Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением

Содержание:

  1. Для чего проводят гидравлические испытания трубопровода
  2. Как проводятся испытания водопровода
  3. Основные требования при проведении гидравлических испытаний
  4. Последовательность проведения испытаний систем водоснабжения
  5. Акт гидравлических испытаний и особенности его составления
  6. Действующие СНиПы и нормы законодательства
  7. Периодичность проведения испытаний

Гидравлические испытания наружных трубопроводов представляют собой вид неразрушающего контроля, который проводится после окончания монтажа и служит основанием для сдачи трубопроводной системы в эксплуатацию. На этапе испытаний контролируется прочность и герметичность трубопроводов, которые находятся под повышенным давлением. Испытательная величина давления обычно превосходит рабочую в 1,2-1,5 раза, что практически гарантирует надежность эксплуатационных параметров.

Для чего проводят гидравлические испытания трубопровода

Основным показателем работы любого трубопровода является его герметичность, проверка которой и является поводом для проведения испытаний. Вторичными показателями проведения испытаний выступают такие факторы, как выявление брака, проверка эксплуатационных параметров труб и расчетная прочность конструкции.

Из всех видов испытаний на всех этапах работ можно выделить три основных варианта, которые проводятся в обязательном порядке:

  • проверка труб и комплектующих для их монтажа на всех этапах производственного процесса. Такие виды гидравлических испытаний исключают заводской брак и обязательной являются частью производственного цикла;
  • поводом для проведения гидравлических испытаний также выступает окончание монтажных работ трубопроводных систем, которые предшествуют сдаче трубопровода в эксплуатацию;
  • периодические испытания уже действующих трубопроводных систем являются серьезным профилактическим фактором, который позволяет вовремя обнаружить неисправности и предотвратить серьезные аварии.

Часто, перед окончательными испытательным работами, проводят их предварительные этапы, на которых тестируются отдельные участки трубопроводной системы. Такая последовательность облегчает поиск неисправностей на трубопроводах большой длины и объема.

баннер трубы ТК Флекс

Картинка с сайта: tk-flex.ru

Как проводятся испытания водопровода

Гидравлические испытания любых трубопроводов проводятся с помощью различных гидравлических устройств, машин и механизмов, которые создают в испытуемой трубопроводной системе повышенное давление. Величина испытательного давления зависит от типа и назначения трубопровода и обычно указывается в конструкторской документации.

Этапу гидравлических работ предшествует циклы визуального осмотра и проверки соответствия монтажных работ конструкторской документации. На этом этапе проводят полную техническую инвентаризацию трубопровода, проверяют соответствие комплектующих для монтажа спецификации конструкторского проекта, а также тестируют все механические запорные элементы на предмет легкости управления и поворота.

Также на предварительном этапе визуального осмотра проверяют все несущие конструкции трубопроводной системы, подвесы, опоры и другие монтажные конструкции аналогичного назначения. После окончания визуального осмотра и проверки всех монтажных узлов приступают непосредственно к гидравлическим испытаниям.

Основные требования при проведении гидравлических испытаний

Перед началом проведения гидравлических испытаний должен быть выполнен целый ряд технических, технологических и климатических требований, которые обеспечивают достоверность испытательного процесса:

  1. перед началом испытательного цикла к системе трубопроводов подключается гидравлическое оборудование с источниками воды и устанавливаются специальные манометры с оговоренным в конструкторской документации классом точности;
  2. температура наружного воздуха должна быть положительной и не должна опускаться ниже 5°С;
  3. заполнение системы водой или техническим теплоносителем начинается с самых нижних участков трубопроводных систем. Такая особенность исключает образование воздушных пробок внутри инженерных сетей, что может исказить нормативные результаты испытаний;
  4. перед началом заполнения системы трубопроводов проверяют наличие и функциональность всех клапанов автоматического или ручного отвода воздуха. Автоматические воздухоотводчики должны быть открыты;
  5. замеры температурных параметров производятся на крайних участках трубопроводов, что обеспечивает достоверность и актуальность результатов;
  6. при проверке на герметичность развитых инженерных систем отопления и водоснабжения, испытательный цикл начинают с магистральных участков, постепенно переходя к локальным сетям и системам стояков;
  7. после завершения всех мероприятий гидравлического цикла происходит обязательный слив инженерных систем, что обязательно отражается в акте выполненных работ.

После выполнения всех необходимых требований, трубопроводная система полностью готова к проведению гидравлического цикла. Параметры этого цикла регулируются действующим нормативными актам и нормам конструкторской документации.

Последовательность проведения испытаний систем водоснабжения

Весь процесс проведения гидравлических испытаний инженерных трубопроводов водоснабжения можно разбить на несколько этапов, основными составляющими которых выступают следующие работы:

  1. на первом этапе, который проводится не ранее 24 часов со времени окончания монтажа, проводится визуальная проверка герметичности водопровода после заполнения его водой. Заполнения выполняется с самых нижних точек подключения и стоков, до полного заполнения трубопроводной системы. Визуальный контроль герметичности считается пройденным, если не произошло протечек в течение 20 минут после заполнения трубопровода;
  2. после полного заполнения труб и проверки их на протечки, систему водоснабжения оставляют на минимальную выдержку, время которой составляет не менее двух часов;
  3. на следующем этапе, после окончания выдержки, давления плавно поднимают до расчетной величины и выдерживают в таком состоянии не менее 10 минут. Рекомендуемое время выдержки с повышенным давлением — 30 минут. После окончания временного отрезка давление снижают до рабочей величины и оставляют его в таком состоянии еще на 30 минут.

Испытание считается пройденным, если за время испытательного цикла повышенное давление в системе оставалось неизменным, о чем свидетельствуют постоянные показатели измерительных манометров. Также об успешности проверки на прочность герметичность свидетельствует отсутствие протечек.

Акт гидравлических испытаний и особенности его составления

Действующие нормативные документы достаточно четко определяют организации, ответственные за проведение испытаний, а также перечень лиц, отвечающих за соответствие испытательного цикла действующему законодательству. У таких лиц в обязательном порядке должен быть наряд-допуск, а после окончания проверки они составляют соответствующий акт.

Акт гидравлических испытаний на прочность и герметичность, в обязательном порядке, должен содержать следующие разделы:

  • название испытуемой трубопроводной системы, ее протяженность и основные параметры — материал изготовления и диаметры;
  • состав участников испытательного цикла, включая монтажную организацию, уполномоченную организацию технического надзора со стороны заказчика и организацию, которая приступает к эксплуатации;
  • в техническое части акта приводятся величины испытательных давлений и время проведения гидравлического цикла. Также в этой части указываются все параметры снижения давления;
  • также в технической части акта приводятся данные о классе точности используемых манометров и их производственных марках;
  • отдельным пунктом в акте описываются выявленные несоответствия и недостатки трубопровода, либо отметка об их отсутствии;
  • последним пунктом акта испытательных работ по проверке трубопровода на прочность и герметичность приводятся выводы комиссии и дата проведения испытаний.

Подписание акта всеми сторонам испытательного цикла, в случае успешного его проведения, дает прямое основание для начала эксплуатации трубопроводной системы.

Действующие СНиПы и нормы законодательства

  • свод правил СП 129.13330.2019 детализирует процесс разработки, проектирования, монтажа и испытаний наружных инженерных сетей водоснабжения и канализации, который был ранее изложен в СНиП 3.05.04-85. Перерегистрация последнего — 18 июля 2011 года;
  • требования и методика испытаний трубопроводов для систем отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха подробно изложены в отраслевом своде правил СП 60.13330.2020, который является современной актуализированной редакцией известного и хорошо проработанного СНиП 41-01-2003;
  • последняя редакция свода правил СП 40-102-2000 по проектированию, монтажу и испытаниям трубопроводов водоснабжения и канализации обобщает требования к инженерным сетям из полимеров, которые ранее были сформулированы в строительных нормах и правилах предыдущих лет — СНиП 2.04.01-85, СНиП 2.04.02-84 и СНиП 2.04.03-85;
  • еще один свод правил СП 73.13330.2016 касается требований к инженерным санитарно-техническим системам зданий, которые ранее были подробно изложены в СНиП 3.05.01-85. После принятия СП 73.13330.2016 ранее действующие строительные нормы и правила считаются утратившими силу.

Периодичность проведения испытаний

Периодичность проверки трубопроводных систем на прочность и герметичность определяется действующим законодательством и нормами, предусмотренными в конструкторской документации на конкретный трубопровод.

Обычными сроками проверки наружных трубопроводов на прочность и герметичность выступает окончание отопительного сезона, срок которого различается для разных регионов Российской Федерации.

Еще одним поводом для проведения гидравлических испытаний является текущий или капитальный ремонт уже действующего трубопровода, а также предписание управляющей или эксплуатирующей компании.

Отсутствие акта проведения проверок на прочность и герметичность вновь вводимых или ремонтируемых трубопроводов не позволяют получить разрешение на ввод объект в эксплуатацию.

Заключение

Периодические испытания уже действующих или вновь вводимых наружных трубопроводов отопления, водоснабжения и канализации позволяют контролировать состояние инженерных систем, предупреждать крупные аварии, а также заранее планировать и выделять необходимые средства на их текущий и капитальный ремонт.

Плановое финансирование ремонта и замены трубопроводов существенно облегчает нагрузку на местные и федеральные бюджеты, а существенное снижение аварийности инженерных сетей является достаточным стимулом для периодических гидравлических проверок наружных трубопроводов.

Дата: 28.07.2023

Вам может быть интересно:

  • Аналоги Uponor
  • Пропускная способность трубопровода
  • Стоит ли покупать инструмент для монтажа Изопрофлекс
  • Виды монтажа наружных тепловых сетей
  • Обследование системы водоснабжения

Источник

В статье будет представлена информация о том, как проводятся гидравлические испытания трубопроводов. Это один из комплексов мероприятий, которые осуществляются на различных этапах эксплуатации трубопроводов любого назначения. Как правило, все эти испытания необходимо проводить непосредственно после прокладки коммуникаций, перед тем, как осуществить запуск.

Системы, которые функционируют под давлением, должны проверяться строго по СНиПу. Не допускается наличие дефектов в системе. Благодаря гидравлическим испытаниям можно предотвратить появление аварийных ситуаций.

В статье мы расскажем о том, как правильно проводятся все работы, а также приведем данные, которые обязательно указываются в заключительном акте.

Стоит отметить, что при испытаниях газовых баллонов также выдается заключение, так как они также должны выдерживать большое давление.

Для чего нужны испытания

При гидравлических испытаниях можно определить герметичность и прочность конструкции, а также определить суммарный объем жидкости. Такие проверки обязательны для трубопроводов различного назначения. Можно выделить три варианта, когда необходима проверка гидравлики, независимо от того, для каких целей используется коммуникация:

  1. Обязательно проводится диагностика на качество при производстве труб. Аналогичное испытание должны проводиться и для комплектующих к трубопроводам.
  2. Непосредственно после монтажа коммуникаций необходимо проводить испытания.
  3. Во время эксплуатации для профилактики оборудования.

Испытание трубопровода позволит выявить несоответствия, которые имеются в конструкции. Обязательно необходимо проводить диагностику при эксплуатации оборудования, которое работает под высоким давлением. А это относится в первую очередь систем пожарной безопасности. Ведь они являются гарантией того, что помещение будет в полной безопасности.

Инструкция для гидроиспытания трубопроводов: оптимальное давление и необходимое оборудование, правила и стенды

Картинка с сайта: profpipe.ru

Обычно процедура диагностики включает в себя несколько пунктов. А что касается гидравлических испытаний, то в этом случае создаются экстремальные условия, которые позволяют максимально точно определить степень надежности магистрали. Давление в этом случае превышает рабочие примерно в полтора раза.

Особенности испытаний

Давление в трубопроводах нагнетается плавно и медленно, чтобы не произошел гидроудар и не случилась иная аварийная ситуация. Как было сказано ранее, давление при диагностике немного выше, нежели рабочее.

Жидкость подается с определенной силой, а давление фиксируется благодаря измерительным приборам. Можно видеть, что при этом осуществляется контроль и весь процесс поддается регулировке.

Согласно СНиП, подача воды неминуемо вызовет образование скоплений газов в разных точках магистрали.

Обратите внимание на этот момент, его нужно обязательно контролировать, чтобы не возникло каких-либо серьезных аварийных ситуаций.

Как только трубопровод наполнится водой, необходимо выдержать всю систему под давлением некоторое время. Причем нужно соблюдать одно правило – во время проверки нужно полностью исключить скачки давления.

Оно должно быть неизменным. Как только выйдет время поддержания давления, необходимо его снижать до рабочего значения.

Инструкция для гидроиспытания трубопроводов: оптимальное давление и необходимое оборудование, правила и стенды

Картинка с сайта: profpipe.ru

Запрещено при проведении диагностики находиться рядом с трубопроводом рабочему персоналу. Как только завершатся гидравлические испытания, необходимо произвести осмотр коммуникации, чтобы выявить повреждения, а также оценить полученную информацию строго по СНиПу.

Что нужно учесть при проведении испытаний

А теперь давайте поговорим о том, какие требования предъявляются к проведению гидравлических испытаний магистрали. Нужно заметить, что они полностью должны соответствовать всем правилам и нормам, поэтому к работам допускаются только специалисты высокой квалификации. Что касается условий, то они таковы:

  1. Активизируются все точки пользования одновременно при проведении испытаний. Но это условие не всегда обязательно, индивидуально определяется в зависимости от случая.
  2. В многоквартирных домах параметры устройств для сушки полотенец необходимо проверять при проведении испытаний системы водоснабжения горячей водой.
  3. Замер температуры выполняется только в крайних точках магистрали.

По завершении работ

Как только проведутся испытательные работы, нужно удалить воду из системы полностью. Жидкость заливается в коммуникацию снизу вверх. В этом случае вы сможете вытеснить воздух, что позволит избежать появления аварийной ситуации. В этом случае вы также избавляетесь автоматически от воздушных пробок.

Инструкция для гидроиспытания трубопроводов: оптимальное давление и необходимое оборудование, правила и стенды

Картинка с сайта: profpipe.ru

Сначала заполняется только главный стояк, а затем все те, которые ответвляются от него. Учтите, все испытания должны проводиться только при температуре свыше +5 градусов по Цельсию.

Где нужно проводить проверку?

Проверка проводится для следующих типов оборудования:

  • Систем отопления.
  • Систем холодного и горячего водоснабжения.
  • Противопожарных внутренних водопроводов.

Схема выполнения работ

А теперь поговорим о том, какие диагностические мероприятия являются основными при гидравлической проверке:

  1. Сначала необходимо полностью очистить трубопроводную сеть.
  2. Затем монтируются заглушки, краны и измерительное оборудование.
  3. Подключаете воду и гидравлический пресс.
  4. Наполняете магистраль жидкостью до необходимого уровня.
  5. Проверяете трубопроводную конструкцию на наличие дефектов. Отметьте все места, на которых присутствует деформация или повреждения.
  6. Проблемные участки обязательно перед повторной диагностикой нужно отремонтировать.
  7. Выполняете повторную проверку.
  8. Отключаете оборудование от магистрали и удаляете воду из системы.
  9. Снимайте заглушки, краны и манометры.

Обратите внимание на то, что все работы нужно проводить строго по правилам, иначе возможна аварийная ситуация.

Подготовка

Прежде чем начинать гидравлические испытания напорных трубопроводов, нужно выполнить подготовительные работы. Для этого вам нужно:

  1. Разделить весь трубопровод на условные элементы.
  2. Провести осмотр всей магистрали на предмет наличия дефектов.
  3. Выполнить проверку всей технической документации на трубопровод.
  4. Зафиксируйте на конструкции вентили и заглушки.
  5. Подсоедините временную коммуникацию к аппарату для опрессовки.
  6. Отключите от общей магистрали участок, на котором будут проводиться испытания. Обязательно смонтируйте на нем запорную арматуру или заглушки.
  7. Чтобы проверить показатели прочности, нужно трубопровод подключить к компрессору или насосной станции. Именно это оборудование способно создать давление в магистрали при гидравлических испытаниях трубопроводов водоснабжения.

Как проверить прочность

Для того чтобы проверить прочность, необходимо в магистрали создать усиленное проверочное давление и выдержать его не менее 10 минут. Обратите внимание на то, что при выдержке не допускается снижение давления.

Обычно проверка нарушается, если давление уменьшается больше чем на 0,1 МПа.

Как только закончится время, проверочное давление необходимо снизить до стандартного показателя и поддерживать при помощи подкачки воды, делается это непрерывно.

Инструкция для гидроиспытания трубопроводов: оптимальное давление и необходимое оборудование, правила и стенды

Картинка с сайта: profpipe.ru

Затем выполняете осмотр всей конструкции, чтобы выявить повреждения. В случае если не обнаружите дефектов, нужно выполнить повторное испытание на прочность. Если при визуальном осмотре вы обнаружите деформации в магистрали, необходимо их устранить и сделать повторную диагностику. Стоит отметить, что гидравлические испытания трубопроводов по СНиП не могут длиться менее 10 минут.

Проверка герметичности системы

А теперь давайте поговорим о том, как правильно выполнить проверку на герметичность:

  1. Фиксируете время, в которое началась диагностика.
  2. Определите начальный уровень воды в измерительном баке.
  3. После выполнения первых двух пунктов необходимо наблюдать за тем, как уменьшается показатель давления в системе.

Четко следуйте этой последовательности, чтобы правильно провести гидравлические испытания трубопроводов тепловых сетей и водопроводов.

Как определить дополнительный объем воды

Инструкция для гидроиспытания трубопроводов: оптимальное давление и необходимое оборудование, правила и стенды

Картинка с сайта: profpipe.ru

Как только будет проведена проверка на герметичность, нужно выполнить дополнительный объем воды в системе. Процедура происходит в последовательности:

  1. Сначала увеличиваете давление, подкачивая из бачка жидкость. Максимальное давление должно быть таким же, как и при проверке (примерно в полтора раза выше рабочего).
  2. Запомните время, в которое завершилась проверка герметичности. Это обязательный шаг при гидравлическом испытании трубопроводов отопления, водоснабжения и иных магистралей.
  3. Далее производите замер конечного уровня жидкости в баке.
  4. Определяете промежуток времени, в течение которого осуществлялась диагностика.
  5. Рассчитываете объем воды, которая была подкачана из бачка.
  6. Считаете, какая разница между удаленной водой из магистрали и подкачанной.
  7. Вычисляете фактическую трату закачанной дополнительно жидкости.

Как составить акт

Как только будут проведены испытания, нужно составить акт, в котором говорится о том, что все проверки происходили с учетом строительных правил и норм. И обязательно нужно, чтобы в акте содержался отчет о том, что вся система успешно выдержала испытания.

Инструкция для гидроиспытания трубопроводов: оптимальное давление и необходимое оборудование, правила и стенды

Картинка с сайта: profpipe.ru

Все документы должны составляться инспектором. В акте гидравлических испытаний трубопроводов (образец приведен выше) должны быть такие позиции:

  1. Точное название магистрали.
  2. Название компании, которая занимается техническим надзором.
  3. Указываются все данные, которые говорят о показателях давления и о времени проведения испытаний.
  4. Насколько уменьшилось давление в системе.
  5. Опись всех дефектов, которые были выявлены при диагностике или запись о том, что они отсутствуют.
  6. Конкретную дату проведения испытаний.
  7. Окончательное заключение комиссии.

Инструкция для гидроиспытания трубопроводов: оптимальное давление и необходимое оборудование, правила и стенды

Картинка с сайта: profpipe.ru

Способы проведения гидравлических испытаний трубопроводов:

  1. Манометрический – осуществляется с помощью специальных приборов, фиксирующих показания давления в системе. Этот способ дает инспектору возможность провести все расчеты и измерить давление при тестировании.
  2. Гидростатический – диагностика показывает, каким образом ведет себя магистраль при экстремальных условиях (например, при существенном повышении давления). Именно этот способ считается самым популярным среди специалистов.

Все данные должны обязательно указываться в акте гидравлического испытания трубопроводов. Образец документа приведен в нашей статье.

«ГОСТ 25136-82. Соединения трубопроводов. Методы испытаний на герметичность» // Технорма.RU

Гидроиспытания – это ряд испытательных мероприятий, проведенный в соответствии с положениями строительных норм и правил. В ходя работ определяются герметичность, прочность и объем системы, устанавливается соответствие (или несоответствие) трубной продукции требованиям, указанным в нормативной документации, выявляются все дефекты систем на этапе их монтажа и эксплуатации.

В каких случаях необходимы гидравлические испытания?

Гидроиспытания, соответствующие правилам СНиП, обязательны для внутренних пожарных сетей, труб горячего и холодного водоснабжения, отопительных систем, технологических трубопроводов в следующих случаях:

  • В процессе производства труб. Испытывают и саму трубную продукцию, и комплектующие трубопроводных систем.
  • После монтажа инженерных коммуникаций.
  • На разных этапах эксплуатации в качестве профилактической меры или после проведения серьезных ремонтных работ.

