубопровода (под участком подразумевается часть технологического трубопровода из одного материала, по которому транспортируется среда при постоянном давлении и температуре) должен быть отсоединен от аппаратов и других трубопроводов заглушками. Использование запорной арматуры для отключения испытываемого трубопровода (участка) не допускается. При невозможности отсоединения технологического трубопровода в проекте обосновываются безопасные условия проведения испытаний.

131. Места расположения заглушек, устанавливаемых на время проведения испытания, должны быть отмечены предупредительными знаками, обеспечивающими однозначную идентификацию их наличия.

132. Испытания на прочность и плотность проводят последовательно без опорожнения испытываемого технологического трубопровода от содержимого (испытательной среды). Испытательное давление в технологическом трубопроводе выдерживают согласно требованиям проектом, рабочей или конструкторской документацией документации к испытанию на прочность, после чего его снижают до рабочего давления и проводят испытание на плотность.

133. Разрешается проводить испытания с нанесенным антикоррозионным покрытием и теплоизоляцией технологических трубопроводов, состоящих из бесшовных труб или заранее изготовленных и испытанных трубных сборок (независимо от применяемых труб), при условии, что сварные монтажные стыки и фланцевые соединения имеют доступ для проведения осмотра.

134. Давление при испытании должно контролироваться как минимум двумя средствами измерения давления с классом точности не ниже 1,5, имеющими действующие свидетельства о прохождении поверки. Один прибор устанавливается у источника давления, второй — в наиболее удаленной от источника давления точке технологического трубопровода.

135. Испытание на прочность и плотность технологических трубопроводов с номинальным давлением не более 10 МПа осуществляется гидравлическим способом.

Допускается проведение пневматического испытания на прочность в следующих случаях:

а) если несущие строительные конструкции или опоры не рассчитаны на заполнение технологического трубопровода водой;

б) при температуре окружающего воздуха ниже 5 °C и обоснованной невозможности применения низкозамерзающих жидкостей;

в) иных случаях, исключающих возможность проведения гидравлического испытания, обоснованных в проекте.

Пневматическое испытание на прочность технологических трубопроводов, расположенных в действующих цехах или на эстакадах, в каналах или лотках рядом с действующими технологическими трубопроводами, проводится с обязательным контролем методом акустической эмиссии. При обосновании в проекте условий безопасного проведения работ метод акустической эмиссии допускается не применять.

До проведения пневматических испытаний разрабатывается инструкция, содержащая мероприятия, исключающие возможность разрушения технологических трубопроводов, в том числе в случае появления критического сигнала акустической эмиссии. Инструкция по проведению испытания утверждается техническим руководителем эксплуатирующей организации и предусматривает полный комплекс необходимых мер безопасности.

136. Испытание на прочность и плотность технологических трубопроводов с номинальным давлением более 10 МПа должно проводиться гидравлическим способом. В технически обоснованных случаях для технологических трубопроводов с номинальным давлением не более 50 МПа допускается замена гидравлического испытания на пневматическое при условии контроля этого испытания методом акустической эмиссии.

137. Технологические трубопроводы, которые подвергают испытанию на прочность и плотность совместно с другим оборудованием, должны быть испытаны с учетом давления испытания этого оборудования, превышение давления испытания не допускается.

Технологические трубопроводы, связанные непосредственно с атмосферой (кроме газопроводов, транспортирующих газ на факельные установки), испытанию не подлежат.

138. Подчеканка сварных швов запрещается. Устранение дефектов во время нахождения трубопровода под давлением не разрешается.

139. По результатам испытаний технологических трубопроводов должны составляться соответствующие акты.

V.V. Гидравлическое испытание на прочность и плотность

140. Величина пробного давления испытания на прочность, определяется разработчиком проекта или изготовителем технологических трубопроводов, входящих в состав комплектных технических устройств (технологических блоков заводской готовности).

141. Минимальная величина пробного давления при испытаниях должна составлять:

,

где:

— пробное давление, МПа;

P — расчетное давление трубопровода, МПа;

— допускаемое напряжение для материала трубопровода при 20 °C;

— допускаемое напряжение для материала трубопровода при расчетной температуре.

Максимальная величина пробного давления при испытаниях не должна превышать величину, при которой кольцевые напряжения от пробного давления в стенках труб и деталей трубопроводов превышают допускаемые напряжения материала, определенные для режима испытаний.

Отношение / принимается наименьшим для материалов всех элементов технологического трубопровода, работающих под давлением, за исключением болтов (шпилек).

При расчете величины пробного давления при испытаниях для технологических трубопроводов, находящихся в эксплуатации, вместо расчетного давления допускается использовать указанное в паспорте технологического трубопровода рабочее давление или разрешенное давление.

142. В случае, если для обеспечения условий прочности и герметичности при испытаниях возникает необходимость увеличения диаметра болтов (шпилек) во фланцевых соединениях, их количества или замены материала болтов (шпилек), допускается уменьшить пробное давление до максимальной величины, при которой во время проведения испытаний обеспечивается выполнение условий прочности болтов (шпилек) без увеличения их диаметра, количества или без замены материала.

143. Величина пробного давления должна приниматься такой, чтобы максимальные напряжения в стенке трубопровода при пробном давлении не превышали 90% предела текучести (условного предела текучести) материала при температуре испытания.

144. Величина пробного давления на прочность для вакуумных трубопроводов и трубопроводов без внутреннего избыточного давления принимается равной 0,2 МПа.

145. Для проведения гидравлического испытания следует использовать воду. Температура воды должна быть не ниже 5 °C и не выше 40 °C, если в технической документации организации — изготовителя оборудования не указано конкретное значение температуры. Испытание производится при положительной температуре окружающего воздуха.

В случаях, обоснованных в проекте или изготовителем (монтажной организацией), допускается использовать другие жидкости, за исключением токсичных, коррозионно-активных или других, оказывающих влияние на материал, из которого изготовлен трубопровод. Температурный режим испытания определяется лицом, обосновывающим применение указанных жидкостей, с учетом условий, необходимых для предотвращения хрупкого разрушения.

Используемые для гидравлического испытания жидкости не должны загрязнять оборудование или вызывать коррозию, превышающую значения, предусмотренные проектом для рабочих сред.

Разница температур металла и окружающего воздуха во время гидравлического испытания не должна приводить к конденсации влаги на поверхности стенок оборудования.

146. Арматура после изготовления или ремонта подвергается гидравлическому испытанию пробным давлением, указанным в технических условиях на изготовление или паспорте изготовителя.

147. Использование сжатого воздуха или другого газа для подъема давления при проведении гидравлического испытания не допускается.

148. Результаты гидравлического испытания на прочность и плотность признаются удовлетворительными, если во время испытания не выявлены дефекты изготовления и (или) монтажа — разрывы, видимые деформации, падение давления по манометру, а в основном металле, сварных швах, корпусах арматуры, разъемных соединениях и во всех врезках — не обнаружены течи и запотевания.

V.VI. Пневматическое испытание на прочность и плотность

149. Пневматические испытания на прочность и плотность должны проводиться для технологических трубопроводов с номинальным давлением не более 10 МПа с учетом требований пункта 135 настоящих Правил, а если номинальное давление трубопровода более 10 МПа, то с учетом требований пункта 136 настоящих Правил.

150. Величина пробного давления пневматического испытания на прочность определяется согласно требованиям пункта 141 настоящих Правил.

151. Пневматическое испытание должно проводиться воздухом или инертным газом и только в условиях освещенности площадки проведения работ, достаточной для наблюдения за испытываемым оборудованием.

152. При проведении пневматических испытаний необходимо учитывать:

а) расположение трубопроводной системы относительно зданий, дорог и участков, открытых для людей, оборудования и конструкций;

б) поддержание во время испытаний самых строгих существующих мер безопасности и гарантий, определяющих, 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 зон;

в) наличие положительных результатов радиографического или ультразвукового контроля в объеме: 100% для всех продольных сварных швов; не менее 10% для всех кольцевых сварных швов;

г) поддержание положительной (свыше 5 °C) температуры испытания, при температурах ниже 5 °C проведение испытания допускается при уровне такой температуры не менее чем на 15 °C выше температуры, для которой определены критерии пластичности.

153. При пневматическом испытании трубопроводов на прочность необходимо плавно поднимать давление, со скоростью не более 5% от пробного давления () в минуту, но не более 0,2 МПа в минуту, с периодическим осмотром трубопровода на следующих этапах:

а) при расчетном давлении до 0,2 МПа осмотр проводят при давлении, равном 0,6 пробного давления (), и при рабочем давлении;

б) при расчетном давлении более 0,2 МПа осмотр проводят при давлении, равном 0,3 и 0,6 пробного давления (), и при рабочем давлении.

154. Во время осмотра подъем давления должен быть приостановлен. Обстукивание технологического трубопровода, находящегося под давлением, запрещается.

155. Дефекты устраняют только при отсутствии давления в технологическом трубопроводе.

156. На время проведения пневматических испытаний на прочность как внутри помещений, так и снаружи должна устанавливаться охраняемая (охранная) зона. Минимальное расстояние от края зоны до технологического трубопровода должно составлять не менее 25 м при надземной прокладке технологического трубопровода и не менее 10 м — при подземной. Границы охранной зоны должны отмечаться флажками.

157. Запрещается пребывание людей в охранной зоне во время подъема давления в технологическом трубопроводе и при достижении в нем пробного давления при испытании на прочность и плотность.

Окончательный осмотр технологического трубопровода разрешается через 10 минут после того, как давление будет снижено до расчетного. Осмотр должен проводиться специально определенными для этой цели и проинструктированными лицами. Находиться в охранной зоне другим лицам запрещается.

158. Компрессор и манометры, используемые при проведении пневматического испытания технологических трубопроводов, должны располагаться вне охранной зоны.

159. Для наблюдения за охранной зоной устанавливают специальные посты, обеспечивающие сплошной контроль охранной зоны.

V.VII. Промывка и продувка технологического трубопровода

160. Технологические трубопроводы должны промываться или продуваться в соответствии с указаниями проекта.

Промывка может осуществляться водой, маслом, химическими реагентами.

Продувка может осуществляться сжатым воздухом, паром или инертным газом.

Промывка, продувка технологических трубопроводов должны осуществляться по специально разработанной схеме.

При проведении промывки (продувки) в зимнее время должны приниматься меры против промерзания технологических трубопроводов. О проведении промывки и продувки составляют акт.

161. Промывка водой должна осуществляться со скоростью 1 — 1,5 м/с, если иное не определено в проекте. После промывки технологический трубопровод должен быть полностью опорожнен и продут воздухом или инертным газом.

162. Продувку технологических трубопроводов следует проводить под давлением, равным рабочему, но не более 4 МПа. Продувка технологических трубопроводов, работающих под избыточным давлением до 0,1 МПа или вакуумом, должна проводиться под давлением не более 0,1 МПа.

163. Продолжительность продувки, если нет специальных указаний в проекте, должна составлять не менее 10 минут.

V.VIII. Дополнительные испытания на герметичность

164. Технологические трубопроводы, транспортирующие вещества с токсичным действием (1, 2 и 3 класса опасности) или горючие газы (в том числе сжиженные углеводородные газы), или легковоспламеняющиеся жидкости, а также вакуумные технологические трубопроводы, должны подвергаться дополнительному пневматическому испытанию на герметичность с определением падения давления во время испытания. Необходимость проведения дополнительных испытаний на герметичность для других технологических трубопроводов устанавливается проектом.

Технологические трубопроводы, находящиеся в обвязке технологического оборудования, следует испытывать совместно с этим оборудованием.

165. Дополнительное испытание на герметичность проводят воздухом или инертным газом после завершения испытаний на прочность и плотность, промывки и продувки.

166. Дополнительное испытание на герметичность проводят давлением, равным рабочему, а для вакуумных технологических трубопроводов — давлением 0,1 МПа.

167. Продолжительность дополнительных испытаний указывается в проекте для каждого технологического трубопровода, подлежащего испытанию, и должна составлять не менее 24 часов для строящихся межцеховых, внутрицеховых и межзаводских трубопроводов.