Подготовительные мероприятия

Перед испытанием необходимо:

Утепление водопроводных труб в частном доме своими руками

  • Разделить трубопровод на условные части. Частные коммуникации бытового назначения обычно испытываются полностью.
  • Осмотреть трубопроводную систему.
  • Проверить техническую документацию на систему.
  • В местах условного разделения коммуникации на части зафиксировать вентили.
  • Прессовочные аппараты и наполнители подсоединить к временно проложенным коммуникациям.
  • Проверяемый участок отключить от общей системы и оборудования, заглушить.

Установка прибора в системе отопления

Манометры монтируются с помощью специальных трехходовых фитингов. Благодаря им приборы меняются и обслуживаются без остановки всей отопительной системы.

При этом с учетом разного давления на каждом участке, внутри оборудованного отопительным котлом дома (или квартиры) может устанавливаться больше одного манометра.

Наличие нескольких приборов упрощает и манометрическое испытание трубопроводов, которое периодически проводится для контроля надёжности отопления.

Процесс установки манометра не представляет особой сложности для большинства людей – работы не требуют ни особого опыта, ни специализированных инструментов.

Для монтажа прибора на специально предназначенный штуцер вполне достаточно наличия обычного слесарного набора.

Впрочем, если выбран вариант с врезкой манометра в подающий трубопровод, для установки потребуется наличие сварочного аппарата.

Профессиональный гидравлический расчет систем отопления нужен не всегда, а только на крупных объектах.

Чтобы уберечь утеплитель от влаги, применяется гидроизоляция и пароизоляция, которые отличаются по своим характеристикам.

При использовании централизованного отопления установка прибора не входит в задачи пользователей – он размещается в составе гидроузла, обычно располагающегося в подвале здания. Идеальным местом для размещения манометра является участок непосредственно у котла. Между прибором и котлом нежелательно располагать другую арматуру (см. Как установить твердотопливный котел, обвязка).

Порядок проведения гидроиспытаний

В соответствии с нормативами проверку осуществляют в определенной последовательности:

  • очистка сети;
  • монтаж кранов и манометров;
  • обеспечение поступления воды;
  • заполнение обособленного участка водой до требуемого уровня;
  • отметка дефектных мест трубопровода;
  • ремонт выявленных неполадок;
  • осуществление повторной проверки после ремонтных работ;
  • отключение проверяемого участка от временной коммуникации, удаление воды из трубопровода;
  • демонтаж измерительных приборов, кранов и заглушек.

Определение дополнительного объёма воды

После выполнения проверки на герметичность, как правило, следует расчёт дополнительного объёма жидкости в системе. Этот процесс проходит в такой последовательности:

  1. Уровень давления в конструкции снова увеличивают за счёт подкачки жидкости из измерительного бачка. Показатель давления должен быть таким же, как и при гидравлической проверке, то есть превышать стандартные показатели в 1,25–1,5 раза.
  2. Время, когда закончилась проверка на герметичность, необходимо запомнить.
  3. На третьем этапе производится замер конечного уровня воды в измерительном бачке.
  4. Далее определяется временной отрезок, который заняла проверка коммуникации (в минутах).
  5. Расчет объёма жидкости, подкачанной из измерительного бачка (для 1 случая).
  6. Высчитывание разницу между подкачанной и удалённой из трубопровода жидкости (для 2 случая).
  7. Вычисление фактической траты дополнительно закачанной жидкости по формуле: qn=Q/(Tk-Tn).

Методика гидроиспытаний на прочность и герметичность

Конкретные условия испытаний устанавливают, в зависимости от материала элементов системы — чугуна, стали, полимеров.

Испытательные мероприятия на прочность включают следующие этапы:

  • В системе создают проверочное давление, которое держат в течение 10 минут. Если установленное давление снижается более чем на 0,1 МПа, проверку останавливают.
  • Давление снижают до рабочих значений и поддерживают его путем подкачки воды.
  • Трубопровод осматривают на предмет дефектов.
  • Если дефекты обнаружены, то их исправляют и осуществляют повторную проверку.
  • Если повреждений нет, то испытания сразу проводят повторно для подтверждения результатов первой проверки.

В соответствии с инструкциями, изложенными в нормативах, значение испытательного давления при гидроиспытаниях трубопроводов составляет 1,25 от максимального, установленного технической документацией на данную коммуникационную систему. Время гидроиспытания трубопровода на прочность не должно превышать 10 минут.

Контроль герметичности осуществляется в несколько этапов:

  • фиксируется время начала испытаний;
  • в измерительном бачке отмечают начальный уровень воды;
  • определяют снижение давления в системе.

После проведения испытаний на герметичность рассчитывают дополнительный объем воды в испытуемом участке трубопровода.

Способы проведения гидропроверок:

  • Манометрический: с помощью манометров, которые указывают все значения давления во время проверок.
  • Гидростатический. Это наиболее популярный метод, позволяющий сразу установить поведение трубопроводной системы при повышенных нагрузках.

Манометрические и гидростатические испытания трубопроводов

Согласно требованиям СНиП, перед запуском инженерной сети следует выполнить манометрические испытания трубопроводов на герметичность.

Проведение такой проверки позволяет заблаговременно выявить дефектные участки магистрали, способные разрушиться при превышении рабочего давления.

Это существенно снижает риск возникновения аварийных ситуаций в отопительной, водопроводной или другой инженерной системе.

Особенности технологии

Процедура испытания труб гидростатическим методом состоит в следующем:

  • Трубопроводные конструкции тщательно прочищают и удаляют из них скопившиеся загрязнения. Это необходимо для повышения точности результатов измерений.
  • К водопроводу подключают несколько независимых друг от друга манометров. Приборы используются для определения давления в испытываемом контуре, а также для определения утечек рабочей среды.
  • Систему заполняют водой, создавая на выбранном участке магистрали давление, превышающее эксплуатационную норму на 20–25%.
  • На протяжении времени выдержки специалисты внимательно следят за показаниями измерительных приборов. Если давление начинает падать, это интерпретируют как признак недостаточной герметичности трубопровода. Если же показания манометров остаются неизменными на протяжении времени выдержки, это свидетельствует об отсутствии утечек и надлежащем состоянии трубы.
  • По результатам гидравлического теста специалисты составляют акт, в котором указываются обнаруженные проблемы и предоставляются рекомендации по их устранению. При необходимости дефектные участки тепловой или иной магистрали ремонтируют или заменяют.

Базовая цена услуг по опрессовке (гидравлическим испытаниям) трубопроводов систем отопления на территории СПб и ЛО

Наименование услуг Единица измерения Цена услуг
Выезд и работа бригады по опрессовке на объекте заказчика на гидродинамической машине КО-514, КО-502б2 (производительность насоса 170л/мин, даление 0-160 Атм, соеденительный фитинг М39х2, на борту не менее 5 тонн водопроводной воды для заправки в систему и испытаний, дополнительная вода со стороны заказчика или за отдельную плату, референс-монометр со стороны заказчика) 1 ед. от 18000 руб.
Выезд и работа бригады по опрессовке на объекте заказчика с электрическим и ручным опрессовщиком (производительность насоса 6 л/мин, давление 0-40 Атм, соеденительный фитинг 1/2″, вода для заправки в систему и испытаний со стороны заказчика, референс-монометр со стороны заказчика) 1 ед. от 16000 руб.
Выезд и работа бригады по выполнению гидро-пневматической промывки системы отопления (вода для промывки со стороны заказчика или за отдельную плату, вывоз отходов образованных в ходе промывки на утилизацию за отдельную плату) 1 ед. от 20000 руб.
Выезд и работа бригады по выполнению химической промывки системы отопления (выбор и стоимость химреагентов по согласованию с заказчиком, вода для промывки со стороны заказчика или за отдельную плату, вывоз отходов образованных в ходе промывки на утилизацию за отдельную плату) 1 ед. от 30000 руб.
Комплекс работ по подготовке ИТП к отопительному сезону со сдачей проверяющему органу 1 ед. от 80000 руб.
Настройка канала передачи данных, диагностика, поверка (прибор+термометр), обслуживание узлов учета тепла (монтаж/демонтаж тарифицируется отдельно) 1 ед. от 20000 руб.
Промывка радиаторов химическая (монтаж/демонтаж тарифицируется отдельно, грузоподъемные работы тарифицируются отдельно) 1 ед. от 3000 руб.
Ремонтные работы на сетях отопления/теплоснабжения, в том числе аварийные 1 ед. от 30000 руб.
Обслуживание, диагностика, ремонт насосного оборудования на сетях отопления, включая электрику и автоматику 1 ед. от 20000 руб.
Дополнительные и вспомагательные работы по согласованию или на оснавании сметного расчета 1 ед. Договорная

Составление акта по результатам проведения гидроиспытания трубопровода

После проверки трубопроводной системы составляют документ, подтверждающий, что испытания проводились в соответствии с нормативной документацией, и содержащий отчет о результате проверки. В документе отображают:

  • наименование трубопроводной сети;
  • наименование проверяющей компании;
  • данные о показателях давления при проверке и длительности ее проведения;
  • данные о снижении давления;
  • перечисление выявленных неполадок или указание об их отсутствии;
  • дату проведения проверки;
  • выводы комиссии.

Стенды для проведения гидроиспытаний

Испытательные стенды для трубопроводной арматуры – исследовательское оборудование, в состав которого входят: станина, гидравлическая система, контрольно-измерительные приборы, дополнительные устройства. Проверка на стенде позволяет определять с высокой точностью одновременно несколько характеристик. В полевых условиях осуществить такие испытания и с таким уровнем точности невозможно.

Такие стенды адаптированы для тестирования арматуры на прочность, герметичность, функциональные возможности устройств. Эти испытательные комплексы востребованы для:

  • входного контроля приобретенной арматуры;
  • промежуточного и окончательного контроля на производственных предприятиях, изготавливающих арматурные элементы;
  • проверки после ремонтных мероприятий;
  • периодического контроля функциональности предохранительных клапанов.

Испытания на прочность и герметичность корпуса арматуры осуществляются при статическом нагружении повышенным давлением. Рабочая среда гидравлической системы – вода или масло.

Подготовительный этап перед проверкой

Перед тестированием системы трубы осматривают, чтобы выявить неполадки визуально. Так определяют готовность трубопровода к проведению испытательных мероприятий.

Для подготовки к испытаниям:

  1. Тщательно осматривают стыки.
  2. Определяют правильность установки арматуры.
  3. Проверяют опорные конструкции, подвески.
  4. Тест проходят запорные устройства на то, как свободно они закрываются и открываются.
  5. Определяют, как быстро можно удалить воздух из трубопровода.

Подходящая температура воздуха во время испытания не ниже 15 градусов выше ноля. Наружные трубопроводы до начала работ продувают для удаления загрязнений внутри системы.

( 1 оценка, среднее 4 из 5 )

Сп 40-102-2000 : испытание и сдача трубопроводов в эксплуатацию

Гидроиспытания – это ряд испытательных мероприятий, проведенный в соответствии с положениями строительных норм и правил. В ходя работ определяются герметичность, прочность и объем системы, устанавливается соответствие (или несоответствие) трубной продукции требованиям, указанным в нормативной документации, выявляются все дефекты систем на этапе их монтажа и эксплуатации.

В каких случаях необходимы гидравлические испытания?

Гидроиспытания, соответствующие правилам СНиП, обязательны для внутренних пожарных сетей, труб горячего и холодного водоснабжения, отопительных систем, технологических трубопроводов в следующих случаях:

  • В процессе производства труб. Испытывают и саму трубную продукцию, и комплектующие трубопроводных систем.
  • После монтажа инженерных коммуникаций.
  • На разных этапах эксплуатации в качестве профилактической меры или после проведения серьезных ремонтных работ.

Подготовительные мероприятия

Перед испытанием необходимо:

  • Разделить трубопровод на условные части. Частные коммуникации бытового назначения обычно испытываются полностью.
  • Осмотреть трубопроводную систему.
  • Проверить техническую документацию на систему.
  • В местах условного разделения коммуникации на части зафиксировать вентили.
  • Прессовочные аппараты и наполнители подсоединить к временно проложенным коммуникациям.
  • Проверяемый участок отключить от общей системы и оборудования, заглушить.

Подготовительные работы

Перед тем как выполнять гидравлические испытания трубопроводов систем отопления, необходимо произвести ревизию всех вентилей, набить на задвижки сальники. На трубопроводах ремонтируется и проверяется изоляция. Сама отопительная система должна быть отделена от основного трубопровода посредством заглушек.

После выполнения всех необходимых манипуляций отопительная система заполняется водой. При помощи насосного оборудования создается избыточное давление, его показатель выше рабочего примерно в 1,3-1,5 раза.

Получившееся в отопительной системе давление должно держаться еще на протяжении 30 минут. Если оно не уменьшилось, то система отопления готова к работе.

Приемку работ по гидравлическим испытаниям осуществляет инспекция тепловых сетей.

Порядок проведения гидроиспытаний

В соответствии с нормативами проверку осуществляют в определенной последовательности:

  • очистка сети;
  • монтаж кранов и манометров;
  • обеспечение поступления воды;
  • заполнение обособленного участка водой до требуемого уровня;
  • отметка дефектных мест трубопровода;
  • ремонт выявленных неполадок;
  • осуществление повторной проверки после ремонтных работ;
  • отключение проверяемого участка от временной коммуникации, удаление воды из трубопровода;
  • демонтаж измерительных приборов, кранов и заглушек.

Установка прибора в системе отопления

Манометры монтируются с помощью специальных трехходовых фитингов. Благодаря им приборы меняются и обслуживаются без остановки всей отопительной системы.

При этом с учетом разного давления на каждом участке, внутри оборудованного отопительным котлом дома (или квартиры) может устанавливаться больше одного манометра.

Наличие нескольких приборов упрощает и манометрическое испытание трубопроводов, которое периодически проводится для контроля надёжности отопления.

Методика гидроиспытаний на прочность и герметичность

Конкретные условия испытаний устанавливают, в зависимости от материала элементов системы — чугуна, стали, полимеров.

Испытательные мероприятия на прочность включают следующие этапы:

  • В системе создают проверочное давление, которое держат в течение 10 минут. Если установленное давление снижается более чем на 0,1 МПа, проверку останавливают.
  • Давление снижают до рабочих значений и поддерживают его путем подкачки воды.
  • Трубопровод осматривают на предмет дефектов.
  • Если дефекты обнаружены, то их исправляют и осуществляют повторную проверку.
  • Если повреждений нет, то испытания сразу проводят повторно для подтверждения результатов первой проверки.

В соответствии с инструкциями, изложенными в нормативах, значение испытательного давления при гидроиспытаниях трубопроводов составляет 1,25 от максимального, установленного технической документацией на данную коммуникационную систему. Время гидроиспытания трубопровода на прочность не должно превышать 10 минут.

Контроль герметичности осуществляется в несколько этапов:

  • фиксируется время начала испытаний;
  • в измерительном бачке отмечают начальный уровень воды;
  • определяют снижение давления в системе.

После проведения испытаний на герметичность рассчитывают дополнительный объем воды в испытуемом участке трубопровода.

Способы проведения гидропроверок:

  • Манометрический: с помощью манометров, которые указывают все значения давления во время проверок.
  • Гидростатический. Это наиболее популярный метод, позволяющий сразу установить поведение трубопроводной системы при повышенных нагрузках.

Как проходит тестирование

Видео

Проведение гидроиспытаний трубопроводов делят на следующие этапы:

  • Подведение гидронасоса.
  • Монтаж манометров.
  • Наполнение водой (во время этой процедуры воздушники нужно ставить открытыми до того момента, когда в них появится вода, это станет свидетельством того, что воздушные образования из сети вытеснили полностью). Кода заливается вода, магистраль внимательно осматривают, о наличии дефектов будут свидетельствовать протечки.
  • Создание рабочего напора посредством пресса или насоса и поддержка сети под ним определенный период.
  • Понижение уровня напора до показателя рабочего.
  • Освобождение сети от жидкости и ее вторичный осмотр.
  • Проведение демонтажа манометра и насоса.

Сети под проверочным давлением держат на протяжении пяти минут. Исключение при проведении тестирования становят только стеклянные конструкции, их выдерживают двадцать минут.

https://www.youtube.com/watch?v=WjzcqtLpzo0\u0026t=476s

Проведение осмотра системы выполняют после уменьшения давления до рабочего уровня. Проверяя стальные системы сварные соединения с обеих сторон (на расстояние два сантиметра) простукивают закругленным молоточком, который имеет массу не больше полтора килограмма.

Магистраль из цветных металлов простукивают деревянным молотком, весящим не больше 0,7 кг. Проведение простукивания конструкций из других материалов не рекомендовано.

Составление акта по результатам проведения гидроиспытания трубопровода

После проверки трубопроводной системы составляют документ, подтверждающий, что испытания проводились в соответствии с нормативной документацией, и содержащий отчет о результате проверки. В документе отображают:

  • наименование трубопроводной сети;
  • наименование проверяющей компании;
  • данные о показателях давления при проверке и длительности ее проведения;
  • данные о снижении давления;
  • перечисление выявленных неполадок или указание об их отсутствии;
  • дату проведения проверки;
  • выводы комиссии.

Схема тестирования

Схема гидроиспытаний трубопроводов состоит из следующих компонентов.

  • Проверяемая система.
  • Опоры.
  • Фланцы.
  • Вентиль, который служит для вывода воздушных образований.
  • Подводка для временной подачи воды.
  • Пресс (гидравлического типа).
  • Манометр.
  • Кран регулировки.
  • Побочный кран.
  • Мерный бачок.

При тестировании, конечные части магистрали, указанной в схеме, прикрывают фланцами «глухого» типа и крепят упорами. После этого основную систему заполняют жидкостью из временной магистрали (она тоже есть в схеме).

Смотрите видео

Выполняя эти действия, внимательно следят за тем, чтобы через кран выходил воздух. Данный вентиль ставят в наиболее высокой точке магистрали (это тоже указано в схеме).

Также в схеме указанны насосы, посредством которых образуют необходимый уровень давления.

ВАЖНО! При тестировании важно учесть, что может произойти разрыв труб, и могут разлететься осколки. Следовательно, необходимо предпринять меры, чтобы избежать травматизма людей.

Стенды для проведения гидроиспытаний

Испытательные стенды для трубопроводной арматуры – исследовательское оборудование, в состав которого входят: станина, гидравлическая система, контрольно-измерительные приборы, дополнительные устройства. Проверка на стенде позволяет определять с высокой точностью одновременно несколько характеристик. В полевых условиях осуществить такие испытания и с таким уровнем точности невозможно.

Такие стенды адаптированы для тестирования арматуры на прочность, герметичность, функциональные возможности устройств. Эти испытательные комплексы востребованы для:

  • входного контроля приобретенной арматуры;
  • промежуточного и окончательного контроля на производственных предприятиях, изготавливающих арматурные элементы;
  • проверки после ремонтных мероприятий;
  • периодического контроля функциональности предохранительных клапанов.

Испытания на прочность и герметичность корпуса арматуры осуществляются при статическом нагружении повышенным давлением. Рабочая среда гидравлической системы – вода или масло.

Определение дополнительного объема воды

После завершения наблюдения за падением показателя давления по первому варианту и прекращения сброса теплоносителя по второму варианту нужно сделать следующее.

  • При помощи подкачки из мерного бачка воды давление в трубопроводе увеличивается до показателя при гидравлических испытаниях (Pг).
  • Следует запомнить время, когда закончилось испытание на герметичность (Тk).
  • Далее необходимо замерить в мерном бачке конечный уровень воды hk.
  • Определить продолжительность испытаний трубопроводов (Tk-Tn), мин.
  • Высчитать объем подкачанной из мерного бачка воды Q (для 1-го варианта).
  • Определить разность между объемами подкачанной и сброшенной из трубопроводов воды или количество дополнительно подкачанной воды Q (для 2-го варианта).
  • Рассчитать показатель фактического расхода дополнительно вкачанной воды (qn) по следующей формуле: qn=Q/(Tk-Tn)

Основные принципы проведения испытаний технологического трубопровода

Трубопроводы проходят первые испытания на этапе укладки перед засыпкой траншей и оснащением арматурой. Тестирование проводят для определения плотности во время чеканки и протечек системы.

Дальнейшим испытаниям трубы подвергаются после покрытия магистрали землей и полного окончания монтажных работ технологического трубопровода. Проверку проводят только после полного установления прочности в соединениях.

При сохранении герметичности конструкции, не сделав разрывов в системе, не обнаружив протечки стыков, можно говорить, что трубопровод прошел предварительную проверку.

Как только завершается первое тестирование, можно засыпать трубы грунтом и далее проводить повторный контроль системы.

Проводя финальные мероприятия технологические сети промывают с помощью воды, каждый тестируемый участок изолируют от остальной рабочей системы при помощи фланцев либо заглушек.

До начала проверки проводят подготовку труб к испытанию: систему с раструбами заполняют водой на целые сутки. Окончательное тестирование не предполагает использование защитных гидрантов либо вентилей, на их место устанавливают заглушки.