При периодических испытаниях, а также после ремонта, связанного со сваркой и разборкой технологического трубопровода, продолжительность испытания должна быть не менее 4 часов.

168. Результаты дополнительного пневматического испытания на герметичность признаются удовлетворительными, если скорость падения давления окажется:

а) для технологических трубопроводов внутренним диаметром до 250 мм включительно:

не более 0,1% за 1 час — для технологических трубопроводов со средами, относящимися к опасным веществам 1-го и 2-го классов опасности, и вакуумных технологических трубопроводов;

не более 0,2% за 1 час — для технологических трубопроводов со средами 1-ой группы, за исключением относящихся к опасным веществам 1-го и 2-го классов опасности;

б) для технологических трубопроводов внутренним диаметром () свыше 250 мм:

не более 0,1 x 250/, % за 1 час — для технологических трубопроводов со средами, относящимися к опасным веществам 1-го и 2-го классов опасности, и вакуумных трубопроводов;

не более 0,2 x 250/, % за 1 час — для технологических трубопроводов со средами 1-ой группы, за исключением относящихся к опасным веществам 1-го и 2-го классов опасности.

Допустимая скорость падения давления для других технологических трубопроводов устанавливается проектом.

Падение давления в технологическом трубопроводе во время испытания его на герметичность определяют по формуле:

,

где:

— падение давления, % от испытательного давления;

— сумма манометрического и барометрического давлений соответственно в конце и в начале испытания, МПа;

— температура в технологическом трубопроводе соответственно в начале и в конце испытания, К.

Давление и температуру в технологическом трубопроводе определяют как среднее арифметическое показаний манометров и термометров, установленных на нем во время испытаний.

Испытание на герметичность с определением падения давления можно проводить только после выравнивания температур в технологическом трубопроводе. Для наблюдения за температурой в технологическом трубопроводе следует устанавливать термометры.

169. Результаты дополнительного испытания на герметичность по каждому технологическому трубопроводу фиксируются в акте и прикладываются к паспорту технологического трубопровода. Допускается вносить сведения об испытании на герметичность в паспорт технологического трубопровода непосредственно, при этом акт хранится в установленном эксплуатирующей организацией порядке.

V.IX. Надзор, техническое освидетельствование и диагностирование, обследование технологических трубопроводов. Надзор (осмотр) во время эксплуатации

170. В период пуска и последующей эксплуатации технологических трубопроводов следует обеспечить периодический наружный осмотр состояния технологических трубопроводов и их деталей (сварных швов, разъемных соединений, включая крепежи и прокладки), антикоррозионных покрытий, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций, подвесок, контрольно-измерительные приборы и автоматика (далее — КИПиА). Периодичность осмотра определяется лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию технологического трубопровода, но не реже одного раза в смену. Результаты осмотра фиксируются в журнале, ведущемся в порядке, установленном в эксплуатирующей организации.

171. На технологических трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой сталей с рабочей температурой 400 °C и выше, а также на технологических трубопроводах из хромомолибденовой (рабочая температура 500 °C и выше) и из высоколегированной аустенитной стали (рабочая температура 550 °C и выше) должно проводиться наблюдение за ростом остаточной деформации.

172. Технологические трубопроводы необходимо периодически обследовать с целью оценки их технического состояния и соответствия проекту.

При указанном обследовании необходимо проверять:

а) техническое состояние технологических трубопроводов наружным осмотром и неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений;

б) устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;

в) полноту и порядок ведения технической документации по эксплуатации и ремонту технологических трубопроводов.

Результаты периодического обследования технологических трубопроводов оформляют актом или фиксируют в журналах в установленном в эксплуатирующей организации порядке.

173. Технологические трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами этих трубопроводов в период эксплуатации следует тщательно осматривать и контролировать с применением приборов контроля амплитуд и частот вибрации.

Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния технологических трубопроводов устанавливает отдел технического надзора предприятия.

174. Наружный осмотр технологических трубопроводов, уложенных в непроходных каналах или в грунте, проводится путем их вскрытия на отдельных участках длиной не менее 2 м. Число участков в зависимости от условий эксплуатации устанавливает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию технологического трубопровода.

Наружный осмотр технологических трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях можно проводить без удаления антикоррозионного покрытия, при этом в случаях, если состояние стенок или сварных швов технологического трубопровода вызывает сомнение, должно быть проведено частичное или полное удаление изоляции.

175. Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов — до 60 °C с соблюдением мер безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, технологический трубопровод должен быть остановлен и подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с инструкциями, разработанными в организации, эксплуатирующей данный опасный производственный объект.

При наружном осмотре технологического трубопровода должно быть проверено состояние тепловой изоляции и антикоррозионного покрытия, 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.

V.X. Техническое освидетельствование технологических трубопроводов

176. Основным мероприятием, предназначенным для контроля за безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов, является периодическое техническое освидетельствование, которое проводит служба технического надзора предприятия совместно с лицами, ответственными за безопасную эксплуатацию трубопроводов. Для проведения работ допускается привлечение сторонних профильных организаций.

177. Сроки проведения освидетельствования технологических трубопроводов устанавливаются организацией, эксплуатирующей трубопровод, в зависимости от скорости коррозионно-эрозионного износа трубопроводов, опыта эксплуатации, результатов предыдущего осмотра и освидетельствования и должны быть не реже:

178. Отсрочка в проведении освидетельствования технологических трубопроводов допускается с учетом результатов предыдущего освидетельствования и технического состояния трубопровода, обеспечивающего его дальнейшую надежную эксплуатацию, но не может превышать 12 месяцев и должна обосновываться и оформляться решением (приказом) технического руководителя организации, эксплуатирующей технологический трубопровод.

179. При проведении освидетельствования 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 (отводы, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно не работающие участки).

180. При освидетельствовании необходимо:

а) провести наружный осмотр технологического трубопровода;

б) измерить толщины стенок элементов технологического трубопровода, работающих в наиболее тяжелых условиях, и прямых (протяженных) участков трубопровода.

На прямых участках должен быть выполнен замер толщины стенки не менее чем в трех точках на каждые 20 м по длине внутриустановочных технологических трубопроводов и 100 м по длине межцеховых трубопроводов. Места расположения точек определяет лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию технологического трубопровода, по рекомендации специалиста службы технического надзора и специалиста, проводящего освидетельствование.