Внимание! Проводя финальное испытание необходимо полностью открыть задвижки, и проверить исправность набивки в сальниках. Нельзя с помощью задвижек отсекать испытуемую часть системы от работающей.

В схеме указано: при тестировании из крана должен удаляться воздух. Вентиль монтируют в наивысшей точке трубопровода. Также силу давления регулируют с помощью насосов.

Внимание! Во время гидравлических испытаний надо соблюдать технику безопасности, потому что под давлением может разорвать трубы и ранить осколками людей.

Основные принципы во время проведения испытаний отопительных сетей

Трубопроводы для отопления проходят испытания, чтобы они бесперебойно работали всю зиму, и служат в качестве технической проверки качества отопления. Разные функциональные помещения отапливаются при индивидуальном напоре в системе.

С помощью напора изменяют уровень прогрева помещения и циркуляцию теплового носителя. В трубах возникают разного рода гидравлические реакции, которые могут повредить систему.

Трубопровод необходимо тестировать при давлении, которое в 40 раз больше рабочего.

Во время испытательных работ проводят следующие манипуляции:

  1. Испытывают краны.
  2. Чтобы увеличить герметичность конструкции, устанавливают уплотнители сальникового типа.
  3. Проверяют изоляцию трубопровода.
  4. Помещение отсекают от остальной магистрали с помощью глухих заглушек.
  5. Во время строительства отопительный трубопровод может засоряться, важно проводить промывку, опрессовку системы для ее качественной работы.

Выбор манометра для системы отопления

Покупка и установка подходящего манометра – одна из главных задач при монтаже автономной отопительной системы. Неправильно вмонтированный прибор может стать даже причиной отказа в гарантийном обслуживании котла. А выбирать устройство можно из следующих вариантов:

  • жидкостных моделей, самых простых, но не слишком подходящих для отопления;
  • пружинных, к которым относится и манометр с термометром – прибор, позволяющий измерять ещё и температуру;
  • мембранных;
  • электроконтактных, тоже контролирующих температурный режим, но более дорогих;
  • дифференциальных, объединяющих в себе параметры нескольких приборов.

Для автономных отопительных систем рекомендуется выбирать приборы с пружинными механизмами, в которых на изменение давления реагирует изгибающаяся и распрямляющаяся трубка, передвигающая стрелку по шкале.

При вполне удовлетворительной точности показаний они отличаются простотой конструкции (а значит, и меньшей вероятностью поломки) и неплохим диапазоном измерения. При этом они относятся и к самым недорогим манометрам.

Испытания систем водоснабжения

Проверка систем водоснабжения тоже производится в соответствии со строительными нормами и правилами. Гидравлические испытания проводят: после прокладки коммуникации, перед засыпкой канала, после засыпки канала (до монтажа соответствующих комплектующих). Проверка трубопроводных коммуникаций, которые относятся к напорным, проводится в соответствии со СНиП В III–3–81.

Трубы, выполненные из чугунного материала или асбоцемента, проверяются в случае, если длина трубопровода не превышает 1 километра (за 1 испытание). Полиэтиленовые (ПЭ) трубопроводы испытываются отрезками по 500 метров. Трубопроводы из любых других материалов проверяются отрезками, которые имеют длину до 1 километра.

Время выдержки зависит от материала, из которого изготовлены трубы испытуемой магистрали

А также стоит отметить, что время выдержки для металлических и асбоцементных труб составляет не менее 10 мин, а для ПЭ труб — не меньше 30 мин.

Последствия при нарушении систематического проведения испытаний

Если не проверить работу новой магистрали и не заполнить акт о проведении испытаний, то контролирующие органы не разрешат ввести в эксплуатацию данный объект.

При несоблюдении сроков испытаний для действующего трубопровода, это может повлечь поломку всей системы и принесет еще большие убытки.

Только во время проверок системы под давлением можно увидеть мелкие неполадки в виде протечек в местах стыков. Протечки могут привести к ремонту труб и отключению всей сети.

Во время укладки современных сетей, у которых эксплуатационный срок равен более пятидесяти лет, можно провести одно испытание по окончанию монтажных либо ремонтных работ.

В России почти все центральные магистрали смонтированы много десятилетий назад, поэтому нуждаются в постоянной проверке.

Данные мероприятия позволят вовремя провести ремонт коммуникаций либо полностью заменить элементы конструкции.

Испытания внутреннего пожарного водопровода

Готовые и уже эксплуатируемые пожарные водопроводы проверяются посредством создания проверочного давления. Условия для проведения испытания пожарного водопровода, соответствуют гидравлическим условиям.

Испытания противопожарного водопровода также проводятся под высоким давлением

Важно! Гидравлические проверки готового пожарного трубопровода нужно проводить не менее 2 раз в год.

Такие испытания производятся и в уже эксплуатируемых зданиях, поэтому для проверки противопожарной коммуникации используют пониженный показатель давления. Кроме этого, испытательная процедура включает в себя замеры на специальном кране, который называют диктующим.

Также проводятся проверки, которые определяют водоотдачу в противопожарной системе, они необходимы для самых удалённых от источника воды пожарных кранов.

В обязательном порядке выполняется проверка, которая направлена на выявление возможных протечек в противопожарной системе. Все полученные данные заносятся сначала в испытательный журнал, а затем — в акт.

После этого они сравниваются с прописанными в СНиП нормативами.

Источник

 = 0,87.

Примечание. По согласованию с проектной организацией продолжительность снижения давления допускается уменьшать в два раза, но не менее чем до 1 ч; при этом величину падения давления следует принимать в пропорционально уменьшенном размере.

7.21. Трубопровод признается выдержавшим приемочное (окончательное) пневматическое испытание, если не будет нарушена его целостность и величина падения давления Р, определенная по формуле (1), не будет превышать значений, указанных в табл. 7. При этом допускается образование пузырьков воздуха на наружной смоченной поверхности железобетонных напорных труб.

БЕЗНАПОРНЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

7.22. Безнапорный трубопровод следует испытывать на герметичность дважды: предварительное – до засыпки и приемочное (окончательное) после засыпки одним из следующих способов:

первым – определение объема воды, добавляемой в трубопровод, проложенный в сухих грунтах, а также в мокрых грунтах, когда уровень (горизонт) грунтовых вод у верхнего колодца расположен ниже поверхности земли более чем на половину глубины заложения труб, считая от люка до шелыги;

вторым – определение притока воды в трубопровод, проложенный в мокрых грунтах, когда уровень (горизонт) грунтовых вод у верхнего колодца расположен ниже поверхности земли менее чем на половину глубины заложения труб, считая от люка до шелыги. Способ испытания трубопровода устанавливается проектом.

7.23. Колодцы безнапорных трубопроводов, имеющие гидроизоляцию с внутренней стороны, следует испытывать на герметичность путем определения объема добавляемой воды, а колодцы, имеющие гидроизоляцию с наружной стороны, – путем определения притока воды в них.

Колодцы, имеющие по проекту водонепроницаемые стенки, внутреннюю и наружную изоляцию, могут быть испытаны на добавление воды или приток грунтовой воды, в соответствии с п. 7.22, совместно с трубопроводами или отдельно от них.

Колодцы, не имеющие по проекту водонепроницаемых стенок, внутренней или наружной гидроизоляции, приемочному испытанию на герметичность не подвергаются.

7.24. Испытанию безнапорных трубопроводов на герметичность следует подвергать участки между смежными колодцами.

При затруднениях с доставкой воды, обоснованных в проекте, испытание безнапорных трубопроводов допускается производить выборочно (по указанию заказчика): при общей протяженности трубопровода до 5 км – двух–трех участков; при протяженности трубопровода свыше 5 км – нескольких участков общей протяженностью не менее 30 %.

Если результаты выборочного испытания участков трубопровода окажутся неудовлетворительными, то испытанию подлежат все участки трубопровода.

7.25. Гидростатическое давление в трубопроводе при его предварительном испытании должно создаваться заполнением водой стояка, установленного в верхней его точке, или наполнением водой верхнего колодца, если последний подлежит испытанию. При этом величина гидростатического давления в верхней точке трубопровода определяется по величине превышения уровня воды в стояке или колодце над шелыгой трубопровода или над горизонтом грунтовых вод, если последний расположен выше шелыги. Величина гидростатического давления в трубопроводе при его испытании должна быть указана в рабочей документации. Для трубопроводов, прокладываемых из безнапорных бетонных, железобетонных и керамических труб, эта величина, как правило, должна быть равна 0,04 МПа (0,4 кгс/см2).

7.26. Предварительное испытание трубопроводов на герметичность производится при не присыпанном землей трубопроводе в течение 30 мин. Величину испытательного давления необходимо поддерживать добавлением воды в стояк или в колодец, не допуская снижения уровня воды в них более чем на 20 см.

Трубопровод и колодец признаются выдержавшими предварительное испытание, если при их осмотре не будет обнаружено утечек воды. При отсутствии в проекте повышенных требований к герметичности трубопровода на поверхности труб и стыков допускается отпотевание с образованием капель, не сливающихся в одну струю при количестве отпотеваний не более чем на 5 % труб на испытываемом участке.

7.27. Приемочное испытание на герметичность следует начинать после выдержки в заполненном водой состоянии железобетонного трубопровода и колодцев, имеющих гидроизоляцию с внутренней стороны или водонепроницаемые по проекту стенки, – в течение 72 ч и трубопроводов и колодцев из других материалов – 24 ч.

7.28. Герметичность при приемочном испытании засыпанного трубопровода определяется способами:

первым – по замеряемому в верхнем колодце объему добавляемой в стояк или колодец воды в течение 30 мин; при этом понижение уровня воды в стояке или в колодце допускается не более чем на 20 см;

вторым – по замеряемому в нижнем колодце объему притекающей в трубопровод грунтовой воды.

Трубопровод признается выдержавшим приемочное испытание на герметичность, если определенные при испытании объемы добавленной воды по первому способу (приток грунтовой воды по второму способу) будут не более указанных в табл. 8*, о чем должен быть составлен акт по форме обязательного приложения 4.

Таблица 8*

Условный диаметр трубопровода Dу, мм

Допустимый объем добавленной в трубопровод воды (приток воды) на 10 м длины испытываемого трубопровода за время испытания 30 мин, л, для труб

железобетонных и бетонных

керамических

асбестоцементных

100

1.0

1,0

0,3

150

1,4

1,4

0,5

200

4,2

2,4

1,4

250

5,0

3,0

–

300

5,4

3,6

1,8

350

6,2

4,0

–

400

6,7

4,2

2,2

450

–

4,4

–

500

7,5

4,6

–

550

–

4,8

–

600

8,3

5,0

–

Примечания: 1. При увеличении продолжительности испытания более 30 мин величину допустимого объема добавленной воды (притока воды) следует увеличивать пропорционально увеличению продолжительности испытания.

2. Величину допустимого объема добавленной воды (притока воды) в железобетонный трубопровод диаметром свыше 600 мм следует определять по формуле

q = 0,83 (D + 4), л, на 10 м длины трубопровода за время испытания, 30 мин,                  (2)

где D -внутренний (условный) диаметр трубопровода, дм.

3. Для железобетонных трубопроводов со стыковыми соединениями на резиновых уплотнителях допустимый объем добавленной воды (приток воды) следует принимать с коэффициентом 0,7.

4. Допустимые объемы добавленной воды (притока воды) через стенки и днище колодца на 1 м его глубины следует принимать равным допустимому объему добавленной воды (притоку воды) на 1 м длины труб, диаметр которых равновелик по площади внутреннему диаметру колодца.

5. Допустимый объем добавленной воды (приток воды) в трубопровод, сооружаемый из сборных железобетонных элементов и блоков, следует принимать таким же, как для трубопроводов из железобетонных труб, равновеликих им по площади поперечного сечения.

6. Допустимый объем добавленной в трубопровод воды (приток воды) на 10 м длины испытываемого трубопровода за время испытания 30 мин для труб ПВД и ПНД со сварными соединениями и напорных труб ПВХ с клеевыми соединениями следует определять для диаметров до 500 мм включ. по формуле q = 0,03D, диаметром более 500 мм – по формуле q = 0,2 + 0,03D, где D – наружный диаметр трубопровода, дм; q – величина допустимого объема добавленной воды, л.

7. Допустимый объем добавленной в трубопровод воды (приток воды) на 10 м длины испытываемого трубопровода за время испытания 30 мин для труб ПВХ с соединениями на резиновой манжете следует определять по формуле q = 0,06 + 0,01D, где D – наружный диаметр трубопровода, дм; q – величина допустимого объема добавленной воды, л.

7.29. Трубопроводы дождевой канализации подлежат предварительному и приемочному испытанию на герметичность в соответствии с требованиями настоящего подраздела, если это предусмотрено проектом.

7.30. Трубопроводы из безнапорных железобетонных раструбных, фальцевых и с гладкими концами труб диаметром более 1600 мм, предназначенные по проекту для трубопроводов, постоянно или периодически работающих под давлением до 0,05 МПа (Б м вод. ст.) и имеющих выполненную в соответствии с проектом специальную водонепроницаемую наружную или внутреннюю обделку, подлежат гидравлическому испытанию давлением, определенным в проекте.

ЕМКОСТНЫЕ СООРУЖЕНИЯ

7.31. Гидравлическое испытание на водонепроницаемость (герметичность) емкостных сооружений необходимо производить после достижения бетоном проектной прочности, их очистки и промывки.

Устройство гидроизоляции и обсыпку грунтом емкостных сооружений следует выполнять после получения удовлетворительных результатов гидравлического испытания этих сооружений, если другие требования не обоснованы проектом.

7.32. До проведения гидравлического испытания емкостное сооружение следует наполнить водой в два этапа:

первый – наполнение на высоту 1 м с выдержкой в течение суток;

второй – наполнение до проектной отметки.

Емкостное сооружение, наполненное водой до проектной отметки, следует выдержать не менее трех суток.

7.33. Емкостное сооружение признается выдержавшим гидравлическое испытание, если убыль воды в нем за сутки не превышает 3 л на 1 м2 смоченной поверхности стен и днища, в швах и стенках не обнаружено признаков течи и не установлено увлажнения грунта в основании. Допускается только потемнение и слабое отпотевание отдельных мест.

При испытании на водонепроницаемость емкостных сооружений убыль воды на испарение с открытой водной поверхности должна учитываться дополнительно.

7.34. При наличии струйных утечек и подтеков воды на стенах или увлажнении грунта в основании емкостное сооружение считается не выдержавшим испытания, даже если потери воды в нем не превышают нормативных. В этом случае после измерения потерь воды из сооружения при полном заливе должны быть зафиксированы места, подлежащие ремонту.

После устранения выявленных дефектов должно быть произведено повторное испытание емкостного сооружения.

7.35. При испытании резервуаров и емкостей для хранения агрессивных жидкостей утечка воды не допускается. Испытание следует производить до нанесения антикоррозионного покрытия.

7.36. Напорные каналы фильтров и контактных осветлителей (сборные и монолитные железобетонные) подвергаются гидравлическому испытанию расчетным давлением, указанным в рабочей документации.

7.37. Напорные каналы фильтров и контактных осветлителей признаются выдержавшими гидравлическое испытание, если при визуальном осмотре в боковых стенках фильтров и над каналом не обнаружено течей воды и если в течение 10 мин величина испытательного давления не снизится более чем на 0,002 МПа (0,02 кгс/см2).

7.38. Водосборный резервуар градирен должен быть водонепроницаемым и при гидравлическом испытании этого резервуара на внутренней поверхности его стен не допускается потемнения или слабого отпотевания отдельных мест.

7.39. Резервуары питьевой воды, отстойники и другие емкостные сооружения после устройства перекрытий подлежат гидравлическому испытанию на водонепроницаемость в соответствии с требованиями пп. 7.31-7.34.

Резервуар питьевой воды до устройства гидроизоляции и засыпки грунтом подлежит дополнительному испытанию на вакуум и на избыточное давление соответственно вакуумметрическим и избыточным давлением воздуха в размере 0,0008 МПа (80 мм вод. ст.) в течение 30 мин и признается выдержавшим испытание, если величины соответственно вакуумметрического и избыточного давлений за 30 мин не снизятся более чем на 0,0002 МПа (20 мм вод. ст.), если другие требования не обоснованы проектом.

7.40. Метантенк (цилиндрическую часть) следует подвергать гидравлическому испытанию согласно требованиям пп. 7.31-7.34, а перекрытие, металлический газовый колпак (газосборник) следует испытывать на герметичность (газонепроницаемость) пневматическим способом на давление 0,005 МПа (500 мм вод. ст.).

Метантенк выдерживается под испытательным давлением не менее 24 ч. При обнаружении дефектных мест они должны быть устранены, после чего сооружение должно быть испытано на падение давления в течение дополнительных 8 ч. Метантенк признается выдержавшим испытание на герметичность, если давление в нем за 8 ч не снизится более чем на 0,001 МПа (100 мм вод. ст.).

7.41. Колпачки дренажно-распределительной системы фильтров после их установки до загрузки фильтров следует подвергать испытанию путем подачи воды интенсивностью 5-8 л/(с×м2) и воздуха интенсивностью 20 л/(с×м2) трехкратной повторяемостью по 8-10 мин. Обнаруженные при этом дефектные колпачки подлежат замене.

7.42. Законченные строительством трубопроводы и сооружения хозяйственно-питьевого водоснабжения перед приемкой в эксплуатацию подлежат промывке (очистке) и дезинфекции хлорированием с последующей промывкой до получения удовлетворительных контрольных физико-химических и бактериологических анализов воды, отвечающих требованиям ГОСТ 2874-82 и «Инструкции по контролю за обеззараживанием хозяйственно–питьевой воды и за дезинфекцией водопроводных сооружений хлором при централизованном и местном водоснабжении» Минздрава СССР.

7.43. Промывка и дезинфекция трубопроводов и сооружений хозяйственно–питьевого водоснабжения должны производиться строительно-монтажной организацией, выполнявшей работы по прокладке и монтажу этих трубопроводов и сооружений, при участии представителей заказчика и эксплуатационной организации при контроле, осуществляемом представителями санитарно-эпидемиологической службы. Порядок проведения промывки и дезинфекции трубопроводов и сооружений хозяйственно-литьевого водоснабжения изложен в рекомендуемом приложении 5.

7.44. О результатах произведенной промывки и дезинфекции трубопроводов и сооружений хозяйственно–питьевого водоснабжения должен быть составлен акт по форме, приведенной в обязательном приложении 6.

Результаты испытаний емкостных сооружений следует оформить актом, подписываемым представителями строительно-монтажной организации, заказчика и эксплуатационной организации.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К ИСПЫТАНИЮ НАПОРНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ И СООРУЖЕНИЙ ВОДОСНАБЖЕНИЯ И КАНАЛИЗАЦИИ, СТРОЯЩИХСЯ В ОСОБЫХ ПРИРОДНЫХ И КЛИМАТИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ

7.45. Напорные трубопроводы водоснабжения и канализации, сооружаемые в условиях просадочных грунтов всех типов вне территории промышленных площадок и населенных пунктов, испытываются участками длиной не более 500 м; на территории промышленных площадок и населенных пунктов длину испытательных участков следует назначать с учетом местных условий, но не более 300 м.

7.46. Проверка водонепроницаемости емкостных сооружений, построенных на просадочных грунтах всех типов, должна производиться по истечении 5 сут после их заполнения водой, при этом убыль воды за сутки не должна превышать 2 л на 1 м2 смоченной поверхности стен и днища.

При обнаружении течи вода из сооружений должна выпускаться и отводиться в места, определенные проектом, исключающие подтопление застроенной территории.

7.47. Гидравлическое испытание трубопроводов и емкостных сооружений, возводимых в районах распространения вечномерзлых грунтов, следует производить, как правило, при температуре наружного воздуха не ниже 0 °С, если другие условия испытания не обоснованы проектом.

Испытание магистральных трубопроводов
на прочность и проверку их на герметичность
выполняют одним из следующих способов:

— гидравлическим (водой, незамерзающими
жидкостями) — газопроводы, нефтепроводы
и нефтепродуктопроводы;

— пневматическим (воздухом, природным
газом) — газопроводы;

— комбинированным (воздухом и водой или
газом и водой) — газопроводы в горной
и пересеченной местности.

Испытание магистральных трубопроводов
на прочность и проверку на герметичность
следует проводить только при полной
готовности всего трубопровода (или его
участка), для этого испытываемый объект
должен быть уложен и засыпан; обвалован
или укреплен на опорах, очищена полость;
установлены арматура и приборы, катодные
выводы; удален персонал и вывезена
техника из опасной зоны; обеспечена
постоянная или временная связь.

До выполнения указанных работ по
испытанию должна быть представлена в
комиссию исполнительная документация
на испытываемый объект.

Способы испытания, границы участков,
испытательные давления и схемы проведения
испытания, в которых указаны места
забора и слива воды, согласованные с
заинтересованными организациями, а
также пункты подачи газа и обустройство
временных коммуникаций определяются
проектом. Протяженность испытываемых
участков не ограничивается, за исключением
случаев гидравлического испытания и
комбинированного способа, когда
протяженность участков назначается с
учетом гидростатического давления.