Контроль толщины стенки в каждом месте должен проводиться в 4 точках, равномерно распределенных по периметру, а на криволинейных элементах, в том числе отводах, по выпуклой, вогнутой и нейтральным частям.

При выполнении замеров следует обеспечить корректность выполнения применяемого метода (принципа) измерения, и условия минимизации субъективной погрешности измерений — исключить влияние инородных тел (заусенцев, кокса, продуктов коррозии).

Результаты проведенных замеров и точки контроля фиксируют в паспорте технологического трубопровода.

Вопрос о частичном или полном удалении изоляции при освидетельствовании технологических трубопроводов решает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию технологического трубопровода, по рекомендации специалиста, проводящего освидетельствование;

в) провести ревизию воротников фланцев внутренним осмотром (при разборке трубопровода) либо измерением толщины неразрушающими методами контроля. Число фланцев, подвергаемых ревизии, устанавливает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию технологического трубопровода;

г) провести радиографический или ультразвуковой контроль сварных стыков на основании результатов визуально-измерительного контроля;

д) проверить механические свойства металла труб, работающих при высоких температурах и в водородсодержащих средах, если это предусмотрено нормативно-технической документацией или проектом. Вопрос о механических испытаниях решает лицо, ответственное за безопасную эксплуатацию технологического трубопровода;

е) измерить на участках трубопроводов остаточную деформацию по состоянию на время проведения освидетельствования (если проект и (или) эксплуатационная документация трубопровода предусматривает такой контроль);

ж) разобрать (выборочно, по указанию лица, ответственного за безопасную эксплуатацию трубопровода) резьбовые соединения на трубопроводе, осмотреть их и измерить резьбовыми калибрами;

з) проверить состояние и правильность работы опор, крепежных деталей и, выборочно, прокладок;

и) испытать трубопровод на прочность и плотность в соответствии с требованиями пункта 197 настоящих Правил.

181. При неудовлетворительных результатах освидетельствования необходимо определить границу дефектного участка технологического трубопровода (осмотреть внутреннюю поверхность, измерить толщину) и выполнить детальные (более частые) измерения толщины стенки всего трубопровода.

182. Объем выборочного освидетельствования технологических трубопроводов с номинальным давлением более 10 МПа:

не менее двух участков каждого блока установки независимо от температуры рабочей среды;

не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры рабочей среды.

Под коллектором в целях настоящих Правил понимают технологический трубопровод, объединяющий ряд параллельно работающих блоков.

183. Если при освидетельствовании технологического трубопровода обнаружено, что первоначальная толщина уменьшилась под воздействием коррозии или эрозии, а проект или паспорт трубопровода не содержат данных о принятой прибавке на коррозию и (или) эрозию или отбраковочной толщине, возможность работы трубопровода должна быть подтверждена поверочным расчетом на прочность.

184. При получении неудовлетворительных результатов освидетельствования участков технологического трубопровода должно быть проведено полное освидетельствование трубопровода, а также участков трубопроводов установки, работающих в аналогичных условиях.

185. При полном освидетельствовании в идентифицированных точках, необходимых для детального осмотра (при их наличии), разбирают технологический трубопровод, проверяют состояние труб и деталей, а также арматуры, установленной на технологическом трубопроводе.

186. Все технологические трубопроводы и их участки, подвергавшиеся в процессе освидетельствования разборке, резке и сварке, после сборки подлежат контролю сварных швов, испытанию на прочность и плотность.

187. После проведения освидетельствования составляют акты, к которым прикладывают протоколы и заключения о проведенных исследованиях. Результаты освидетельствования заносят в паспорт технологического трубопровода. Акты и другие документы прикладывают к паспорту технологического трубопровода.

V.XI. Ревизия трубопроводной арматуры

188. В период освидетельствования технологического трубопровода следует проводить ревизию и ремонт трубопроводной арматуры, в том числе обратных клапанов, а также приводных устройств арматуры (при их наличии), если это не противоречит эксплуатационной документации изготовителя.

189. При ревизии трубопроводной арматуры, в том числе обратных клапанов, должны быть выполнены работы, предусмотренные эксплуатационной документацией изготовителя арматуры (обратных клапанов).

При отсутствии указанных данных необходимо выполнить следующее:

а) внешний осмотр;

б) осмотр внутренней поверхности и, в случае выявления дефектов, требующих детального изучения, контроль неразрушающими методами;

в) разборку и осмотр состояния деталей;

г) притирку уплотнительных поверхностей;

д) сборку, испытание на прочность и плотность корпуса и сварных швов, герметичность затвора и функционирование арматуры.

V.XII. Нормы отбраковки технологических трубопроводов

190. Трубы, детали технологических трубопроводов, арматура, в том числе литая (например, корпуса задвижек, клапанов), подлежат отбраковке, если фактическая толщина стенки окажется меньше отбраковочной толщины, приведенной в проекте. При отсутствии в документации указанных сведений отбраковочные толщины определяются расчетом на прочность.

191. Трубы и детали технологических трубопроводов отбраковывают, если:

а) при освидетельствовании на поверхности обнаружены трещины, отслоения, деформации (гофры, вмятины, вздутия);

б) при прогнозируемом результате воздействия среды за время работы до очередного освидетельствования толщина стенки выйдет за пределы отбраковочных размеров;

в) изменились механические свойства металла ниже значений, принятых при проведении расчетов на прочность;

г) при исследовании сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению;

д) размеры резьбовых соединений вышли из поля допусков или на резьбе имеются срывы витков, трещины, коррозионный износ, и восстановление резьбового соединения нецелесообразно или невозможно;

е) технологический трубопровод не выдержал гидравлического или пневматического испытания.

192. Фланцы отбраковывают при:

а) неудовлетворительном состоянии уплотнительных поверхностей;

б) наличии трещин, раковин и других дефектов;

в) деформации фланцев;

г) уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы;

д) срыве, смятии и износе резьбы в резьбовых фланцах с номинальным давлением более 10 МПа, а также при наличии люфта в резьбе, превышающего допустимый нормативно-технической документацией.