Установленные проектом способы испытания
на прочность и проверки на герметичность
могут быть изменены при представлении
строительно-монтажной организацией
своих технических решений, согласованных
с проектной организацией и заказчиком
в зависимости от
конкретных условий производства
работ. Изменения способов испытания
на прочность и проверки на герметичность
газопроводов должны быть согласованы
с заказчиком.

В целях повышения
качества строящихся
трубопроводов границы испытываемых
участков следует по возможности
совмещать с местами, где на трубопроводе
установлена линейная арматура, а
также сокращать число неиспытанных
«гарантийных» стыков.

Если в процессе
испытания трубопровода
произошли отказы (разрывы, утечки
и т. п.), то
трубопровод подлежит ремонту и
повторному испытанию на прочность и
проверке на герметичность.

13.5.2.1. Гидравлическое испытание

Для проведения гидравлического испытания
давление внутри трубопроводов следует
создавать водой. В отдельных случаях
испытание коротких участков
трубопроводов при минусовых температурах
наружного воздуха) по согласованию
с проектной организацией и заказчиком
допускается применять
для гидравлического испытания
незамерзающие среды (раствор
поваренной соли,
антифризы, дизельное топливо). В
качестве источников воды для
гидравлического испытания следует
использовать естественные или
искусственные водоемы (реки, озера,
водохранилища,
каналы и т.п.),
пересекаемые
строящимся трубопроводом или расположенные
вблизи него. Объем воды в источниках
должен быть достаточным
для проведения испытания, а уровень —
обеспечивать подачу её в
трубопровод чистой (без механических
примесей).

В состав работ
по гидравлическому
испытанию входят: подготовка к
испытанию и удалению воды, наполнение
трубопровода водой, подъем давления в
трубопроводе до испытательного, проверка
на прочность, сброс давления до
максимального рабочего, проверка на
герметичность, сброс давления до 0,1 —
0,2 МПа, удаление воды. При необходимости
включаются дополнительные работы,
связанные с ликвидацией отказов. Для
гидравлического испытания трубопровод
следует разделить на участки, протяженность
которых ограничивают с учетом разности
высотных отметок по продольному профилю
и испытательных давлений, установленных
проектом. При подготовке к испытанию
каждого участка необходимо, в соответствии
с принятой схемой испытания, выполнить
следующие операции:

— отключить испытываемый участок от
смежных участков сферическими заглушками
или линейной арматурой;

— смонтировать и испытать обвязочные
трубопроводы наполнительных и
опрессовочных агрегатов;

— смонтировать узел подключения агрегатов
к трубопроводу, совмещенный с узлом
пуска поршней-разделителей для промывки;

— запасовать узел приема поршней-разделителей;

— смонтировать контрольно-измерительные
приборы;

— смонтировать (при необходимости)
воздухоспускные краны.

Гидравлическое испытание выполняют по
двум основным схемам — в одну или обе
стороны от источника воды. При выполнении
работ по односторонней схеме наполнительные
и опрессовочные агрегаты устанавливают
в начале или в конце испытываемого
участка.

В схеме испытания необходимо предусматривать
возможность перепуска воды в участки,
которые подлежат последующему испытанию.
При заполнении участков трубопроводов
водой для гидравлического испытания
из них необходимо полностью удалить
воздух.

Удаление воздуха из трубопроводов
должно быть осуществлено с помощью
поршней-разделителей или через
воздухоспускные краны, установленные
в местах возможного скопления воздуха
и перед обводненными участками, на
которых не предусмотрена балластировка.

Наполнение трубопроводов без пропуска
разделителя необходимо осуществлять
при открытых воздухоспускных кранах,
которые закрывают, как только через них
перестает выходить воздух и потечет
плотная струя воды. Вытеснение из
трубопроводов воздуха с пропуском
поршней-разделителей следует выполнять
по отдельным участкам, подготовленным
к гидравлическому испытанию.

Выход разделителя из узла пуска, а также
его проход в узел приема следует
контролировать по приборам типа СКР
(сигнализатор контроля перемещения
разделителей). Прибор СКР монтируют на
патрубке, приваренном к трубопроводу.
Подвижный рычажок прибора входит через
патрубок внутрь трубопровода. При
проходе разделителя рычажок утапливается
в патрубок и одновременно поворачивает
лимб-указатель.

На трубопроводах, испытываемых
гидравлическим способом (поршни-разделители
перемещаются под давлением воды),
операцию вытеснения воздуха объединяют
с процессом очистки полости трубопровода
промывкой.

Проведение гидравлического испытания
при температуре окружающего воздуха
ниже 0°С допускается лишь при условии
предохранения трубопровода, линейной
арматуры и приборов от замерзания.

При испытании трубопроводов на прочность
и их проверку на герметичность места
утечек следует определять следующими
методами:

— визуальным, предполагающим выявление
места выхода из трубопроводов
непосредственно испытательной среды
(вода, воздух, газ) и учитывающим основные
признаки появления утечек, приведенные
в табл. 13.5;

— визуальным, предполагающим определение
места выхода из трубопроводов воды,
окрашенной трассирующими
веществами-красителями;

— акустическим, предполагающим определение
утечек по звуку вытекающей из трубопроводов
жидкости или газа без помощи или с
помощью приборов;

— поиска утечек по запаху специальных
веществ (одорантов), добавляемых в
испытательную среду (воду, воздух, газ);

— поиска утечек природного газа, основанным
на анализе приборами проб воздуха над
поверхностью грунта;

— определения утечки по падению давления
на испытываемом участке.

Места утечек с помощью трассирующих
веществ (красителей), а также с помощью
приборов следует определять при условии
выполнения требований специальных
инструкций по технологии производства
работ конкретным методом.

Для ускорения и упрощения поиска утечек
трубопроводы, на которых ведут эти
работы, разделяют на отдельные захватки,
ограниченные арматурой или заглушками.

13.5.2.2. Пневматическое испытание

Для проведения пневматического испытания
давление внутри трубопроводов создают
сжатым воздухом или природным газом. В
качестве источников сжатого воздуха
используют передвижные компрессорные
станции, которые в зависимости от объема
полости испытываемого участка и
испытательного давления применяют по
одной или объединяют в группы. В качестве
источников природного газа необходимо
использовать:

— месторождения (промыслы), которые
являются источниками газа для дан­ного
строящегося объекта или расположены
вблизи от этого объекта; действующие
газопроводы, к которым присоединяют
строящиеся объекты-отводы или
объекты-перемычки;

— действующие газопроводы, пересекающие
строящийся объект или проходящие
непосредственно около него.

Изменение давления в трубопроводах при
пневматическом испытании на прочность
и проверке на герметичность должно
соответствовать графику (рис. 13.24), причем
закачивать испытательную среду в
трубопровод следует со скоростью 0,3
МПа/ч с обязательным осмотром трассы
при давлении, равном 0,3 от испытательного
на прочность, но не выше 2 МПа.

Заполнение трубопровода воздушной или
газовой средой до создания в нем
испытательного давления на прочность,
а также испытание на прочность в течение
12 ч следует выполнять при открытых
кранах обводных линий и закрытых линейных
кранах. После окончания испытания
трубопровода на прочность при его
испытании на герметичность краны
обводных линий должны быть закрыты.

Для быстроты выявления утечек воздуха
или природного газа, добавляют одорант
(ароматизатор). Для этого на узлах
подключения к источникам воздуха или
газа монтируются установки для дозирования
одоранта. Рекомендуемая норма одоризации
этилмеркаптаном 50 — 80 г на 1000 м3
газа или воздуха.

Рис. 13.24. График изменения давления
в трубопроводе при пневматическом
испытании

1
— подъем давления от 0 до 0,3 pисп,
но не выше
2 МПа; 2
— осмотр
трассы; 3
— подъем
давления до рисп
= 1.1 рраб;
4
—
испытание
на прочность; 5 — снижение давления
до ргерм
= рраб;
6
—
проверка на герметичность

Если при осмотре трассы или в процессе
подъема давления обнаружена утечка, то
подачу воздуха или газа прекращают,
устанавливается возможность и
целесообразность дальнейшего проведения
испытаний или необходимость перепуска
воздуха или газа в соседний участок.
Выпуск газа в атмосферу допускается
лишь в исключительных случаях.

По окончании испытаний участка
трубопровода на прочность давление
необходимо снижать плавно, перепуская
воздух или газ в соседний участок и лишь
при достижении рра6 выполнять
контрольный осмотр трассы для проверки
герметичности. Время перепуска газа
или воздуха из одного участка трубопровода
в другой, а также конечное давление
перепуска испытательной среды, как
правило, определяют по номограммам,
приведенным в ВСН 157—83 «Инструкция по
производству очистки полости и испытанию
строящихся магистральных трубопроводов».

Трубопровод считается выдержавшим
испытание на прочность и проверку на
герметичность, если за время испытания
трубопровода на прочность давление
остается неизменным, а при проверке на
герметичность не будут обнаружены
утечки. При пневматическом испытании
на прочность допускается снижение
давления на 1 % за 12 ч.

13.5.2.3. Комбинированный способ
испытания

При комбинированном способе испытания
давление внутри трубопроводов создают
двумя средами — природным газом и водой
или воздухом и водой. Комплекс работ по
комбинированному способу испытания
включает следующие этапы:

— подготовка участка к испытанию и
удалению воды;

— заполнение испытываемого участка
природным газом или воздухом;

— заполнение испытываемого участка
водой до создания в нем давления,
необходимого для испытания на прочность;

— испытание на прочность; снижение
испытательного давления до максимального
рабочего в верхней точке участка;

проверку участка на герметичность;
удаление из испытываемого участка
воды.

При подготовке трубопроводов к испытанию
необходимо в соответствии с принятой
схемой провести следующие работы:

— отключить испытываемый участок от
смежных участков сферическими заглушками
или линейной арматурой; смонтировать
узлы подключения к источникам газа, а
также узлы пуска и приема разделителя;

— установить контрольно-измерительные
приборы;

— смонтировать и предварительно испытать
узлы подключения к трубопроводу и
обвязку опрессовочных агрегатов;

— опробовать работу агрегатов и
подсоединить их к испытываемому
трубопроводу.

Заполнение природным газом испытываемого
участка выполняется путем его отбора
из действующего газопровода до создания
в этом участке давления, равного
максимальному давлению в действующем
трубопроводе в последовательности,
принятой для пневматического испытания.
После заполнения участка природным
газом или воздухом давление в нем до
испытательного следует поднимать,
закачивая воду опрессовочными агрегатами.

Испытательное давление при комбинированном
способе должно быть в верхней точке
участка — максимальным испытательным
давлением, приятым (1,1 рраб) при
пневматическом способе, в нижней точке
участка — максимальным испытательным
давлением принятым (Рзав) при гидравлическом
способе.

Продолжительность испытания трубопровода
на прочность при комбинированном способе
определяют продолжительностью испытания
на прочность при пневматическом способе.

После испытания участка трубопровода
комбинированным способом из него
необходимо полностью удалить воду.

Состояние испытанного участка трубопровода
или находящегося в процессе эксплуатации
осуществляется специальным аппаратным
комплексом, оснащенным дефектоскопами,
автоматическими регистрирующими
устройствами искомой информации на
жесткий диск компьютера (см. рис. 13.24).

Картинка с сайта: instruk24.ru

Рис. 13.24. Схема
внутритрубного аппарата «Diascan»
для фиксации дефектов трубопро-вода
и оценки его состояния

Полученная запись состояния стенок
трубопровода позволяет изучить на
экране цветного монитора все
зарегистрированные дефекты и изъяны
(трещины, коррозионные язвочки и т.д. и
т.п.), распечатать полученную информацию
на бумажный носитель и принять необходимые
решения, в том числе о способе ремонтных
работ.

Контрольные вопросы к главе 13.

  1. Габариты отрываемой
    траншеи в различных грунтовых условий
    для укладки магистрального трубопровода.
    Крутизна откосов.

  2. Допуски при
    разработке траншеи для магистрального
    трубопровода.

  3. Опишите необходимый
    объём машин и оборудования для комплексной
    разработки траншеи под трубопровод D
    = 820 мм в средней полосе России.

  4. Какие условия
    обеспечивает поточно-механизированная
    технология разработки траншеи роторными
    экскаваторами.

  5. Опишите методы
    работ по устройству траншей для
    магистрального трубопровода на болотах
    1 – III
    типа.

  6. Как обеспечивается
    устойчивость трубопровода на обводнённых
    территориях.

  7. Опишите технологию
    закрепления трубопроводов с помощью
    анкеров.

  8. Технология
    закрепления трубопроводов балластировкой
    грунта с синтетическими материалами.

  9. Методы засыпки
    траншей и рекультивация земель вдоль
    трассы трубопровода.

  10. Способы укладки
    трубопровода в траншею.

  11. Определение
    параметров технологии укладки
    трубопровода в траншею.

  12. Технологии
    сварочных работ (подготовка и исполнение).

  13. Вид сварочных
    материалов, применяемых в трубопроводном
    строительстве.

  14. Способы изоляции
    магистрального трубопровода.

  15. Электрохимзащита
    от коррозии магистрального трубопровода.

Глава 12. ИСПЫТАНИЕ И СДАЧА
ТРУБОПРОВОДОВ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ

§ 1.
ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫЕ РАБОТЫ

После
окончания монтажных работ трубопроводы
различного назначения подвергают
наружному осмотру н испытаниям внутренним
давлением на прочность н герметичность
согласно проектной документации и правилам
производства и приемки работ,
соответствующих СНиП по видам
трубопроводов, СНиП В III-3-81, а также СН 298-64 по
пневматическому испытанию наружных
трубопроводов и правилам
Госгортехнадзора.

Цель наружного
осмотра смонтированных трубопроводов —
установить соответствие проекту н
готовность их к испытанию. При осмотре
проверяют состояние монтажных соединений,
отсутствие механических повреждений
трубопровода, легкость открывания и
закрывания запорных устройств,
правильность установки компенсаторов и
арматуры, снятие монтажных приспособлений,
обеспечение свободного удаления воздуха
при гидравлическом испытании установкой
кранов во всех повышенных точках
трубопровода, возможность заполнения его
водой и опорожнения после испытания.
Проверяют также правильность размещения и
состояние опор и подвесок, надежность
закрепления трубопроводов к опорным
конструкциям. Наружный осмотр
трубопроводов производят в присутствии
представителей заказчика и генерального
подрядчика. При наружном осмотре перед
засыпкой подземных трубопроводов грунтом
оформляется соответствующий акт на скрытые
работы.

Виды испытания
трубопроводов на прочность и испытательное
давление определяются проектами для каждой
линии трубопровода или его отдельного
участка. Если проектом не

определен
метод испытания трубопроводов, то он
устанавливается монтажной организацией в
зависимости от конкретных условий. Не
разрешается проводить испытания
трубопроводов из стекла и других хрупких
материалов сжатым воздухом. При испытании
на герметичность испытательное давление
должно быть равно рабочему. К испытанию
допускаются полностью смонтированные
трубопроводы или участки трубопроводов,
установленные на постоянные опоры и
подвески илн уложенные на основания
траншей и каналов, со смонтированной
арматурой и выполнением всех врезок,
дренажных устройств и спускных линий.
Присоединение сооружаемого трубопровода к
действующим разрешается после его
испытания и приемки.

Картинка с сайта: instruk24.ru

При подготовке к
испытанию составляют схему трубопровода,
подлежащего испытанию, на которой
указывают места подключения временных
трубопроводов, подающих воду, воздух или
другую испытательную среду, места врезки
спускных линий, установки воздушников,
заглушек, место сброса воды и т. п. Перед
испытанием участок трубопровода отключают
от оборудования и других трубопроводов н
заглушают. Использование запорной арматуры
для отключения участка испытываемого
трубопровода не разрешается. Узлы со
свободными фланцами на концах закрывают
заглушками.

Испытываемый
трубопровод присоединяют через два
запорных вентиля к гидравлическому прессу,
насосу, компрессору или воздушной сети,
создающим необходимое внутреннее
давление.

Манометры, применяемые при
испытании трубопроводов, должны быть
проверены и опломбированы
государственными контрольными
лабораториями по измерительной технике.
После опломбирования их можно использовать
в течение года.

Термометры,
применяемые при пневматическом испытании
трубопроводов, должны иметь цену деления не
более 0,1 °С.

Картинка с сайта: instruk24.ru

Перед испытанием трубопровод
промывается водой или продувается воздухом
(если это предусмотрено проектом) с целью
удаления мусора, окалины, грязи внутри
трубопровода.

Во время наружного
осмотра и испытаний трубопроводов
обеспечивают свободный доступ к арматуре и
всем соединениям (сварным, раструбным,
фланцевым и др.). Дефекты, обнаруженные в
процессе испытаний трубопроводов,
устраняют после снижения давления и
освобождения трубопроводов от воды.
Устранять дефекты в то время, когда
трубопровод находится под давлением,
запрещается. Подтягивать разъемные
соединения при необходимости следует,
предварительно ослабни затяжку хомутов
ближайших опор или подвесок. После подтяжки
соединений трубопровод вновь закрепляют.
После устра-

нения дефектов
трубопровод или его участок испытывают
повторно.

Испытание трубопровода
производят под непосредственным
руководством производителя работ или
мастера в строгом соответствии с
инструкциями и правилами техники
безопасности. О проведении испытаний
трубопровода составляются соответствующие
акты.

§ 2. ИСПЫТАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ТРУБОПРОВОДОВ

Картинка с сайта: instruk24.ru

Испытания
технологических трубопроводов на
прочность и герметичность могут быть
гидравлическими и пневматическими. Как
правило, технологические трубопроводы
испытывают гидравлическим способом.
Пневматический способ применяют в таких
случаях: температура окружающего воздуха
ниже 0°С, не хватает необходимого
количества воды на монтажной площадке,
возникают чрезмерные напряжения в
трубопроводе и опорных конструкциях от
значительной массы воды (прн больших
диаметрах и протяженности трубопроводов)’,
а также согласно указаниям проекта на
проведение испытаний трубопроводов на
герметичность воздухом или инертным
газом.

Гидравлические испытания. При
отсутствии в проекте размера испытательное
давление должно быть равным:

для
стальных (включая футерованные пластмассой
и эмалью) трубопроводов прн рабочих
давлениях до 0,5 МПа, а также для
трубопроводов, предназначенных для работы
с температурой свыше 400 °С, независимо от
давления,— 1,5 Рра6, но не менее 0,2
МПа;

для стальных трубопроводов при
рабочих давлениях свыше 0,5 МПа — 1,25
Ррг6, но не менее 0,8
МПа;

для трубопроводов из других
материалов—1,25 Рраб, но не менее: для
пластмассовых и стеклянных — 0,2 МПа, из.
цветных металлов и сплавов — 0,1
МПа.

Испытательное давление при
проверке на прочность выдерживают в
течение 5 мин, после чего его снижают до
рабочего и производят осмотр трубопровода.
Такое же давление для стеклянных
трубопроводов выдерживают в течение 20
мин.

У остальных трубопроводов
сварные швы при осмотре можно обстукивать
стальным молотком массой не более 1,5 кг, а у
трубопроводов из цветных металлов и
сплавов — деревянным молотком массой не
более 0,8 кг. Трубопроводы из прочих
материалов обстукивать не разрешается.
Результаты гидравлических испытаний
признают удовлетворительными, если за
время осмотра не произошло падения
давления по манометру, а в сварных швах
фланцевых соединений1, корпусах и
сальниках арматуры не обнаружено течи и
запотевания.

Наибольшая длина участка
трубопроводов, м

Предельное

Условный диаметр трубопровода, мм

внутренних

наружных

испытательное
да ал ен не, МПа

После достижения
испытательного давления испытываемый
трубопровод отключают от опрессовочного
агрегата или водопровода. При испытании
пластмассовых трубопроводов достижение
испытательного давления должно
обеспечиваться дополнительной подкачкой
воды для компенсации деформации
трубопровода при опрессовке.

При
гидравлическом испытании трубопроводов
при отрицательных температурах принимают
меры для предотвращения замерзания
жидкости — подогрев, введение добавок,
понижающих температуру замерзания,
утепление трубопроводов и
др.

Пневматические испытания
трубопроводов на прочность и герметичность
производят воздухом или инертным газом. Не
разрешается проводить такие испытания в
действующих цехах производственных
предприятий, а также на эстакадах, в каналах
и лотках, где уложены трубопроводы.
Испытательное давление при пневматическом
испытании иа прочность зависит от рабочих
параметров трубопровода и материала труб,
назначается таким же, как и при
гидравлическом испытании. Наибольшая длина
испытываемого участка и предельные
величины испытательного давления при
пневматическом испытании трубопроводов
надземной прокладки в зависимости от
диаметров применяемых труб приведены в
табл. 62.

Пневматические испытания
трубопроводов на прочность в случае
установки на нем арматуры из серого чугуна
допускаются при испытательном давлении не
выше 0,4 МПа. При этом не разрешается
обстукивать молотком трубопровод,
находящийся под давлением.

Давление
в трубопроводе при пневматическом
испытании следует поднимать постепенно с
осмотром трубопровода на следующих
ступенях при достижении: 60 °/о
испытательного давления для трубопроводов
с рабочим давлением до 0,2 МПа; 30 и 60 %
испытательного давления для трубопроводов
с рабочим давлением 0,2 МПа и выше. На
время осмотра подъем давления
прекращается. Окончательный осмотр
трубопроводов производится при рабочем
давлении и, как правило, совмещается с
испытанием их на герметичность. При этом
выявление дефектов герметичности сварных
стыков, фланцевых соединений и сальников
арматуры производят обмазкой соединений
мыльным нли другим раствором, галоидным
течеискателем и др.

Поперечные
сварные швы, в которых при испытании
трубопроводов обнаружены трещины, не
подлежащие исправлению, следует вырезать и
вместо них вставить отрезок трубы. Длина
прямого участка трубопровода между
сварными швами должна быть при условном
диаметре более 150 мм не менее 200 мм, а при 150 и
менее — 100 мм. Трубы и детали с дефектными
продольными швами заменяют
новыми.

При выдерживании
трубопровода под давлением следует вести
непрерывное наблюдение за показаниями
манометра. В случае повышения давления
вследствие нагревания трубопровода,
например солнечными лучами, следует
понизить давление до испытательного путем
выпуска части воздуха.

Картинка с сайта: instruk24.ru

На время проведения
пневматических испытаний трубопроводов
как внутри помещения, так и снаружи следует
устанавливать охранную зону, пребывание
людей в которой запрещается. Минимальное
расстояние в любом направлении от
испытываемого трубопровода до границы
зоны: при надземной прокладке — 25, при
подземной — 10 м. Границы зоны отмечают
флажками. Наблюдение за охраняемой зоной
обеспечивают путем установки контрольных
постов — для наружных трубопроводов в
условиях хорошей видимости один пост на 200 м
трубопровода; в остальных случаях
количество постов определяют с учетом
местных условий с тем, чтобы охрана зоны
была обеспечена надежно. В вечернее или
ночное время охраняемая зона должна быть
хорошо освещена. При проведении испытания
трубопроводов на герметичность с
определением падения давления на время
испытания охраняемая зона не
устанавливается.

Компрессор,
используемый при проведении испытаний,
размещают вне охраняемой зоны. Воздушная
магистраль от компрессора к испытываемому
трубопроводу должна быть предварительно
испытана гидравлическим
способом.

Результаты
пневматического испытания трубопроводов
на прочность считаются
удовлетворительными, если при испытании
давление по показаниям манометра ие упало и
при последующем испытании на плотность в
сварных швах и фланцевых соединениях не
было обнаружено утечки, пропусков или
потения. Осмотр должны производить
специально выделенные для этой цели и
проинструктированные лица.

§ 3.
ИСПЫТАНИЕ НАРУЖНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ
ВОДОСНАБЖЕНИЯ И КАНАЛИЗАЦИИ

Испытание
напорных трубопроводов на прочность и
герметичность производится гидравлическим
или пневматическим способом, выбираемым в
зависимости от климатических условий в
районе строительства и наличия
необходимого количества воды в период
испытаний. При отсутствии проекте
указания

о значении давления при
гидравлическом испытании его принимают в
соответствии со СНиП В III-3-81:

То же, с
рабочим

Для стальных трубопроводов
со стыковыми соединениями на сварке (в том
числе подводных) с рабочим давлением до 2
МПа…..

2 МПа
.

Рабочее плюс 0,5, но не менее 1
МПа

давлением более

Рабочее с коэффициентом
1,25

Для чугунных трубопроводов: со
стыковыми соединениями под за-чеканку (по
ГОСТ 9583—75 для труб всех классов) с рабочим
давлением до 1 МПа…..

с равнопрочными
стыковыми соединениями на резиновых
манжетах (по ГОСТ 21053—75) для труб
всех

классов …….

Для
асбестоцементных
трубопроводов

Рабочее плюс 0,3
МПа

Рабочее плюс 0,5 МПа Рабочее плюс
0,3 МПа

Напорные трубопроводы,
прокладываемые в траншеях или непроходных
тоннелях или каналах, должны испытываться
дважды:

предварительно на прочность
— до засыпки траншеи и установки
арматуры;

окончательно на прочность
и герметичность — после засыпки траншеи и
завершения всех работ на данном участке
трубопровода, но до установки арматуры,
вместо которой временно устанавливают
заглушки. Это испытание осуществляется при
участии представителей заказчика и
эксплуатирующей
организации.

Трубопроводы из
чугунных и асбестоцементных труб
испытывают при длине: менее 1 км — на один
прием; больше 1 км — участками не более 1 км;
из полиэтиленовых труб — не более 0,5 км.
Длину испытательных участков стальных
трубопроводов при гидравлическом способе
испытания разрешается принимать более 1 км.
Продолжительность предварительных
гидравлических испытаний металлических н
асбестобетонных труб под испытательным
давлением составляет не менее 10 мин,
полиэтиленовых — не менее 30 мин, после чего
давление снижается до рабочего и
производится осмотр
трубопроводов.

Напорный трубопровод
считается выдержавшим предварительное
гидравлическое испытание, если в нем под
испытательным давлением ие произошло
разрывов труб н фасонных частей, а под
рабочим давлением не обнаружено видимых
утечек воды.

Окончательное
гидравлическое испытание металлических и
асбестоцементных трубопроводов
допускается проводить сразу же после
засыпки траншеи грунтом и заполнения
трубопроводов водой. Продолжительность
испытания трубопроводов диаметром до 400 мм
должна быть не менее 10 мии, а диаметром
более 400 мм — не менее 30 мин. Участок
трубопровода считается выдержавшим
окончательное испытание, если за время
испытания не обнаружено нарушение его
целости, а величина испытательного
давления упадет не более чем на 0,05
МПа.

Трубопроводы, прокладываемые на
просадочных грунтах вне территории
промышленных площадок и населенных
пунктов, испытываются участками длиной не
более 600 м, а на территории промплощадок и
населенных пунктов — длиной не более 400 м.
При этом участки трубопроводов должны
находиться под испытательным давлением в
течение 15 мин, а особо ответственные,
оговоренные в проекте,— 30 мин. Вода после
опрессовки и промывки трубопровода должна
быть удалена за пределы территории
строительства.

Картинка с сайта: instruk24.ru

Для испытания напорных
трубопроводов водоснабжения и канализапии
допускается применять пневматический
способ при условии, что рабочее давление
стальных трубопроводов не превышает 1,6, а
чугунных и асбестоцементных — 0,5 МПа.
Предварительное пневматическое испытание
трубопроводов после их засыпки
проводится:

стальных — при рабочем
давлении до 0,5 МПа — испытательным
давлением 0,6 МПа, а прн рабочем давлении
свыше 0,5 МПа — испытательным давлением,
равным рабочему с коэффициентом
1,15;

чугунных н асбестоцементных
трубопроводов — испытательным давлением
0,15 МПа.

Окончательное
пневматическое испытание трубопроводов
после засыпки траншеи проводят
испытательным давлением, значения которого
следующие:

Таблица 63 Допускаемое
падение давления во время испытания (СНиП В
Н1-3-81)

Диаметр труб, мм

Стальные трубы

Чугунные трубы

Асбестоцементные трубы

продолжительность , испытания,
ч—мнн

падение давления,
ГПа

продолжительность
испытания, ч—мнн

падение
давления, ГПа

продолжительность испытания,
ч—мнн

: падение давления.
ГПа

100—125

0—30

0,55

0—15

0,65

0—15

1,3

150—250

1—00

0,75

0—30

0,65

0—30

1,3

300—400

2—00

0,75

1—00

0,7

1—00

14

450—600

4—00

0,8

2—00

0,8

3—00

1,6

700—900

6—00

С,6

3—00

0,6

5—00

1,2

1000—1420

12—00

0,7

4-00

0,5

6—00

1,0

для стальных
трубопроводов с рабочим давлением до 0,5 МПа
— 0,6 МПа, более 0,5 МПа — соответствовать
рабочему давлению с коэффициентом
1,1;

для чугунных и асбестоцементных
трубопроводов с рабочим давлением до 0,5 МПа
— соответствовать рабочему давлению с
коэффициентом 1,2.

Трубопровод
считается выдержавшим окончательное
пневматическое испытание, если не будет
нарушена его целостность и величина
падения давления не будет превышать
значения, указанного в табл.
63.

Безнапорные трубопроводы
испытывают на герметичность за один раз до
засыпки траншеи определением утечки воды
из трубопровода или определением притока
воды.

Перед испытанием уложенного
безнапорного трубопровода каждая труба
должна быть закреплена от смешения путем
подсыпки грунта на части ее длины на высоту
не более 0,5 диаметра. При этом стыки должны
быть открыты и доступны для осмотра.
Испытания безнапорных трубопроводов на
герметичность производят участками между
смежными колодцами. При затруднении с
доставкой воды испытание трубопроводов
диаметром более 500 мм, проходящих по
незастроенной территории, допускается
проводить
выборочно.

Гидростатическое
давление в трубопроводе при испытании на
утечку следует создавать путем заполнения
водой стояка, установленного в верхней
точке трубопровода, или наполнением водой
верхнего колодца, если последний подлежит
испытанию. Для трубопроводов диаметром
более 400 мм величину гидростатического
давления допускается принимать 40 Па при
глубине заложения труб свыше; 4 м. Величина
утечки определяется в верхнем колодце или
стояке по общему объему воды, добавленной
до первоначально установленного уровня.
Продолжительность испытания должна быть не
менее 30 мин, при этом понижение уровня воды
допускается не более чем на 20 см, после чего
производится подкачка воды до
первоначально установленного
уровня.

Участок безнапорного
трубопровода считается выдержавшим
испытание на герметичность, если суточная
утечка или поступление воды на 1 км длины в
трубопроводах диаметром 150 мм не превышает
7, 300—26, 450—34 и 600 мм—40 м3.

§ 4.
ИСПЫТАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ТЕПЛОВЫХ
СЕТЕЙ

Трубопроводы тепловых сетей
испытывают пробным давлением, равным 1,25
рабочего давления. Испытание подземных
трубопроводов, прокладываемых бесканально
и в непроходных каналах, должно
проводиться, как правило, дважды —
предварительно и окончательно, а
трубопроводов, прокладываемых в проходных
каналах, технических подпольях, надземных
каналах, снятие перекрытия которых не
требует раскопок, а также прокладываемых
надземно,— один раз —
окончательно.

Трубопроводы тепловых
сетей испытывают гидравлическим способом;
испытания пневматическим способом
допускается проводить при отрицательных
температурах наружного воздуха. В местах,
где по условиям строительства требуется
немедленное окончание работ,
предварительные испытания допускается
заменить 100 %-ной проверкой неразрушающими
методами контроля сварных стыков,
выполненных при
монтаже.

Температура воды в
трубопроводе при гидравлическом испытании
не должна превышать 40—45 °С. Заполнение
трубопровода допускается водой
температурой не выше 70 °С. Под
испытательным давлением трубопровод
выдерживают 10 мин, после чего давление
снижают до рабочего и производят осмотр
трубопровода. Дефекты, выявленные при
осмотре трубопровода, должны устраняться
после спуска воды, подчеканка дефектов
запрещается. После устранения дефектов
испытания повторяют.

Окончательное
гидравлическое испытание проводится после
завершения строительно-монтажных работ на
предъявляемой к приемке тепловой сети,
установки всего оборудования,
предусмотренного проектом, И засыпки
траншей. Ё зимнее время объем испытываемого
участка трубопровода должен быть не более
объема, который может быть заполнен или
опорожнен в течение 1 ч.

§
5. ИСПЫТАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ

Подземные и
надземные газопроводы после окончания
строительства испытывают в два этапа: на
прочность и герметичность. Участки
газопроводов на переходах через водные
преграды, а также под автомобильными
дорогами, железнодорожными и трамвайными
путями испытывают в три этапа: на прочность
после сваркн перехода или его части до
укладки на место; герметичность после
укладки его на место, полного монтажа и
засыпки всего перехода; на герметичность
при окончательном испытании всего
газопровода в целом.

Прн испытании
газопроводов применяют следующие типы
манометров: подземных и надземных
газопроводов на прочность— манометры
пружинные класса точности не ниже 1.5 по
ГОСТ 2405—80*; подземных газопроводов
на герметичность — манометры пружинные
образцовые класса точности не ниже 0,4 по
ГОСТ 6521—72*; надземных газопроводов на
герметичность— манометры пружинные класса
точности не ниже 1 по ГОСТ
2405—80*.

Подземные и надземные
газопроводы низкого и среднего давлений и
подземные газопроводы высокого давления
испытывают на прочность и герметичность
сжатым воздухом. Надземные газопроводы
высокого давления на прочность испытывают
водой, а на герметичность — воздухом. При
возникновении трудностей в проведении
гидравлических испытаний (зимнее время,
отсутствие воды на месте испытаний и др.)
допускается испытание на прочность
подземных газопроводов высокого давления
проводить воздухом при условии принятия
необходимых мер по обеспечению
безопасности.

Испытание на
прочность и герметичность подземных и
надземных газопроводов производится по
нормам испытательных давлений, приведенным
в табл. 64.

Испытание подземных
газопроводов на прочность проводится после
их засыпки на высоту 20—25 см над верхней
образующей трубы. Стыки газопроводов
низкого и среднего давлений при испытании
на прочность давлением до 0,45 МПа остаются
неизолированными и неприсыпанными.
Продолжительность испытания на прочность
подземных и надземных газопроводов должна
быть не менее 1 ч. После выдержки
трубопровода под испытательным давлением
последнее снижается до установлен-

.и

Испытательное давление. МПа

Газопроводы

на прочность

на
герметичность

Низкого давления до 0,005 МПа, кроме
дворовых газопроводов и вводов диаметром
условного прохода Dy 150 мм

0,3

0,1

Среднего давления свыше 0.С05
до 0,3 МПа

0,45

0,3

Высокого
давления свыше 0,3 до 0,6 МПа

0,75

0,6

То же, свыше 0,6 до 1,2 МПа

1,5

1.2

Дворовые и вводы низкого давления
до 0,005 МПа диаметром условного прохода
Dy 150 мм

0,1

0,1

Примечание. Испытание
газопроводов низкого и среднего давлений
на прочность допускается проводить
давлением 0.6 МПа.

ной нормы испытания
на герметичность. После этого производится
осмотр газопровода и проверка мыльным
раствором герметичности всех соединений
(сварных швов, фланцевых и резьбовых
соединений). Устранение дефектов
допускается производить только после
снижения давления в газопроводе до
атмосферного. Результаты испытания на
прочность считают положительными, если за
установленное время испытания нет видимого
падения давления по манометру и при осмотре
не обнаружены утечки.

Испытание
газопроводов на герметичность проводится
после положительных результатов испытания
на прочность. До начала испытаний иа
герметичность газопроводы выдерживают под
испытательным давлением в течение 4 ч и
времени, необходимого для выравнивания
температуры воздуха в газопроводе с
температурой окружающей среды.
Продолжительность испытаний на
герметичность должна быть для подземных
газопроводов 3 ч, надземных — 30 мин.
Результаты испытаний иа герметичность
следует считать положительными, если за
установленное время испытаний нет падения
давления и при осмотре газопровода и
проверке соединений ие обнаружены
утечки.

§ 1. НОРМИРОВАНИЕ И ОПЛАТА
ТРУДА

Для нормирования и оплаты труда
рабочих-сделыциков, занятых изготовлением
и монтажом трубопроводов, разработаны
Единые нормы и расценки (ЕНиР), утвержденные
Госстроем СССР, согласованные в ВЦСПС.
Расценки на изготовление и монтаж
трубопроводов составлены, исходя из
часовых тарифных ставок шестиразрядиой
сетки при 41-часовой рабочей
неделе.

Часовые тарифные ставки
соответствующего разряда рабочих
составляют: 1 — 43,8; 2 — 49,3; 3 — 55,5; 4 — 62,5; 5 —
70,2; 6 — 79,0 коп.

Нормы времени и
расценки на изготовление технологических
трубопроводов из углеродистой стали,
заготовку деталей и узлов, комплектацию
запорной и регулирующей арматуры
ре-

Таблица 65. Состав звеиа
слесарей-монтажников, чел.

Разряд
рабочих

Диаметры

трубопрово

дов, мм

2

3

4

5

6

100

200

500

Таблица 66.
Нормы времени и расценки на

Диаметр

Наименование работ

Единица измерения

50

Изготовление tdv6hhx
узлов с . „    „
   0,56

одним стыком
   10    м
   трубопровода

Добавка на
каждый последую- .    0,21

щий
стык
   стык

0—12,2

1,0

0—58,3

Добавка иа установку аомату- ,
рЫ    I    шт.
   арматуры

гламентированы
сборником ЕНиР 38-5. Указанные работы
предусматривается выполнять в
трубозаготовительных цехах, оснащенных
необходимым оборудованием и оснасткой. В
состав работ входит: подача труб в цех и
перемещение заготовок в его пределах,
очистка труб, обработка кромок
шлифовальной машиной, сборка узлов с
применением готовых отводов, тройников,
переходов, крестовин и заглушек с выверкой
и поддерживанием деталей при
электроприхватке, маркировка го товых
узлов, погрузка их на транспортные средства
и укладка в штабель. При производстве таких
работ непосредственно на монтажной
площадке норму времени и расценку умножают
на коэффициент 1,25.

Состав звена
слесарей-монтажников для выполнения работ
по изготовлению трубопроводов приведен в
табл 65.

Нормы времени и расценки,
приведенные в табл. 66, предусматривают
изготовление трубных узлов из деталей по
одной оси или под углом 90°. Если же угол
сборки более 90°, то значения второй строки
таблицы умножают иа 1,15. Эти же значения
умножают на 0,85 при соединении трубы с
деталью (отвод, переход, тройник и др.) или на
0,75 при креплении одной детали к другой.
Значения третьей строки таблицы, кото рые
включают установку арматуры с соединением
двух флан цевых стыков, при соединении
одного фланцевого стыка умножают на 0,7. При
изготовлении трубных узлов с выполнением
врезок (отсутствуют штампованные тройники,
крестовины), одну врезку считают за два
стыка, а одну крестовину за
четыре.

Отдельные виды работ,
выполненные при сооружении трубопроводов
различного назначения, приведены в
сборниках

изготовление трубных
заготовок, ч/руб.-коп.

труб, мм. до

80

100

150

200

250

300

400

500

0,67

1,1

1,45

1,75

2,0

23

2,8

3,2

0—39,1

0—64,2

0—89,3

1—0 8

1—21

1—39

1-69

1—93

0,36

0,42

0,63

0,81

1,15

1,4

1,8

2,2

0—21

0-24,5

0-38,8

(/ -49.9

0—69,4 0—84,5
1—09

1—33

1,65

1,65

2,5

3,7

5,0

6,2

9,5

12

0—96,2 0-96,2    1—54
   2—28    3—02    3—74
   5—73    7—24

Таблица
67. Состав звена слесарей-монтажников, чел.
(ЕНиР 38-5)

Условное давление, МПа

*

10

Разряд

рабочего

Диаметр труб, мм

до 400

более
400

до 200

от
200 до 400

6

1

1

5

1

1

2

1

4

2

2

1

2

3

1

1

1

1

2

1

1

1

—

ЕНиР: сборка и резка труб и
металлоконструкций — № 22, монтаж
технологических трубопроводов, арматуры,
испытание трубопроводов — № 26, такелажные
работы — № 24, внутри-построечиые и
транспортные работы — № 1, моитаж
внутренних санитарно-техиических систем
(отопление, водопровод, канализация и
водоснабжение)—№ 9—1, строительство
наружных сетей водопровода, канализации,
газоснабжения и теплофикации— №
10.

Для определения трудозатрат и
расценок на монтаж технологических
трубопроводов на условное давление до 4 МПа
и 10 МПа из углеродистой и нержавеющей
сталей рекомендуется пользоваться
укрупненными нормами и расценками
на

Таблица 68. Нормы времени, ч, и
расценки, руб.—коп., иа монтаж 1 м
трубопроводов из готовых узлов и
деталей

Диаметр труб Dy, мм, до

Внутрицеховые

Обвязочные

норма времени

расценка

норма
времени

расценка

80

0,53

0—32,3

0,57

0—34,8

100

0,6

0- 36,6

0,65

0—29.7

125

0,69

0—42,1

0,75

0—45,8

150

0,77

0—47

0,82

0-50

200

0,94

0-57,3

1,0

0-61

250

1,1

0-67,1

1,2

0—73,2

Диаметр труб Dy мм, до

Внутри цеховы е

Обвязочные

норма времени

Расценка

норма времени
‘

расценка

300

1,25

0—76,3

1,35

0—82,4

350

1,4

0—85,4

1,5

0—91,5

400

1,5

0—91.5

1,65

1—01

450

1,65

1—06

1,8

1 — 15

500

1,8

1—15

1,95

1—25

600

2,0

1—28

2,1

1—34

700

2.2

1—41

2,3

1—47

800

2,4

1—54

2,5

1-60

Таблица 69. Нормы времени, ч,

и расценки, руб.—коп.,
на

монтаж 1 т
трубопроводов Из готовых узлов

и деталей

Диаметр труб Dy.