Линзы и прокладки овального сечения отбраковывают при наличии трещин, забоин, сколов, вмятин, деформаций уплотнительных поверхностей.

193. Крепежные детали отбраковывают:

а) при появлении трещин, срыва или коррозионного износа резьбы;

б) в случаях изгиба болтов и шпилек;

в) при остаточной деформации, приводящей к изменению профиля резьбы;

г) в случае износа боковых граней головок болтов и гаек;

д) в случае снижения механических свойств металла ниже допустимого уровня.

194. Сильфонные и линзовые компенсаторы отбраковывают в следующих случаях:

а) толщина стенки сильфона или линзы достигла расчетной величины, указанной в паспорте компенсатора;

б) толщина стенки сильфона достигла 0,5 мм при расчетной толщине сильфона менее 0,5 мм;

в) при наработке компенсаторами расчетного числа циклов, указанного в документации завода-изготовителя;

195. Нормы отбраковки должны указываться в проекте.

V.XIII. Периодическое испытание на прочность и плотность

196. Надежность технологических трубопроводов проверяют периодическими испытаниями на прочность и плотность, проводимыми в соответствии с требованиями пунктов 140 — 159 настоящих Правил.

197. Периодичность испытания технологических трубопроводов на прочность и плотность соотносится со временем проведения освидетельствования трубопровода:

а) для технологических трубопроводов с номинальным давлением не более 10 МПа периодичность испытания должна быть равна удвоенной периодичности проведения освидетельствования, но не реже одного раза в 8 лет;

б) для технологических трубопроводов с расчетным давлением более 10 МПа и расчетной температурой до 200 °C включительно — не реже одного раза в 8 лет;

в) для технологических трубопроводов с расчетным давлением более 10 МПа и расчетной температурой выше 200 °C — не реже одного раза в 4 года.

V.XIV. Техническое диагностирование и обследование

198. С целью обеспечения промышленной безопасности технологических трубопроводов следует соблюдать необходимый объем диагностических работ (обследование технического состояния и (или) техническое диагностирование), оценивать критерии работоспособности, а также проводить необходимые исследования, испытания, расчеты, позволяющие оценить техническое состояние технологического трубопровода, анализ результатов диагностических работ.

Технологические трубопроводы подлежат техническому диагностированию, обследованию технического состояния в соответствии с требованиями законодательства Российской Федерации в области промышленной безопасности, при этом конструкции технологических трубопроводов, состоящие из труб и деталей трубопроводов, подвергаются техническому диагностированию, а обследование технического состояния проводится в отношении строительных (опорных) конструкций (при их наличии).

Диагностические работы с целью возможности продления срока (назначенного ресурса) безопасной эксплуатации технологических трубопроводов в пределах остаточного срока службы (ресурса) производятся, если они:

а) отработали срок службы или выработали допустимое число циклов нагружения;

б) отработали в пределах остаточного срока службы ранее установленный срок службы или допустимое число циклов нагружения;

в) находились в эксплуатации более 10 лет (для всех трубопроводов, не имеющих сведений о сроке службы);

г) не имеют записи в паспортах о допустимом числе циклов нагружения и за время эксплуатации накопили более 1000 таких циклов;

д) временно находились под воздействием силовых или температурных параметров, превышающих расчетные (давление, температура, внешние силовые нагрузки), в условиях нарушения регламентированного режима;

е) находились в эксплуатации и на них были проведены ремонтно-сварочные работы, связанные с изменением конструкции и (или) заменой материала;

ж) будут эксплуатироваться на измененных параметрах (увеличилось расчетное давление или увеличилась расчетная температура стенки);

з) находились на консервации более двух лет;

и) не имеют паспортов и (или) требуется их восстановление.

199. Диагностические работы включают в себя следующий комплекс работ:

а) изучение и анализ эксплуатационной и технической документации технологических трубопроводов;

б) наружный осмотр технологических трубопроводов с контролем соответствия трассы паспортным данным или проекту, а также осмотр поверхностей элементов трубопроводов и сварных соединений (для изолированных трубопроводов осмотр выполняется в местах снятой обшивки и изоляции, для трубопроводов с защитными (полимерными) покрытиями проводится осмотр покрытий, а также основного металла в местах обнаружения признаков коррозии (например, растрескивание покрытия и (или) его вздутие), приварной и недемонтированной арматуры, фланцевых соединений, крепежных деталей, опор, подвесок, пружинных блоков, состояние изоляции;

в) осмотр состояния внутренней поверхности элементов технологических трубопроводов (при разборке трубопровода) в местах снятой арматуры, разобранных фланцевых соединений, вырезанного участка трубопровода (при выполнении врезки), а также состояния уплотнительных и внутренних поверхностей разобранных фланцевых соединений;

г) измерение толщины стенки элементов технологических трубопроводов;

д) измерение твердости основного металла и металла сварных соединений элементов технологических трубопроводов (при отсутствии данных о проведенных ранее измерениях);

е) выборочный неразрушающий контроль качества металла сварных соединений и основного металла элементов технологических трубопроводов;

ж) оценка металлографической структуры основного металла и металла сварных соединений непосредственно на элементах технологических трубопроводов (при отсутствии данных о проведенных ранее измерениях);

з) стилоскопирование элементов технологических трубопроводов из легированных сталей при отсутствии сведений о марке материала в паспорте технологического трубопровода;

и) вырезка контрольной пробы металла технологических трубопроводов для исследования механических свойств, химического состава и микроструктуры (при необходимости определяемой исходя из свойств транспортируемой среды в проекте);

к) поверочный расчет на прочность элементов технологических трубопроводов с целью определения отбраковочной толщины стенки;

л) испытание технологических трубопроводов на прочность и плотность;

м) специальные виды контроля (например, акустико-эмиссионный контроль, тензометрия, термография).

Работы, указанные в подпунктах «а», «б», «в», «г», «е», «к» настоящего пункта, носят обязательный характер. Работы, указанные в подпунктах «д», «ж», «з», «и», «л», «м» настоящего пункта, проводятся по решению эксплуатирующей организации.