мм.
до

Внутрицеховые

Обвязочные

норма времени

Расценка

норма
времени

расценка

80

47,0

28—70

50,0

30—50

100

41,0

25—00

44,0

26—80

125

39,0

23—80

42,0

25—60

150

30,0

18—30

33,0

20—10

200

27,0

16—50

29,0

17—70

250

23,0

14-00

25,0

15—30

300

20,0

12—20

21,0

12—80

350

16,0

9—76

17,5

10—68

400

14,0

8-96

15,5

9—46

500

13,5

8—64

14,5

9—28

600

13,0

8—32

13,5

8—64

700

12,5

8-00

13,0

8—32

800

11,5

7—36

12,5

8—00

монтажные и
специальные строительные работы (УНиР, вып.
2), разработанными
иормаТИВНо-исследовательской
станцией треста Промтехмоитаж-2
М.иимонтажспецстроя УССР. В этом сборнике
приведены также нормы времени и расценки иа
монтаж I м и 1 т трубопроводов диаметром от 25
до 1000 мм, в которых учтено гидравлическое
испытание трубопроводов. Со-

Наружный

Показатели

89

108

133

159

219

Норма времени Расценка

0,44

0—30,9

0,46

0-32,3

0,49

0—34,4

0,51

0—35,8

0,53 G—37,2

Таблица
71

Нормы времени,
ч,

Наружный

Показатели

108

133

159

219

Норма
времени Расценка

0,26

0—16,3

0,27

0—16,9

0,28

0—17,5

0,29

0—18,1

став звена
рабочих для моитажа технологических
трубопроводов приведен в табл.
67.

Нормы времени и расценки на моитаж
технологических трубопроводов из
углеродистой стали иа условное давление и
до

4 МПа приведены в табл. 68,
69.

Поправочные коэффициенты на нормы
и расценки в сборник УНиР, вып. 2 вводятся в
случаях монтажа трубопроводов:

1.15
   — иа высоте более 5 м с подмостей и
лестниц;

1,4 — то же, с люлек;

1.15
   — с применением электролебедок
или вручную;

0,9 — в каналах, траншеях
или при монтаже без гидравлического
испытания.

На работы, не
предусмотренные в сборниках ЕНиР и УНиР, а
также в случае применения иа строительных
объектах более совершенной технологии или
организации производства, использования
более производительных машин и
оборудования составляются калькуляции
трудозатрат. Такие калькуляции, в
частности, разработаны
нормативно-исследовательской станцией
треста Промтехмонтаж-1.

Пример 1.
Калькуляции трудозатрат на
полуавтоматическую резку труб без скоса
кромок диаметром 89—530 мм аппаратом для
воздушио-плазменной резки металлов АВПР-2
(скорость резаиия до 1 м в
мин).

диаметр труб, мм

273

325

377

426

478

530

0,57

0,6

0,62

0,64

0,7

0,75

0—40

0—42,1

0—43,5

0—44,9

0—49,1

0—52,7

и расценки, руб.—коп.,

на окраску 10 м плети

диаметр труб,
мм

245

273

325

377

426

478

0,3

0—18,7

0,3

0—18,7

0,31

0—18,7

0,32

0—19,4

0,33

0—21

0,35

0—22

Состав работ: подача трубы на
стеллаж, подача трубы н ее закрепление на
вращателе, разметка трубы, резка трубы,
выдача трубы (черного патрубка) при помощи
тележки иа стеллаж-накопитель и ее
возвращение в исходное
положение.

Выполняет работы резчик 5
разряда. Нормы времени и расценки на 10
перерезов приведены в табл. 70.

Пример
2. Калькуляция трудозатрат на окраску
плетей трубопроводов диаметром 100—500 мм иа
механизированной линии очистки, окраски,
сборки и сварки труб в плети (скорость
подачи труб по рольгангу и окраски
составляет от 1 до

5
м/мии).

Состав работ: подача плети по
рольгангу, сушка и нагрев труб при
прохождении через нагревательную камеру,
механическая очистка труб, окраска плети,
подача плети к стеллажу-иакопителю с
помощью тележек с последующей укладкой
плети иа стеллаж, возврат тележек для
вывоза плети.

Выполняет работы маляр
4 разряда. Нормы времени и расценки иа
окраску плетей приведены в табл.
71.

Для компенсации дополнительных
затрат рабочего времени, возникающих при
выполнении работ в зимних условиях, в общей
части ЕНиР приведены поправочные
коэффициенты. К калькуляциям трудозатрат и
расценкам эти коэффициенты применять не
разрешается.

Стоимость моитажа
трубопроводов регламентирована единичными
расценками сметной стоимости на моитаж
узлов трубопроводов из углеродистой и
легированной сталей (СНиП IV-6-83 «Сборник №
12» и СНиП IV-4-83). В нее ие входит стоимость
материалов труб, соединительных деталей
трубопроводов, фланцев, крепежных деталей.
Стоимость этих материалов принимается по
СНиП IV-4-83 ч. IV, гл. 4, прил. V. Количество
материалов труб по проекту с учетом отходов
определяется по СНиП IV-6-83, ч. IV, гл. 6,
«Сборник № 12», прил. 2 и включается в
стоимость выполненных
работ.

Расценки увеличиваются или
уменьшаются рядом доплат или скидок в
зависимости от условий работы (время года,
действующее предприятие или вновь
строящееся), климатического района
расположения объекта строительства,
степени завершенности монтажных работ (с
гидроиспытаиием, пневмоиспы-таиием или без
иих).

Стоимость моитажа
внутрицеховых и межцеховых трубопроводов
установлена в зависимости от материала
труб, характе-

Таблица 72. Стоимость
моитажа 1 т стальных трубопроводов с
фланцевыми и сварными соединениями из
готовых

узлов

Наружный
диаметр трубопроводов, мм

В том числе,
руб.

Прямые

затраты,

РУб.

эксплуатация

машин

основная зарплата
рабочих

всего

в т. ч. зарплата рабочих, обслуживающих
машины

матери

альные

ресурсы

Затраты

труда

рабочих,

чел.-ч

Группа
1. Трубопроводы из углеродистых сталей на
условное дав лете не более 2,5
МПа

32—38

194,0

179,0

5,32

1,45

9,56

328

45

168,0

155,0

4,90

1,36

8,17

275

57

125,0

114,0

3,75

1,19

6,92

200

76—159

79,1

62,4

13,30

7,12

3,49

НО

219—325

51,1

37,2

10,80

5,85

3,21

63

Наружный диаметр
трубопроводов, мм

‘В том числе, руб

Прямые затраты,
руб.

эксплуатация

Машин

основная зарплата
рабочих

всего

в т. ч. зарплата рабочих, обслуживающих
машины

матери

альные

ресурсы

Затраты

труда

рабочих,

чел.-ч

377—426

36,9

25,6

9,03

4,86

2,24

42

530

31,5

23,4

4,38

1,75

3,69

38

630

28,4

21,7

3,99

1,51

2,73

29

840—1420

26,1

20,0

3,80

1,48

2,25

33

‘руппа 2.
Трубопроводы из углеродистых сталей на
давление не более 10 МПа

условное

32

160,0

146,0

8,25

2,18

5,99

241

38

143,0

129,0

8,07

2,14

5,93

240

48—57

124,0

111,0

7,33

1,84

5,30

196

76—89

73,0

63,4

6,47

1,58

3,09

117

108

62,6

64,1

5,49

1,49

3.00

95

133

55,8

47,8

5,21

1,39

2,78

76

159—219

47,4

40,0

4,79

1,25

2,61

71

273—325

36.3

29,7

4,23

1,08

2,40

52

377

30,2

24,2

3,81

0,94

2,23

39

426

26,2

20,5

3,53

0,35

2,12

33

‘руппа 3.
Трубопроводы из труб легированных и
высоколеги

рованных

сталей на

условное давление не

более 2,5 МПа

45

327,0

242,0

57,6

19,4

27,60

418

57

294,0

213,0

54,7

17,7

26,00

379

76

233,0

157,0

51,8

16,0

24,50

277

89—426

176,0

104,0

48,9

15,2

22,90

179

530

105,0

51,5

46,6

14,9

7,20

88

720—820

94,7

43,4

43,9

14,4

7,31

73

1020—1220

76,7

33,5

36,8

12,4

6,48

57

ра соединений,
диаметра и давления. В расценках учтены
затраты на горизонтальное перемещение от
приобъектного склада до места установки на
расстояние до 1000 м, вертикальное до 5 м;
установку кронштейнов, опор, подвесок,
хомутов по

Таблица 73. Стоимость 1 т
трубопроводов из углеродистой стали на
условное давление до 2,5 МПа, руб.

Наружный диаметр и

Стоимость

Сметная сто

Итого

толщина
стенки труб.

моитажа

имость

мм

32X2

194,0

873,07

1067,07

45X2,5

168,0

790,32

958,32

57X3

125,0

614,10

739,10

76X3,5

97,8

514,42

612,22

89X3,5

97.8

471,70

569,50

108X4

79,1

437,88

516,98

133X4

79,1

404,95

484,05

159X4,5

79,1

380,92

460,02

19X7

51,1

333,75

384,85

273X7

51,1

326,63

377,73

325X8

51.1

316,84

367,94

377X9

55,1

315,06

366,16

426X9

36,9

329,30

366,20

530X7—720X9

31.5

362,23

357,73

трубопроводам на условное
давление до 10 МПа; изготовление и установку
байпасов; устройство перемычек для
заземления трубопроводов; наполнение
системы азотом и испытание трубопроводов. В
табл. 72 приведена стоимость моитажа из
готовых узлов наиболее распространенных
трубопроводов, поставляемых
трубозаготовительиыми
заводами.

Сметная стоимость узлов
технологических трубопроводов из
углеродистых, легированных и нержавеющих
сталей определяется по СНиП IV-4-83.
Предусмотрено, что узлы трубопроводов
выполнены с установкой необходимых деталей
(фланцев, отводов, тройников, переходов,
заглушек, патрубков, П-образ-иых
компенсаторов и т. п.), входящих в
конструкцию трубопровода, со сборкой на
постоянных прокладках, креплением болтами
и сваркой, из бесшовных труб из ст. 20.
Сметная стоимость 1 т узлов технологических
трубопроводов из углеродистой стали на
условное давление до 2,5 МПа в зависимости от
наружного диаметра и толщины стенки труб,
мм, следующая, руб.:

873.07
   45X2,5

790,32

514,42

437.88

380,92

32X2

57X3

89X3,5

133X4

614,1    76X3.5

471.7
   ШХ» 404,95 159X4.5

219X7
   ….    333,75    273X7
   ….    326,63

325X8
   ….    316,84    377X9
   ….    315,06

426X9
   ….    329,3    530X7—720X9
   .    .
   362.23

Общая стоимость
смонтированных трубопроводов, состоящая из
стоимости монтажа и сметной цены, приведена
в табл. 73.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение
1

Условные обозначения элементов
трубопроводов и арматуры (ГОСТ 2.784—70* ГОСТ
2.785—70)

Обозначение

Обозначение

Наименование

Наименование

Трубопровод

Соединение

трубопроводов

Перекрещивание
трубопроводов (без соединений)

4“
-ал-

Трубопровод

гибкий

Трубопровод
в трубе (футляре)

Разъемное
соединение трубопроводов: общее
обозначение

фланцевое

Подвеска:

неподвижная

направляю-щая
Переход: общее обозначение Детали
соединений трубопроводов:
тройник

крестовина

т
гг

отвод

коллектор,

гребенка

Конец
трубопровода с заглушкой: общее
обозначение

фланцевое

Компенсауор:
общее обозначение

Наименование

Обозначение

Наименование

Обозначение

П-образный

Л

угловой

волнистый

Опора
трубопровода:

Клапан трехходовой

Клапан
регулирующий: проходной

л

угловой

подвижная

~г

направляю

Край:

IXJ

щая

~т~

проходной

угловой

Край
трехходовой

Коидеисатоот-

водчик

Ъ

—Q—

скользящая

Клапан
запорный?

r?W7/77

проходной

сх

Задвижка

OKI

Приложение 2
Условные обозначения на чертежах
трубопроводов

Наименование

Обозначение

Наименование

Обозначение

Монтажный стык (граница узла)

Измерительная дисковая диафрагма,
устанавливаемая на ме- г сте монтажа 1

w*

1

¦

Соединение труб сваркой I
Концентрнче-ский переход Заглушка
сфе-рическая D То жег флание- и вая
14

Отвод крутоизогнутый:
   90,

60°

Клапан
запорный муфтовый Задвижка запорная
фланцевая с ручным приводом Клапан
запорный фланцевый с ручным
приводом

Задвнжка запорная
фланцевая с электроприводом Клапан
обратный поворотный

То же,
подъемный

—th-

ней—

-|А—

чая—

чо«ь-

Наименование

Клапан
регулирующий

Обозначение

-Al-

Арматура, устанавливаемая на
месте монтажа

Клапан
предохранительный
фланцевый

А

Конденсатоот-

водчик

Приложение
3

Перечень нормативных документов по
монтажу
трубопроводов

Газоснабжение.
Внутренние устройства Наружные сети и
сооружения

СНиП Ш-29-76

Водоснабжение, канализация и
теплоснабжение. Наружные сети и
сооружения

СНиП III-30-74

Инженерное и тех- СНиП В III-3-81
нологическое оборудование зданий и
сооружений. Внешние
сети

Технологическое оборудование и
технологические
трубопроводы

Магистральные
трубопроводы

СНиП 3.05-05-84

СНиП
111-42-80

Подземные
сооружения. Общие технические
требования

ГОСТ 9.015—74*

Правила устройства и безопасной
эксплуатации грузоподъемных кранов,
Госгортехнадзор СССР, 1972

Монтаж
распределительных
газопроводов

Изготовление
   и

монтаж трубопроводов
водоснабжения

Изготовление, монтаж
и испытание трубопроводов различного
назначения

Изготовление
   и

монтаж технологических
трубопроводов

Строительство н
реконструкция магистральных
трубопроводов

Антикоррозионная
защита стальных трубопроводов различного
назначения

Монтаж трубопроводов
различного назначения и
погрузочно-разгрузочные работы

й»

Наименование
документа

Шифр

Применение

Правила -устройства и безопасной
эксплуатации трубопроводов пара и горячей
воды, Г
осгортехнадзор,

1970

Правила
техники без опасности при строи тельстве
магистраль иых трубопроводов Миигазпром
СССР,

1971

Инструкция по разработке
ППР при монтаже внутренних сантехсистем
Инструкция по монтажу трубопроводов из
стеклянных труб Инструкция по разработке
ППР механо-монтажиых работ Инструкция по
монтажу технологических трубопроводов нз
пластмассовых труб

Инструкция по
проектированию и монтажу сетей
водоснабжения и канализации из
пластмассовых труб

Инструкция по
проектированию и строительству подземных
газопроводов из неметаллических труб
—

ВСН 237-80

ВСН 301-72 ВСН 319-77 ВСН
440-83

СН 478-80 СН 493-77

Монтаж
наружных трубопроводов
теплоснабжения

Монтаж
магистральных газопроводов

Монтаж
трубопроводов сантехсистем

Монтаж
стеклянных трубопроводов

Монтаж
технологических
трубопроводов

Изготовление и монтаж
пластмассовых технологических
трубопроводов

Изготовление и монтаж
пластмассовых трубопроводов систем
водоснабжения и
канализации

Изготовление и монтаж
пластмассовых и асбестоцементных труб
газопроводов

Инструкция
по изго- ВСН 362-76 товлению, монтажу и
испытанию технологических трубопроводов
условным давлением 10 МПа

Правила
устройства ПУГ-69 и безопасной эксплуатации
трубопроводов для горючих, токсичных и
сжиженных газов

Инструкция по пнев-
СН 298-64 матическому испытанию наружных
трубопроводов

Изготовление и моитаж
стальных технологических
трубопроводов

Монтаж
стальных

технологических

трубопроводов

Испытание
стальных трубопроводов различного
назначеиня

Приложение 4. Технические
характеристики инструмента для монтажа
трубопроводов

Таблица 1. Техническая
характеристика ключей гаечных
комбинированных (ККБ) (ТУ 36-1164-74)

Тип

ключей

Размеры, мм

Масса,

кг

Тип

ключей

Размеры, мм

Масса

кг

ККБ-8

135X18X5

0,045

ККБ-19

230X42X10

0,25

ККБ-10

150x22x6

0,08

ККБ-22

260X48X11

0,3

ККБ-12

170X26X7

0,1

ККБ-24

290x53x9

0,3

ККБ-14

190X30X8

0,13

ККБ-27

320x58x14

0,5

ККБ-17

210x35x10

0,17

ККБ-30

360X65X12

0,8

Показатель

«ТР-1 |

КТР-2

СТД-923/1

ГОСТ 18981—73*

Диаметр трубы, мм

10—36

20—50

До 42

Испытательный крутящий

момент, Н-м

150

270

—

Габариты,
мм:

длина

300

400

230

ширина

45

60

28

толщина

18

22

52

Масса, кг

0,74

1.54

0,75

Изготовитель

Пер мский

завод

Предприя

монтажных изде

тия Мин

лий и средств ав

монтаж

томатизации Мин

спецстроя

монтажспецстроя

СССР

СССР

Таблица 3. Техническая
характеристика ключей гаечных коликовых
монтажных (ТУ 36-1023-74)

Тип ключа

Диаметр
колика, мм

Длииа ключа,
мм

Масса,

КМК-17

5—12

240

0,14

КМК-19

6—15

280

0,24

КМК-22

7—18

330

0,28

КМК-27

8—22

410

0,56

кмк-зо

8—22

430

0.7

KMK-32

10—25

460

0,89

KMK-36

10—25

480

0,96

Погреш-

Предел

Наименование

намерения.

мерения.

Назначение

мм

Рулетки измеритель- 1; 2; 5; ные
металлические 10; 20; (ГОСТ 7502—80*)    30;
50

Метры ленточные
   1

сред-

1—5    Измерение
   боль

ших длин с невысокой
точностью

0,25—0,5 Измерение них
длин

Линейки измеритель- 0,15; 0,3; ные
металлические 0,5 ; 1 (ГОСТ 427—75*)

0,25
Измерение и раз-метка небольших
длин

Таблица 6. Техническая
характе

Гип
ключа

Размер зева, мм

Крутящий момент максимальный,
Н-м

Г аечный
трещеточный СТД-961/7 (ТУ 36-1609-74)

10—19

—

Гаечиый трещеточный КГТ-1

17—32

50

С регулируемым крутящим
моментом:

КРМ-60 (ТУ 36-836-74)

27,
30,32,36

600

КРМ-120 (ТУ 36-836-74)

27,30, 32,
36

1200

Предел

Наименование

измерения,

Назначение

град

Угольники плоские и 90
(посто-бортовые
   явный)

(ГОСТ
3749—77*)

Линейки поверочные 45, 55, 60
угловые

(ГОСТ 8026—75*)

Угломеры
с нониусом 0—180 (на-(ГОСТ 5378—66*)
   ружный)

40—180
(внутренний)

Разметка углов —
угольники по третьему классу точности.
Измерение углов — угольники по первому и
второму классам точности

Проверка
отклонения угла между рабочими
поверхностями

Измерение наружных
углов

То же, внутренних
углов

ристика специальных
ключей

Изготовитель

Наибольшие
размеры, мм

180x28x65    0,25
   Предприятие
Минмонтаж-

спецстроя
ССОР

340x40x40    0,61
   Пермский завод
монтажных

изделий и средств
автоматизации

Опытный завод
монтажных приспособлений, Ногинск

1018x102x66    11

1931X102X66
   17

Наименование

Диаметр,

мм

Длина,

мм

Шлямбур ШЛ (ОТУ 22-1566-69)

23

350—500

28

350—500

35

350—500

Зубнла
(ГОСТ 7211—72*):

слесарное

—

160—200

монтажное

—

250

Молоток
слесарный (ГОСТ 2310—77)

41

120

Кувалда кузнечная тупоносая
(ГОСТ 11401—75*)

Лом монтажный (ГОСТ
1405—83)

24

1300

Таблица 8.
Техническая
характеристика

Параметры

Тип
ключей

С открытым зевом
двусторонние ГОСТ 2839—80 *Е

С открытым
зевом односторонние ГОСТ
2841—80Е

Комбинированные ГОСТ
16983—80Е

Кольцевые двусторонние
коленчатые ГОСТ 2906—80Е

Торцовые со
сменными головками

Ширина зева
Размер головки Длина ключа

Ширина
зева Длина ключа

Ширина зева Размер
головки Длина ключа

Ширина зева
Размер головки Высота колена Длина
ключа

Ширина зева Размер
головкн

8X10

12×14

16 и 20

25 и 30

120

140

17

19

160

170

14

17

28 и 20

35
и 25

150

160

8X10

12X14

14 и 18

21 и 24

24

28

220

220

12

14

32

34

Масса, кг

Изготовитель

0,6—0,8

Завод
электромонтажных изделий № 10

0,8—1,0

Минмонтажспецстроя СССР

1,2—1,4

0,75

То же

0,57

0,8

Горьковский завод
электромонтажных ин

струментов Минмонтажспецстроя
СССР

4—8

4,2

ключей гаечных

ручных

Размеры, мм

17X19

22X24

27X30

32X36

36X40

40X50

50X55

35 и 42

46 и
50

55 и 62

65 и
72

74 и 82

94 и
102

102 и 112

175

220

260

310

350

420

460

22

24

27

30

32

36

41

185

215

240

260

270

300

340

19

22

24

27

30

36

41

42 и 28

46 и
33

50 и 35

55 и
39

62 и 43

75 и
52

85 и 58

180

200

220

260

280

300

360

17X19

22×24

27X30

32X36

36X40

46X50

50X55

26 и 28

33 и 36

40 и 44

46 и
52

50 и 62

66 и
76

75 и 83

32

36

38

42

46

48

50

280

320

360

450

480

500

530

17

19

22

24

27

30

32

36

38

40

42

45

48

50

В старых системах единиц

Величина

Наименование

Обозначение

Сила (усилие); нагрузка

килограмм-сила тонна-сила

К ГС,

тс

Механическое напряжение

килограмм-сила на квадратный
миллиметр

кгс/мм2

килограмм-сила на квадратный
сантиметр

кгс/см2

Давление

килограмм-сила на квадратный сантиметр
Миллиметр водяного столба

кгс/см2 мм вод. ст.