V.XV. Техническое обслуживание

200. При разборке фланцевых соединений с целью замены прокладок, арматуры или отдельных элементов на идентичные, допускается проводить испытание только на плотность. При этом вновь устанавливаемые арматура или элемент технологического трубопровода должны быть предварительно испытаны на прочность пробным давлением.

201. Техническое обслуживание и поддержание в работоспособном состоянии съемной арматуры, установленной на технологических трубопроводах, осуществляется с периодичностью согласно структуре и продолжительности ремонтных циклов, межремонтных периодов и норм простоя в ремонте установок в установленном на предприятии порядке. Съемная арматура, установленная на трубопроводах, подлежит ревизии, ремонту и испытанию в специализированных мастерских или ремонтных участках в объеме и порядке, предусмотренными нормативно-технической документацией. По результатам ревизии, ремонта и испытания арматуры оформляются акты по формам, приведенным в нормативно-технической документации.

202. Техническое обслуживание и поддержание в работоспособном состоянии регулирующих клапанов и запорной арматуры КИПиА, установленных на трубопроводах, осуществляется с периодичностью согласно структуре и продолжительности ремонтных циклов, межремонтных периодов и норм простоя в ремонте технологических установок в установленном на предприятии порядке. Регулирующие клапаны и запорная арматура КИПиА подлежат ревизии, ремонту и испытанию на специализированных участках эксплуатирующей организации или в специализированных организациях. Результаты ревизии, ремонта и испытания регулирующих клапанов и запорной арматуры КИПиА заносятся в соответствующие формуляры (паспорта). Настройка регулирующих клапанов производится по месту их установки.

203. Техническое обслуживание и поддержание в работоспособном состоянии предохранительных клапанов, установленных на технологических трубопроводах, осуществляется в соответствии с требованиями изготовителя.

V.XVI. Техническая документация

204. Организация, эксплуатирующая технологические трубопроводы, должна иметь перечень (перечни) трубопроводов и следующую техническую документацию на каждый трубопровод:

а) паспорт технологического трубопровода, к которому прилагаются:

схема технологического трубопровода с указанием его категории, исходной и отбраковочной толщины элементов технологического трубопровода (при указании данных сведений непосредственно в паспорте трубопровода допускается на схеме их не приводить), 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 технологического трубопровода (при их наличии);

удостоверение о качестве ремонтов технологического трубопровода;

документация по контролю металла технологического трубопровода, работающего в водородсодержащих средах;

б) акты периодического наружного осмотра технологического трубопровода;

в) акты испытания технологического трубопровода на прочность и плотность, на герметичность (при необходимости дополнительного испытания на герметичность согласно пункту 164 настоящих Правил);

г) акты ревизии, ремонта и испытания арматуры;

д) эксплуатационный журнал технологического трубопровода (при наличии);

е) журнал установки-снятия заглушек (при наличии);

ж) заключение о качестве сварных стыков;

з) заключение о техническом состоянии арматуры;

и) заключение о техническом состоянии разъемных соединений (при наличии таких соединений).

Первичные документы, в том числе журнал сварочных работ на ремонт технологического трубопровода, подтверждающие качество примененных при ремонте материалов и качество сварных стыков, хранят в эксплуатирующей организации или в организации, выполнившей работу, и предъявляют для проверки по требованию лиц, ответственных за эксплуатацию технологического трубопровода.

V.XVII. Консервация и ликвидация технологических трубопроводов

205. В целях обеспечения промышленной безопасности опасного производственного объекта в отношении технологических трубопроводов, подлежащих консервации, демонтажу и (или) утилизации, разрабатываются специальные меры для случаев краткосрочных, среднесрочных, длительных остановок производства или ликвидации технологического трубопровода.

Консервация и ликвидация технологических трубопроводов осуществляются на основании документации на консервацию и ликвидацию опасных производственных объектов, разработанной в порядке, установленном законодательством в области промышленной безопасности, с учетом законодательства о градостроительной деятельности.

206. В перечне мероприятий по остановке и консервации опасного производственного объекта обязательна промывка (пропарка), продувка технологических трубопроводов и установка на них заглушек.

207. Постановка на консервацию оформляется актом. В акт на остановку и консервацию объекта должен включаться перечень мероприятий по консервации технологических трубопроводов. Расконсервация технологического трубопровода после нахождения на консервации более двух лет требует проведения обследования.

208. Технологические трубопроводы, выведенные из действующей технологической схемы, должны быть демонтированы, если они входили в состав технологических блоков I или II категорий взрывоопасности, в сроки, предусмотренные разработанным проектом.

VI. ПОДЗЕМНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТРУБОПРОВОДЫ

209. На подземные технологические трубопроводы распространяются все положения, касающиеся классификации технологических трубопроводов, выбора типов и материалов труб, деталей трубопроводов и арматуры, эксплуатации, освидетельствования и сроков его проведения, отбраковки, ремонта, испытания, ведения технической документации.

210. Для освидетельствования подземных технологических трубопроводов производят вскрытие и выемку грунта на отдельных участках длиной не менее 2 м каждый с последующим снятием изоляции, осмотром состояния защитного покрытия, измерением параметров катодной защиты, осмотром трубопровода, измерением толщины стенок, а также выборочный неразрушающий контроль качества металла сварных соединений и основного металла элементов трубопроводов, а по согласованию с эксплуатирующей организацией — с вырезкой отдельных участков.

Число участков, подлежащих вскрытию для освидетельствования, в зависимости от условий эксплуатации технологического трубопровода определяется исходя из следующих условий:

при контроле сплошности изоляции и толщины стенок технологического трубопровода с помощью приборов вскрытие производят в местах выявленных повреждений изоляции;

при отсутствии средств инструментального контроля подземных технологических трубопроводов вскрытие проводят из расчета один участок на длину трубопровода не более 250 м.

При наличии на трассе подземного технологического трубопровода колодцев и камер допускается производить освидетельствование подземных трубопроводов в колодцах и камерах, по решению специалиста, ответственного за проведение освидетельствования трубопровода, с учетом допустимого расстояния между контролируемыми участками.

211. При проведении ремонтно-монтажных работ на подземных технологических трубопроводах должен быть установлен контроль за соблюдением требований проекта.

VII. РЕМОНТНО-МОНТАЖНЫЕ РАБОТЫ НА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДАХ

212. Размещение, прокладка технологических трубопроводов должны обеспечить безопасность их обслуживания и ремонта. Внесение изменений в схему размещения или конструкцию технологического трубопровода допускается только после внесения изменений в проект.

213. При монтаже, ремонте, наладке технологических трубопроводов должны быть выполнены требования настоящих Правил, требования проекта и эксплуатационной документации.

214. Монтаж, ремонт технологических трубопроводов с применением сварки и термической обработки должны быть проведены по технологии и рабочим чертежам, разработанным до начала производства работ, организацией, выполняющей соответствующие работы, или на основании проекта, разработанного организацией, имеющей в соответствии с пунктом 9 настоящих Правил право проведения указанных работ.

Текущий профилактический ремонт и техническое обслуживание, не требующие применения сварки и термической обработки, выполняют работники организации, эксплуатирующей опасный производственный объект, или специализированной организации.

215. Порядок выполнения, объем и периодичность выполнения работ определяется эксплуатирующей организацией на основании требований руководств (инструкций) по эксплуатации и утверждается в производственных инструкциях.

216. После капитального ремонта, а также ремонта, связанного с вырезкой и переваркой участков технологического трубопровода, заменой арматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу должны быть проверены:

а) отсутствие временных монтажных и ремонтных стяжек, конструкций и приспособлений, лесов;

б) исправность неподвижных и скользящих опор и пружинных креплений, лестниц и площадок обслуживания технологических трубопроводов и арматуры;

в) размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии;

г) исправность индикаторов тепловых перемещений;

д) возможность свободного перемещения технологических трубопроводов при их прогреве и других эксплуатационных режимах;

е) состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств;

ж) величины уклонов горизонтальных участков технологических трубопроводов;

з) легкость хода подвижных частей арматуры;

и) соответствие показаний крайних положений запорной арматуры (открыто-закрыто) на щитах управления ее фактическому положению;

к) исправность тепловой изоляции.

217. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов.

При замене деталей и элементов технологических трубопроводов необходимо сохранить проектное положение оси трубопровода.

При прокладке дренажных линий должно быть учтено направление тепловых перемещений во избежание защемления технологических трубопроводов.

При объединении дренажных линий нескольких технологических трубопроводов на каждом из них должна быть установлена запорная арматура.

218. На арматуре или на специальной металлической бирке должны быть нанесены названия и номера согласно технологическим схемам технологических трубопроводов, а также указатели направления вращения маховика.

219. В организации, эксплуатирующей технологические трубопроводы, должно быть обеспечено ведение ремонтного журнала, в который за подписью лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию технологических трубопроводов, должны вноситься сведения о выполненных ремонтных работах, не вызывающих необходимости внеочередного технического освидетельствования. Допускается ведение указанного журнала в электронном виде.

220. Сведения о ремонтных работах на технологических трубопроводах, вызывающие необходимость проведения внеочередного освидетельствования (ремонт или замена элементов, работающих под давлением, с применением сварки, наплавки и термической обработки) трубопровода, о материалах, использованных при ремонте, а также сведения о качестве сварки должны быть занесены в паспорт трубопровода.

221. До начала ремонтных работ на технологическом трубопроводе он должен быть отделен от других трубопроводов заглушками или двумя запорными арматурами с открытым дренажем между ними (или отсоединен) и приведен в безопасное состояние. Отключающая арматура должна быть заблокирована специальными приспособлениями.

222. Ремонт технологических трубопроводов, арматуры и элементов дистанционного управления арматурой, установка и снятие заглушек, отделяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны быть выполнены только по наряду-допуску в установленном в эксплуатирующей организации порядке.

223. Производство ремонтно-монтажных работ на действующих технологических трубопроводах запрещается.

224. Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степени открытия регулирующего органа, а запорная арматура — указателями, определяющими ее открытое или закрытое положение.

225. Арматура должна быть доступна для обслуживания. В местах установки арматуры и индикаторов тепловых перемещений должны быть установлены площадки обслуживания.

226. Арматура должна быть использована строго в соответствии с ее функциональным назначением.

227. К ремонтным работам допускается только подготовленный и аттестованный персонал. Подготовка проводится на специальном оборудовании (стендах, приспособлениях, имитирующих фактически исполняемые ремонтные работы).

228. Работники организаций, непосредственно выполняющие работы по монтажу (демонтажу), наладке либо ремонту или реконструкции (модернизации) технологических трубопроводов в процессе его эксплуатации, должны соответствовать следующим требованиям:

а) иметь документы, подтверждающие прохождение профессионального обучения по соответствующим видам рабочих специальностей;

б) иметь документы о прохождении аттестации;

в) соблюдать требования документов и инструкций по проведению заявленных работ;

г) применять способы защиты от основных источников опасностей при проведении указанных работ, а также безопасные методы выполнения работ;

д) применять способы выявления и технологию устранения дефектов в процессе монтажа, ремонта, реконструкции (модернизации);

е) применять для выполнения монтажа (демонтажа), ремонта и реконструкции (модернизации) такелажные и монтажные приспособления, грузоподъемные механизмы, стропы, соответствующие по грузоподъемности массам монтируемых (демонтируемых), ремонтируемых и реконструируемых (модернизируемых) элементов;

ж) применять установленный в инструкциях порядок обмена условными сигналами между работником, руководящим монтажом (демонтажом), и остальными работниками, задействованными на монтаже (демонтаже) технологических трубопроводов;

з) выполнять правила строповки, основные схемы строповки грузов (при выполнении обязанностей стропальщика), а также требования промышленной безопасности при подъеме и перемещении грузов;

и) соблюдать порядок и методы выполнения работ по наладке и регулированию элементов технологического трубопровода;

к) применять контрольные средства, приборы, устройства при проверке, наладке и испытаниях.

229. Осуществление работ с технологическими трубопроводами на опасных производственных объектах силами сторонних организаций должно проводиться под контролем представителей эксплуатирующей организации.

Пневматические испытания

В этой статье вы узнаете как организовать пневматические испытания оборудования, работающего под давлением (сосудов, трубопроводов).