миллиметр ртутного
столба

мм рт. ст.

Момент силы

килограмм-сила-метр

кгс-м

Работа,
энергия

килограмм-сила-метр

кгс-м

Ударная
вязкость

килограмм-сила-метр на квадратный
сантиметр

кгс-
м/см2

Мощность

лошадиная
сила

л. с.

Момент инерции

сантиметр в четвертой степени

см4

Момент сопротивления

кубический сантиметр

см3

Частота вращения

обороты в минуту

об/мин

Производитель- кубический метр в
минуту м3/мин ность
(подача)

Паскаль
   Па

Паскаль
   Па

В международной системе

единиц (СИ)

Соотношение единиц

Наименование j Обозначение

| Ньютон    Н

Ньютон • метр    Н ¦
м

Джоуль    Дж

Джоуль
на квадратный метр
   Дж/м2

Ватт
   Вт

первой
степени

метр кубический в
   м3/с

секунду 1 кгс~9,8Н~
ЮН;

1 тс~9,8-103Н~9,8~ ~10кН

1
кгс/мм2~ 9,8′ 106Па ~ ~ 9,8МПа ~
ЮМПа

I кгс/см2 ~ 9,8 -104Па ~
~0,098МПа~0,1МПа

1 кгс-м ~9,8-Ю4Па ~
~0,098МПа~0,1МПа I мм вод. ст. ~ 9,8Па ~ ~ ЮПа

I
мм рт. ст.~133.3Па

1 кгс-м~9,8Нм~ ЮНм 1
кгс-м~9,8Дж~ 10Дж

I кгс-мм/см2 ~
9,8кДж/м2 1 л. с. ~ 735,5 Вт I см4=
10~8-м4

I см3=
10_в-м*

I об/мин= = 0.016С ЬО

1
об/с = С-1

I

I м3/мин= —
м3/с

Баришполов В. Ф.
Строительство наружных трубопроводов.
— М.: Высш. шк., 1980.— 199 с.

Зайцев К И.,
Шмелева И. А. Справочник по
сварочно-монтажным работам при
строительстве трубопроводов. — М.: Недра,
1982, —223 с.

Инструкция по
разработке проектов производства
механомонтажных работ: ВСН 319-77 /
Минмонтажспецстрой СССР.— М., 1978, —38
с.

Инструкция по монтажу
технологических трубопроводов из
пластмассовых труб:    ВСН
440-83/Минмонтажспецстрой

СССР, —М.,
1984.— 69 с.

Исаев В. А.. Сасин В. И.,
Чистяков Н. II. Устройство и монтаж
санитарно-технических систем зданий. — М.:
Высш. шк., 1984, —296 с.

Каневский М.
Д., Чернов Б. С., Купер М. Р.
Станки и механизмы для производства
санитарно-технических и вентиляционных
работ. — М.: Высш. шк., 1979. — 263
с.

Мельников О. Н., Ежов В. Т., Блоштейн
А. А. Справочник монтажника сетей
теплогазоснабжения. — Л.:
   Стройиздат,

1980, —208
с.

Монтаж технологического
оборудования / Под ред. Марше-ва В. 3. — М.:
Стройиздат, 1983. — 584 с.

Новиченко Ю. А.,
Персион А. А., Шестопал А. И.
Справочник по изготовлению и монтажу
технологических трубопроводов из
полимерных материалов. — К.: Буд1вельник, 1979.
— 148 с. Персион А. А., Седых Ю. И., Маркман
Ю. И. Справочник по монтажу
специальных сооружений.— К.:
Буд1вельник, 1981.— 272
с.

Ромейко В. С., Шестопал А. Н..
Персион А. А. Пластмассовые
трубопроводы. — М.: Высш. шк., 1984. — 200
с.

Строительные краны:
   Справочник.    / Под ред.
Станевско-

го В. П.— К.: Буд1вельник,
1984. — 240 с.

Тавастшерна Р. И.
Изготовление и монтаж технологических
трубопроводов. — М.: Стройиздат, 1980. — 299 с.
Технологические трубопроводы в
промышленном строительстве/Под ред.
Николаевского Е. Я. — М.: Стройиздат, 1979.— 800
с.

А. А. Персион К. А.
Гарус,

лауреаты Государственной
премии
УССР

Монтаж

трубо

проводов

[Справочник ^

¦рабочего

Киев

«Буд1вельник»

УДК
624.643.002.72

Монтаж трубопроводов.
Справочник рабочего / А. А. Персион, К. А.
Гарус.— К-: Бущвельник, 1987.— 208
с.

Приводятся справочные данные по
изготовлению и монтажу трубопроводов
различного назначения (технологических,
систем водоснабжения, канализации н др.).
Даются краткое описание и технические
характеристики оборудования и специальных
устройств, применяемых при изготовлении
секций, узлов стальных трубопроводов,
сварных и формованных деталей
пластмассовых трубопроводов, очистке,
грунтовке, антикоррозионной изоляции труб
и монтаже трубопроводных систем.
Нормативные материалы приведены по
состоянию на 1 января 1987 г.

Для
рабочих и бригадиров, занимающихся
монтажом трубопроводов.

Табл. 73. Ил.
46. Библиогр.: 204 с.

Рецензенты:
инженеры А. М. Мегедь, Б. Е. Айзин
Редакция литературы по специальным и
монтажным работам в
строительстве

Зав. редакцией С.
Н. Сотниченко

ГС 3204000000—011_
   (?) Издательство
«Буд1ве.льник»,

М203(04)—87
   ‘    1987

Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров    Стр. 1 из 43

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ОХРАНЕ ОКРУЖАЮЩЕЙ
СРЕДЫ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО
ОПРЕДЕЛЕНИЮ ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ

С ДОПОЛНЕНИЯМИ НИИ
АТМОСФЕРА

1999

СВЕДЕНИЯ О
ДОКУМЕНТЕ

Казанским управлением
«Оргнефтехимзаводы», г.
Казань

РАЗРАБОТАН

ВНЕСЕН

СОГЛАСОВАН

УТВЕРЖДЕН

ВКЛЮЧЕН

ВВЕДЕН

Начальник Ф.Ф.
Мухаметшин

МП «БЕЛИНЭКОМП», г.
Новополоцк

Директор Б.Ш.
Иофик

АОЗТ «ЛюБЭКОП», г.
Москва

Генеральный директор Ю.А.
Мазель

Управлением
государственного экологического контроля
и экологической безопасности окружающей
среды Научно-исследовательским институтом
по охране атмосферного воздуха приказом Г
оскомэкологии России №_от_

в «Перечень
Методических документов по расчету
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферу».

в действие с 01.01.1998 г. сроком
на 2 года для практического применения при
учете и оценке выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из резервуаров для
хранения нефтепродуктов на предприятиях
различных отраслей промышленности и
сельского хозяйства Российской
Федерации.

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1.
   Ссылки на нормативные
документы

2.    Основные
обозначения

3.    Термины и
определения

4.    Общие
положения

5.    Выбросы
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров перерабатывающих,
нефтедобывающих предприятий и
магистральных нефтепроводов

5.1.
   Исходные данные для расчета
выбросов

5.1.1.    Данные
предприятия

5.1.2.
   Инструментальные
измерения

5.1.3.    Расчет
давления насыщенных паров индивидуальных
жидкостей

5.1.4.    Расчет
давления газов над их водными
растворами

5.1.5.
   Определение молекулярной массы
паров жидкостей

5.1.6.
   Определение опытных значений
коэффициентов К

5.1.7.
   Определение опытных значений
коэффициентов К^

5.1.8.
   Определение значений
коэффициентов Кв

5.1.9.
   Определение опытных значений
коэффициентов Коб

5.2.
   Выбросы паров нефтей и
бензинов

5.3.    Выбросы паров
индивидуальных веществ

5.4.
   Выбросы паров многокомпонентных
жидких смесей известного состава

5.5.
   Выбросы газов из водных
растворов

5.6.    Выбросы паров
нефтепродуктов (кроме
бензинов)

6.    Выбросы
паров нефтепродуктов в атмосферу из
резервуаров нефтебаз, ТЭЦ, котельных,
складов ГСМ

6.1.    Исходные
данные для расчета выбросов

6.2.
   Выбросы паров
нефтепродуктов

7.    Выбросы
паров нефтепродуктов в атмосферу из
резервуаров автозаправочных
станций

7.1.    Исходные
данные для расчета выбросов

7.2.
   Выбросы паров
нефтепродуктов

8.    Примеры
расчета выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу

8.1.    НПЗ.
Бензин-катализат. Валовые выбросы

8.2.
   НПЗ. Бензин автомобильный.
Валовые выбросы. ССВ — понтон и отсутствие
ССВ

8.3.    НПЗ. Бензин
автомобильный. Идентификация
выбросов

8.4.    НПЗ. Керосин
технический

8.5.
   Растворитель № 646. Выбросы
компонентов

8.6.
   Нефтебаза. Бензин автомобильный.
Валовые выбросы

8.7.    АЗС.
Бензин автомобильный. Валовые
выбросы

8.8.    ТЭЦ. Мазут
топочный (резервуар с нижним боковым
подогревом).

8.9.    ТЭЦ. Мазут
топочный (резервуар без
обогрева).

Используемая
литература

Приложение 1. Предельно
допустимые концентрации (ПДК) и
ориентировочные

безопасные уровни
воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в
атмосферном воздухе населенных
мест

Приложение 2. Физико-химические
свойства некоторых газов и жидкостей
Приложение 3. Константы уравнения Антуана
некоторых веществ Приложение 4.
Значения постоянной Кг для водных
растворов некоторых газов (в

таблице
даны значения Кг • 10-9 в
мм. рт. ст.)

Приложение 5. Значения
молекулярной массы паров (m) нефтей и
бензинов Приложение 6. Атомные
массы некоторых элементовПриложение 7.
Значения опытных коэффициентов
К

Приложение 8. Значения
опытных коэффициентов Кр

Приложение
9. Значения коэффициентов
Кв

Приложение 10. Значения
опытных коэффициентов
Коб

Приложение 11. Компонентный
состав растворителей, лаков, красок и т.д.
(C% массовый)

Приложение 12.
Значения концентраций паров
нефтепродуктов в резервуаре С^,
удельных выбросов У~2, У3 и опытных
коэффициентов Кнп

Приложение
13. Количество выделяющихся паров бензинов
автомобильных при хранении в одном
резервуаре G , т/год

Приложение 14.
Концентрация загрязняющих веществ (% масс.)
в парах различных
нефтепродуктов

о

Приложение 15.
Концентрации паров нефтепродуктов (С,
г/м3) в выбросах паровоздушной
смеси при заполнении резервуаров и баков
автомашин Приложение 16. Давление
насыщенных паров углеводородов, Па

9.
Дополнение к «Методическим указаниям по
определению выбросов загрязняющих
веществ в атмосферу из
резервуаров»

Введение

1
Применение критериев качества
атмосферного воздуха

2.
   Данные о содержании вредных
веществ в парах нефтепродуктов разного
вида

3.    Расчет максимальных
и валовых выбросов паров нефтепродуктов в
атмосферу

4.    Примеры
расчета выбросов загрязняющих веществ в
атмосферу (дополнения и
уточнения)

5.
   Редакционные уточнения

ВВЕДЕНИЕ

1.1. Настоящий
документ:

Разработан с целью создания
единой методологической основы по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров на действующих,
проектируемых и реконструируемых
предприятиях;

Устанавливает порядок
определения выбросов загрязняющих веществ
из резервуаров для хранения нефтепродуктов
расчетным методом, в том числе и

на
основе удельных показателей
выделения;

Распространяется на
источники выбросов загрязняющих веществ
нефте- и газоперерабатывающих предприятий,
предприятий по обеспечению
нефтепродуктами (нефтебазы, склады
горюче-смазочных материалов, магистральные
нефтепродуктопроводы, автозаправочные
станции), тепловых электростанций (ТЭЦ),
котельных и других отраслей
промышленности;

Применяется в качестве
основного методического документа
предприятиями и территориальными
комитетами по охране природы,
специализированными организациями,
проводящими работы по нормированию
выбросов и контролю за соблюдением
установленных нормативов
ПДВ.

Полученные по настоящему
документу результаты используются при
учете и нормировании выбросов загрязняющих
веществ от источников предприятий,
технологические процессы которых связаны с
хранением нефтепродуктов в резервуарах
различных типов, а также в экспертных
оценках для определения экологических
характеристик подобного оборудования.

1. ССЫЛКИ НА НОРМАТИВНЫЕ
ДОКУМЕНТЫ

Методические указания
разработаны в соответствии со следующими
нормативными документами:

1. ГОСТ
17.2.1.04-77. Охрана природы. Атмосфера.
Источники и метеорологические факторы
загрязнения, промышленные выбросы. М.,
Изд-во стандартов, 1978.

2.    ГОСТ
17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера.
Правила установления допустимых выбросов
вредных веществ промышленными
предприятиями. М., Изд-во стандартов,
1980.

3.    ГОСТ 17.2.4.02-81. Охрана
природы. Атмосфера. Общие требования к
методам определения загрязняющих веществ.
М., Изд-во стандартов, 1982.

4.    ГОСТ
8.563-96. Методика выполнения измерений. М.,
Изд-во стандартов, 1996.

2.
ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

М — максимальные
выбросы загрязняющих веществ в атмосферу,
г/с;

G — годовые выбросы загрязняющих
веществ в атмосферу, т/год;

—
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, принимаемый равным
производительности насоса,
м3/час;

-з

Q^ — количество
нефтепродуктов, закачиваемое в резервуары
АЗС в течение осенне-зимнего периода года,
м3/период;

о

QM — то же, в
течение весенне-летнего периода,
м3/период;

В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течение года,
т/год;

Воз — то же, в течение
осенне-зимнего периода,
т/период;

Ввл — то же, в течение
весенне-летнего периода, т/период;

*нк —
температура начала кипения жидкости,
°С;

I TTiiVy TTlTI L    О /г‘ч

tj7
>^зк — максимальная и минимальная
температура жидкости в резервуаре,
С;

3

рт, — плотность
жидкости, т/м ;

I ж

Xj, %2 — время
эксплуатации резервуара соответственно,
сут/год и час/сут;

Р38 — давление
насыщенных паров нефтей и бензинов при
температуре 38 °С и соотношении газ-жидкость
4 :    1,    мм. рт.
ст.;

С20 — концентрация насыщенных
паров нефтепродуктов (кроме бензина) при
температуре    20 °С и соотношении
   газ-жидкость 4 : 1, г/м ;

Pt —
давление насыщенных паров индивидуальных
веществ при температуре жидкости,
мм.рт.ст.;

pi — парциальное давление
пара индивидуального вещества над
многокомпонентным раствором, в равновесии
с которым он (пар) находится, Па или мм. рт.
ст.

А, В, С — константы в уравнении Антуана
для расчета равновесного давления
насыщенных паров жидкости;

Кг —
константа Генри для расчета давления газов
над водными растворами, мм. рт. ст.;

К
Кр, Кв, Коб, Кнп —
коэффициенты;

Xi — массовая доля
вещества;

m — молекулярная масса паров
жидкости;

о

Vp — объем резервуара,
м3;

Np — количество резервуаров,
шт.;

С — концентрация i-ro загрязняющего
вещества, % масс;

С — концентрация паров
нефтепродукта в резервуаре, г/м ;

У2, У3 —
средние удельные выбросы из резервуара
соответственно в осенне-зимний
весенне-летний периоды года, г/т;

G-^ —
выбросы паров нефтепродуктов при хранении
бензина автомобильного в одном резервуаре,
т/год;

Vcfl — объем слитого
нефтепродукта в резервуар АЗС,
м3;

о

Ср — концентрация паров
нефтепродуктов при закачке в резервуар АЗС,
г/м3;

Сб — то же в баки автомашин, г/м
;

G^j. — выбросы паров нефтепродуктов при
закачке в резервуары АЗС и в баки автомашин,
т/год;

GHp — неорганизованные
выбросы паров нефтепродуктов при проливах
на АЗС, т/год.

3. ТЕРМИНЫ И
ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Термины

Определения

Загрязнение атмосферы

Изменение состава атмосферы в
результате наличия в ней примеси.

Загрязняющее воздух вещество

Примесь в атмосфере, оказывающая
неблагоприятное действие на окружающую
среду и здоровье людей.

Выброс вещества

Вещество,
поступающее в атмосферу из источника
примеси.

Концентрация
примеси в атмосфере

Количество вещества, содержащееся в
единице массы или объема воздуха,
приведенного к нормальным условиям

Предельно-допустимая
концентрация примеси в атмосфере

Максимальная концентрация примеси в
атмосфере, отнесенная к определенному
времени осреднения, которая при
периодическом воздействии или на
протяжении всей жизни человека не
оказывает на него вредного действия, и на
окружающую среду в целом.

Ориентировочно безопасный уровень
воздействия загрязняющего атмосферу
вещества (ОБУВ)

Временный
гигиенический норматив для загрязняющего
атмосферу вещества, устанавливаемый
расчетным методом для целей проектирования
промышленных объектов.

4. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

4.1.
   Разработка настоящего документа
проведена исходя из определения термина
«унификация» — приведение имеющихся путей
расчета выбросов от однотипных резервуаров
на действующих, проектируемых и
реконструируемых предприятиях в пределах
массива существующих методик к наибольшему
возможному единообразию.

4.2. В документе
приведены справочно-информационные и
экспериментальные данные о
физико-химических свойствах, концентрациях
и величинах

удельных выбросов из
резервуаров для хранения наиболее
распространенных индивидуальных веществ и
многокомпонентных технических смесей,
применяемых в нефтехимической,
нефтеперерабатывающей и других отраслях
промышленности, а также расчетные формулы
для определения максимальных (г/с) и валовых
(т/г) выбросов соответствующих загрязняющих
веществ.

4.3.    По данной методике
могут выполняться расчеты выделений
(выбросов) загрязняющих веществ:

— для
нефти и низкокипящих нефтепродуктов
(бензин или бензиновые фракции) — суммы
предельных углеводородов С1 — С10
и непредельных С2 — С5 (в
пересчете на С5) и ароматических
углеводородов (бензол, толуол, этилбензол,
ксилолы);

—    для высококипящих
нефтепродуктов (керосин, дизельное топливо,
масла, присадки и т.п.) — суммы углеводородов
С^ — С^.

4.4.    Расчеты ПДВ (ВСВ) в
атмосферу от резервуаров с нефтями и
бензинами выполняются с учетом разделения
их на группы веществ:

—
   углеводороды предельные
алифатические ряда С! — С^ (в пересчете на
пентан*));

* Примечание: до
утверждения ОБУВ для Сх — С5 и
С6 — С10

—
   углеводороды непредельные
С2 — С5 (в пересчете на
амилен);

—    бензол, толуол,
этилбензол, ксилолы;

—
   сероводород.

Остальные
технические смеси (дизельное топливо,
печное и др., мазут) не имеют ПДК (ОБУВ).
Поэтому, выбросы от этих продуктов временно
принимаются как «углеводороды предельные
С^ — С19». Значения ПДК и ОБУВ ряда веществ и
технических смесей представлены в
Приложении 1.

4.5.
   Индивидуальный состав
нефтепродуктов определяется по данным
завода-изготовителя (техническому
паспорту) или инструментальным
методом.

4.6.    Только для случаев
недостаточности информации для расчета по
данной методике, а также, когда источник
загрязнения не охватывается разделами
настоящего документа, рекомендуется
руководствоваться отраслевыми методиками,
включенными в «Перечень…» [1].