Картинка с сайта: triadacompany.ru

Галина Горбунова

Директор по развитию, специалист в области промышленной безопасности и проектирования ОПО

Что такое пневматические испытания?

Пневматические испытания – это комплекс мероприятий, проводимых для определения степени герметичности и прочности оборудования под давлением/

Пневматические испытания, как правило, проводятся с помощью воздуха или инертных газов. Ниже мы разберем регламент проведения пневматических испытаний для трубопроводов и сосудов. 

Периодичность проведения пневматических испытаний

Если проектной документацией не указана конкретная периодичность испытания проводятся не реже одного раза в 3 года с привлечением независимой организации. Если тепловая сеть снабжена системой оперативного-дистанционного контроля, то испытания можно проводить 1 раз в 5 лет. 

Трубопроводы, используемые для теплоснабжения населения, проводят гидравлические испытания 2 раза в год (после окончания и перед началом отопительного сезона). Однако, такие испытания проводятся без привлечения независимой организации.

Технологические трубопроводы нуждаются в гидравлических испытаниях один раз в три года (в случае отсутствия влияния коррозии) и 1 раз в два года при обнаружении на трубах коррозийных дефектов.

Для сосудов, работающих под давлением, установлена своя периодичность испытаний, которая зависит от коррозийности среды (обычно 1 раз в 5-8 лет). По периодичности испытаний сосудов мы написали отдельную статью. 

В большинстве случаев в качестве испытаний – проводятся гидравлические испытания, однако, если гидравлические испытания невозможны проводятся пневматические.

ФНП 536 перечисляет перечень таких случаев:

• Когда несущая строительная конструкция или опоры не предназначены для заполнения сосуда или трубопровода водой.
• При температуре окружающего воздуха ниже 0°C и с угрозой замерзания отдельных участков трубопровода.
• В случаях, когда использование жидкости (например, воды) недопустимо.

Рассчитаем стоимость проведения испытаний и экспертизы оборудования

Оставьте заявку, наши эксперты рассчитают стоимость проведения работ по проведению испытаний

Подготовка к проведению пневматических испытаний трубопровода

До начала испытаний дефектоскопист осуществляет внешний осмотр оборудования. Рекомендуется применять 2-3 метода неразрушающего контроля для осмотра поверхности. Как правило, применяется визуально-измерительный контроль и ультразвуковая толщинометрия стенок оборудования. Рекомендуем обязательно провести акустико-эмиссионный контроль перед началом пневматических испытаний. 

Также в рамках осмотра дефектоскопист оценивает правильность установки арматуры, проверяет опорные элементы и запорные механизмы, оценивает сложность их открытия и закрытия. 

Перед проведением пневматических испытаний необходимо осуществить промывку оборудования.  Для промывки может использоваться вода или специализированная жидкость, предназначенная для этого.

Регламент проведения пневматических испытаний

После подготовки трубопроводов (или иного оборудования) необходимо продуть оборудование таким образом, чтобы организовать избыточное давление. Продувку технологических трубопроводов следует проводить под давлением равным рабочему, но не более 4 МПа. (согласно пункту 161 ФНП №444).  

Для продувки используется либо воздух, либо инертный газ. Давление следует поднимать постепенно со скоростью не более 5% от пробного давления в минуту с периодическим осмотром:

• при расчетном давлении до 0,2 МПа осмотр проводят при давлении, равном 0,6 пробного давления (Pпр), и при рабочем давлении;
• при расчетном давлении более 0,2 МПа осмотр проводят при давлении, равном 0,3 и 0,6 пробного давления (Pпр), и при рабочем давлении.

При проведении осмотра подъем давления должен быть приостановлен. После – продолжается повышение давления до рабочего (но не более 4 МПа).  Продувка технологических трубопроводов, работающих под избыточным давлением до 0,1 МПа или вакуумом, должна проводиться под давлением не более 0,1 МПа.

После продувки оборудование должно быть осмотрено как и визуально, так и акустико-эмиссионным методом неразрушающего контроля. 

Для проведения пневматических испытаний трубопровода необходимо обеспечить безопасность сотрудников. А именно: 

• на время проведения испытаний должна быть организована охранная зона (в 25 метров для наземных трубопроводов, 10 метров для подземных) – пункт 153 Приказа Ростехнадзора №444; 
• охранная зона должна быть либо огорожена либо размечена флажками; 
• запрещается пребывание людей в охранной зоне;
• манометры, используемые для проведения испытаний, должны располагаться вне охранной зоны; 
• после проведения испытаний к осмотру трубопровода можно прибегать только через 10 минут после снижения давления в трубопроводе до расчётного; 

Пройдите бесплатный курс по эксплуатации сосудов, работающих под избыточным давлением

Он поможет подготовиться к аттестации в Ростехнадзоре по категориям  Б 8.1 – Б 8.7 и безопасно эксплуатировать ваш объект.

Дополнительные испытания на герметичность

Технологические трубопроводы, через которые перемещаются вещества с токсическими свойствами (1, 2 и 3 класса опасности), горючие газы (включая сжиженные углеводородные газы) или легковоспламеняющиеся жидкости, а также вакуумные технологические трубопроводы, обязаны быть дополнительно подвергнуты испытанию на герметичность с мониторингом изменения давления во время испытания.

Акт пневматических испытаний

В результате проведения пневматических испытаний оформляется акт пневматических испытаний. В акте фиксируются параметры испытаний (длина и характеристика трубопровода), давление во время испытаний, длительность испытаний и результат.

Акт подписывают все члены комиссии, которые проводили пневматическое испытание оборудования. 

Картинка с сайта: triadacompany.ru

Узнайте больше о промышленной безопасности

Наши эксперты написали для вас более 200 статей по промышленной, экологической безопасности и проектированию. Их прочтение поможет Вашему предприятию детально ознакомиться с актуальными законодательными требованиями.

Регистрация опасного производственного объекта

Опасные производственные объекты (ОПО) — что такое и требования

Получите бесплатную консультацию

Оставьте свой номер телефона и наш эксперт перезвонит вам для детального обсуждения вашего проекта. В результате подготовим детальное предложение по реализации вашего проекта.