5. ВЫБРОСЫ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ
ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ,
НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ

ПРЕДПРИЯТИЙ И
МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

5.1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ
РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ

5.1.1.
ДАННЫЕ ПРЕДПРИЯТИЯ

По данным
предприятия принимаются:

—
   максимальный объем паровоздушной
смеси, вытесняемой из резервуара (группы
одноцелевых резервуаров) во время его
закачки (V^01 , м3/час),

равный
производительности насоса;

—
   количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течение года (В,
т/год) или иного периода года;

—
   температура начала кипения
(1:нк, °C) нефтей и
бензинов;

3

—
   плотность (рж, т/м ) нефтей и
нефтепродуктов;

—    время
эксплуатации резервуара или групп
одноцелевых резервуаров (т^, сут/год, Т2,
час/сут);

— давления насыщенных паров
нефтей и бензинов (Р38, мм. рт. ст.)
определяются при температуре 38 °С и
соотношении газ-жидкость 4 :
1.

Примечание. Для нефтеперерабатывающих
заводов и других крупных предприятий
давление насыщенных паров целесообразно
определять газохроматографическим
методом. Физико-химические свойства
некоторых газов и жидкостей представлены в
приложении 2.

5.1.2.
ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ

Температуру
жидкости измеряют при максимальных (, °С) и
минимальных (t^fL, °С) ее значениях в
период закачки в
резервуар.

Идентификацию паров нефтей и
бензинов (Q, % масс.) по группам
углеводородов и индивидуальным веществам
(предельные, непредельные,
бензол,

толуол, этилбензол, ксилолы и
сероводород) необходимо проводить для всех
вышеуказанных предприятий. Углеводородный
состав определяют газохроматографическим
методом, а сероводород — фотометрическим [2 —
4].

-з

Концентрации насыщенных паров
различных нефтепродуктов (кроме бензина)
при 20 °С и соотношении газ-жидкость 4 : 1 (С20,
г/м3)
определяются

газохроматографическими
методами [3 — 4] специализированными
подразделениями или организациями,
имеющими аттестат аккредитации и, при
необходимости, соответствующие
лицензии.

5.1.3. РАСЧЕТ
ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ
ИНДИВИДУАЛЬНЫХ
ЖИДКОСТЕЙ

Давления насыщенных паров
индивидуальных жидкостей при фактической
температуре (Р^ мм. рт. ст.) определяются по
уравнениям Антуана:

(5.1.1)

или

где:
А, В, С — константы, зависящие от природы
вещества, для предприятий нефтепереработки
принимаются по приложению 3, а для
предприятий иного профиля — по справочным
данным, например, «Справочник химика» т. 1. Л.
«Химия», 1967.

Кроме того, давление
насыщенных паров жидкостей можно принимать
и по номограммам Pt = Д^), например,
[10] (Павлов К.Ф. и др. «Примеры и

задачи
по курсу процессов и аппаратов химической
технологии», М., «Химия», 1964), и по
ведомственным справочникам.

Примечание:
Парциальное равновесное давление пара
индивидуального вещества (в паро-воздушной
смеси) над многокомпонентным раствором
(нефтепродуктом) может быть определено по
закону Рауля [9]:

где: х; — мольная
доля i-го вещества в растворе; Рt —
определяется по уравнениям 5.1.1 —
5.1.2.

5.1.4. РАСЧЕТ
ДАВЛЕНИЯ ГАЗОВ НАД ИХ ВОДНЫМИ
РАСТВОРАМИ

Давления газов над их
водными растворами при фактической
температуре (Pt, мм. рт. ст.) рассчитываются по
формуле:

(5.1.3)

где: Кр —
константа Генри, мм. рт. ст., принимается по
справочным данным или (для некоторых газов)
по приложению 4; Xi — массовая доля i-го газа,
кг/кг воды;

18 — молекулярная масса
воды;

Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров    Стр. 8
из 43

m^ — молекулярная масса i-ro газа (см. п.
5.1.5).

5.1.5.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ ПАРОВ
ЖИДКОСТЕЙ

Молекулярная масса паров
нефтей и нефтепродуктов принимается в
зависимости от температуры начала их
кипения по приложению 5.

Молекулярная
масса однокомпонентных веществ
нефтепереработки принимается по данным
приложения 2, а для других продуктов — по
справочным данным или, расчетам, исходя из
структурной формулы вещества.

Атомные
массы некоторых элементов представлены в
приложении 6.

5.1.6.
   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
КОЭФФИЦИЕНТОВ К

К — опытный коэффициент
для пересчета значений концентраций
насыщенных паров в резервуарах при
температуре 38 °С к фактической
температуре.

¦Р38′ Рзз
   (5-1.4)

3

где: pt —
плотность паров жидкости при фактической
температуре, кг/м ;

3

Р38 — то же,
при температуре 38 °С, кг/м .

Значения
коэффициента Ktmax и
Ktmin принимаются в зависимости
от максимальной (max) и минимальной (min)
температуры жидкости при закачке ее в
резервуар по приложению 7.

5.1.7.    ОПРЕДЕЛЕНИЕ
ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ
КР

Кр — опытный коэффициент,
характеризующий эксплуатационные
особенности резервуара.

-3

где: Сф —
фактическая концентрация паров жидкости,
г/м3;

Сн — концентрация насыщенных
паров жидкости, г/м .

Сф и Сн
определяются при одной и той же
температуре.

Все эксплуатируемые на
предприятии резервуары определяются по
следующим признакам:

—
   наименование жидкости;

—
   индивидуальный резервуар или
группа одноцелевых резервуаров;

—
   объем;

—    наземный или
заглубленный;

—    вертикальное
или горизонтальное расположение;

—
   режим эксплуатации (мерник или
буферная емкость);

—
   оснащенность техническими
средствами сокращения выбросов (ССВ):

—
   понтон, плавающая крыша (ПК),
газовая обвязка резервуаров (ГОР);

—
   количество групп одноцелевых
резервуаров.

Примечание 1. Режим
эксплуатации «буферная емкость»
характеризуется совпадением объемов
закачки и откачки жидкости из одного и того
же резервуара.

Значения Кр принимаются
по данным приложения 8, кроме ГОР.

При
этом в приложении 8:

Кр
подразделяются, в зависимости от разности
температур закачиваемой жидкости и
температуры атмосферного воздуха в
наиболее холодный период года, на три
группы:

Г руппа А. Нефть из
магистрального трубопровода и другие
нефтепродукты при температуре
закачиваемой жидкости, близкой к
температуре воздуха.

Группа Б. Нефть
после электрообессоливающей установки
(ЭЛОУ), бензины товарные, бензины широкой
фракции (прямогонные, катализаты, рафинаты,
крекинг-бензины и т.д.) и другие продукты при
температуре закачиваемой жидкости, не
превышающей 30 °С по сравнению с
температурой воздуха.

Группа В. Узкие
бензиновые фракции, ароматические
углеводороды, керосин, топлива, масла и
другие жидкости при температуре,
превышающей 30 °С по сравнению с
температурой воздуха.

Значения
коэффициента Кргор для газовой
обвязки группы одноцелевых резервуаров
определяются в зависимости от
одновременности закачки и откачки жидкости
из резервуаров:

(5.1.6)

где:
(0зак — QOTR) — абсолютная средняя
разность объемов закачиваемой и
откачиваемой из резервуаров
жидкости.

Примечание 2. Для группы
одноцелевых резервуаров с имеющимися
техническими средствами сокращения
выбросов (ССВ) и при их отсутствии (ОТС)
определяются средние значения
коэффициента Крср по
формуле:

Картинка с сайта: instruk24.ru

5.1.8.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗНАЧЕНИЙ КОЭФФИЦИЕНТОВ
Кв

(5.1.7)

Коэффициент Кв
рассчитывается на основе формулы Черникина
(ф-ла 1, [13] в зависимости от значения
давления насыщенных паров над жидкостью.
При Pt ? 540 мм. рт. ст. Кв = 1, а при больших
значениях принимается по данным приложения
9.

5.1.9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПЫТНЫХ ЗНАЧЕНИЙ
КОЭФФИЦИЕНТОВ КОБ

Значение
коэффициента Коб принимается в
зависимости от годовой оборачиваемости
резервуаров (n):

В

(5.1.8)

•з

где:
Vp — объем одноцелевого резервуара,
м3.

5.2. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕЙ И
БЕНЗИНОВ

Валовые выбросы паров
(газов) нефтей и бензинов рассчитываются по
формулам: максимальные выбросы (М, г/с)

М = P38‘m’K^ -К?“ — К, ¦ VT ¦ 0Л63¦
10

-А

(5.2.1)

годовые выбросы (G, т/год)

V m ¦ (КГ ‘    +
   КГ)’ Кр ‘    ‘
   В‘ °>294

G =

Ю7‘Рж

(5.2.2)

где: Р38 — давление насыщенных
паров нефтей и бензинов при температуре 38
°С; m — молекулярная масса паров
жидкости;

Ktmn, Ktmax
— опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 7.

Крср,
Кpmах — опытные коэффициенты,
принимаются по Приложению
8.

VHmax — максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м
/час;

Кв — опытный коэффициент,
принимается по Приложению 9;

Коб —
коэффициент оборачиваемости, принимается
по Приложению 10;

рт, — плотность
жидкости, т/м ; ж

В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуары в течении года,
т/год.

Примечание 1. Для предприятий,
имеющих более 10 групп одноцелевых
резервуаров, допускается принимать
значения коэффициента Крср и
при максимальных выбросах. Примечание 2. В
случае, если бензины автомобильные
закачиваются в группу одноцелевых
резервуаров в летний период, как бензин
«летний», а в зимний период года, как бензин
«зимний», то:

_ 0,294 ¦ |fe8 КГ ¦¦ К“- тГ +
|fce ¦ КГ¦ тр[ К? ¦ К,( ¦ В

G
=

(5.2.3)

Выбросы паров нефтей и бензинов
по группам углеводородов (предельных и
непредельных), бензола, толуола,
этилбензола, ксилола и сероводорода
рассчитываются формулам:

максимальные
выбросы (М^ г/с) i-го загрязняющего
вещества:

м{ = м • с •
10—

2

(5.2.4)

годовые выбросы (Gi,
т/год):

(5.2.5)

Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров    Стр. 11 из 43

где
Ci — концентрация i-ro загрязняющего
вещества, % мас.

5.3. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
ИНДИВИДУАЛЬНЫХ ВЕЩЕСТВ

Выбросы паров
жидкости рассчитываются по формулам:
максимальные выбросы (М, г/с)

годовые выбросы (G, т/год)

где
Р^П Ptmax — давление насыщенных
паров жидкости при минимальной и
максимальной температуре жидкости
соответственно, мм. рт. ст.; m — молекулярная
масса паров жидкости;

Крср,
К^- — опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 8;

Кв — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
9;

•з

VHmax —
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, м /час;

3

рт, —
плотность жидкости, т/м ;
ж

!ж™п, ^max —
минимальная и максимальная температура
жидкости в резервуаре соответственно,
°С;

Коб — коэффициент
оборачиваемости, принимается по Приложению
10;

В — количество жидкости, закачиваемое
в резервуар в течение года, т/год.

5.4. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
МНОГОКОМПОНЕНТНЫХ ЖИДКИХ СМЕСЕЙ
ИЗВЕСТНОГО СОСТАВА

Выбросы i-ro
компонента паров жидкости рассчитываются
по формуле

—
   максимальные выбросы (Mj, г/с)

—    годовые выбросы (G,
т/год)

где Ptjmin, Р^гаах —
давление насыщенных паров i-ro компонента
при минимальной и максимальной температуре
жидкости соответственно, мм. рт. ст.;

Xj —
массовая доля вещества;

Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров
   Стр.

Крср, Kpmax
— опытные коэффициенты, принимаются по
Приложению 8;

Кв — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
9;

Коб — коэффициент
оборачиваемости, принимается по Приложению
10;

t^n, tжmах —
минимальная и максимальная температура
жидкости в резервуаре соответственно,
°С;

•з

VHmax —
максимальный объем паровоздушной смеси,
вытесняемой из резервуаров во время его
закачки, м /час;

В — количество жидкости,
закачиваемое в резервуар в течение года,
т/год.

Данные по компонентному составу
растворителей, лаков, красок и т.д.
представлены в Приложении 11.

5.5. ВЫБРОСЫ ГАЗОВ ИЗ ВОДНЫХ
РАСТВОРОВ

Выбросы i-ro компонента газа из
водных растворов рассчитываются по
формулам:

—
   максимальные выбросы (М|,
г/с)

(5.5.1)

(5.5.2)

—    годовые выбросы
(Gt, т/год)

где: К^П К^^ — константа
Генри при минимальной и максимальной
температурах соответственно, мм. рт.
ст.;

Xi — массовая доля
вещества;

Крср, К^ — опытные
коэффициенты, принимаются по Приложению
8.

VHmax — максимальный объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м /час;
t^n, 1жгаах — минимальная и
максимальная температура жидкости в
резервуаре соответственно, °С;

Xj, %2 —
время эксплуатации резервуара
соответственно сут/год и час/сут.

5.6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ
НЕФТЕПРОДУКТОВ (КРОМЕ БЕНЗИНОВ)

Выбросы
паров нефтепродуктов рассчитываются по
формуле:

—
   максимальные выбросы (М, г/с)

М =
С20 • ^max • Кр™х •
VHmax : 3600

(5.6.1)

—    годовые выбросы (G,
т/год)

(5.6.2)

где С20 — концентрация
насыщенных паров нефтепродуктов при
температуре 20 °С, г/м ;

K™n, Ktmax
— опытные коэффициенты, при минимальной и
максимальной температурах жидкости
соответственно, принимаются по Приложению
7;

Кр — опытный коэффициент, принимается
по Приложению 8;

Коб — опытный
коэффициент, принимается по Приложению
10;

В — количество жидкости, закачиваемое
в резервуар в течение года,
т/год.

VHmax — максимальный
объем паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки, м /час;

о
, — плотность жидкости, т/м ; ж

Примечание
1. Для предприятий, имеющих более 10 групп
одноцелевых резервуаров (керосинов,
дизтоплив и т.д.) допускается принимать
значения коэффициента Крср и при
максимальных выбросах.

Примечание 2. В
случае, если дизельное топливо
закачивается в группу одноцелевых
резервуаров в летний период, как ДТ
«летнее», а в зимний период года, как ДТ
«зимнее», то:

где С.^, С20з —
концентрация насыщенных паров летнего и
зимнего вида дизельного топлива
соответственно, г/м3.

6. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ НЕФТЕБАЗ, ТЭЦ,
КОТЕЛЬНЫХ, СКЛАДОВ ГСМ

6.1.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
ВЫБРОСОВ

Количество закачиваемой в
резервуар жидкости принимается по данным
предприятия в осенне-зимний (Воз, т)
период года и весенне-летний (Ввл,
т)

период. Кроме того, определяется объем
паровоздушной смеси, вытесняемой из
резервуара во время его закачки (VH, м
/час), принимаемый
равным

производительности
насоса.

Значения опытных коэффициентов
Кр принимается по данным Приложения
8.

Примечание. Выбросы от резервуаров с
нижним и боковым подогревом одновременно
рассчитывать согласно раздела 5.6 настоящих
методических указаний.

6.2.
ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Валовые
выбросы паров нефтепродуктов
рассчитываются по формулам*^:

—    максимальные
выбросы (М, г/с)

М = С • Kpmax •
VHmax : 3600    (6.2.1)

—    годовые выбросы (G,
т/год)

G = (У2 • Вез + У3 •
Ввл) • V”” • 10-6 + Охр • ^р •
Np,
   (6*2*2)

где: С^ —
концентрация паров нефтепродукта в
резервуаре, г/м , принимается по Приложению
12;

У2, У3 — средние удельные выбросы из
резервуара соответственно в осенне-зимний
и весенне-летний периоды года, г/т,
принимаются по Приложению

12;

Gxp
— выбросы паров нефтепродуктов при хранении
бензина автомобильного в одном резервуаре,
т/год, принимается по Приложению 13;

К
— опытный коэффициент, принимается по
Приложению 12.

При этом:

Кнп
С20 1 : С20 ба
   (623)

где: С20 1 —
концентрация насыщенных паров
нефтепродуктов при 20 °С, г/м ;

С20 ба — то
же, паров бензина автомобильного, г/м
.

Концентрации углеводородов
(предельных, непредельных), бензола,
толуола, этилбензола и ксилолов (Q, % масс.) в
парах товарных бензинов приведены в
Приложении 14.

* При этом выбросы
индивидуальных компонентов по группам
рассчитываются по формулам (5.2.4 и
5.2.5).

7. ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ
В АТМОСФЕРУ ИЗ РЕЗЕРВУАРОВ АВТОЗАПРАВОЧНЫХ
СТАНЦИЙ

7.1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ РАСЧЕТА
ВЫБРОСОВ Для расчета максимальных выбросов
принимается объем слитого нефтепродукта
(Усл, м ) из автоцистерны в
резервуар.

33

Количество
закачиваемого в резервуар нефтепродукта
принимается по данным АЗС в осенне-зимний
(Q^, м ) и весенне-летний (QM, м ) периоды
года. Примечание. Одновременная закачка
нефтепродукта в резервуары и баки
автомобилей не осуществляется.

7.2
ВЫБРОСЫ ПАРОВ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Валовые
выбросы паров нефтепродуктов
рассчитываются по формулам*):

—
максимальные выбросы (М, г/с)

автобензины
и дизельное топливо

М =
(Сргаах • V^) : 1200
   (7.2.1)

М = (Cpmax • V^) : 3600
   (7.2.2)

где: 1200 и 3600 — среднее время
слива, с;

Г одовые выбросы (G, т/год)
рассчитываются суммарно при закачке в
резервуар, баки автомашин (G^) и при проливах
нефтепродуктов на поверхность

^пр)*’:

*
Выбросы индивидуальных компонентов по
группам рассчитываются по формулам (5.2.4
и 5.2.5).

G = ^зак + G^
   (723)

G™ = [(Ср + С6) •
Qo3 + (Ср + С6) • QBJI] •
10-6    (7.2.4)

3

где:
Ср, Сб — концентрации паров
нефтепродуктов в выбросах паровоздушной
смеси при заполнении резервуаров и баков
автомашин, г/м3, принимаются по
приложению 15.

*)•

Годовые выбросы
(G, т/год) при проливах составляют ): для
автобензинов

Опр = 125 ¦ «оз + QM) ¦
10-6 Опр = 50 ¦ ^ + QBJI) ¦ 10-6 Опр =
12,5 ¦ (Q03 + Qgi) ¦ 10-6

(7.2.5)

(7.2.6)

(7.2.7)

для дизтоплив

для масел

где: 125, 50, 12,5 — удельные выбросы,
г/м3*).

’ — В качестве удельных
выбросов при «проливах» приведены данные
разработчиков о суммарных потерях на АЗС
(отнесенных к м3 соответствующего
нефтепродукта) через неплотности
перекачивающей и запорной арматуры, при
стекании со стенок шлангов, резервуаров для
хранения, баков автомашин и
т.п.

3

Значения концентраций паров
углеводородов (С, г/м ) в выбросах
паровоздушной смеси при заполнении
резервуара и баков автомашин приведены в
Приложении 15.

Значения концентраций
паров бензинов (предельных, непредельных),
бензола, толуола, этилбензола и
ксилола**) приведены в Приложении
14.

*’1‘) — Здесь и далее под
термином «ксилол» подразумевается смесь
орто-, мета- и пара-изомеров (синоним
«ксилолы»).

8. ПРИМЕРЫ РАСЧЕТА ВЫБРОСОВ
ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ

8.1.
НПЗ. БЕНЗИН-КАТАЛИЗАТ. ВАЛОВЫЕ
ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Наименование
продукта

Р28, мм.
рт. ст.

t °С

нк

t* °C

V
max, м3/час

В,
т/год

Рж т/м3

max

min

Бензин-катализат

420

42

32

10

56

300000

0,74

Продолжение исходных
данных

Конструкция резервуара

Режим эксплуатации

ССВ

V, м3

Np, шт.

Количество групп

Наземный вертикальный

мерник

отсутств.

1000

3

22

Табличные данные

Валовый
выброс

m

K^max

Kj.min

Kpcp

Кв

М, г/с

G, т/год

63,7

0,78

0,42

0,62

1,0

11,8100

324,6692

n =
300000 : (0,74 ¦ 1000 ¦ 3) = 135, а Коб = 1,35 (По
Приложению 10). Расчеты выбросов:

G =
0,294 • 420 ¦ 63,7 • (0,78 ¦ 1,0 +

+ 0,42) • 0,62 • 1,35 ¦
300000 • 10-7 : 0,73 = 324,6692 т/год
   (5.2.2)

При необходимости
идентификации в выбросах индивидуальных
углеводородов по их содержанию в паровой
фазе приоритетными являются данные
непосредственных инструментальных
определений массового состава выброса с
последующим расчетом Mi и Gi по формулам
5.2.4 и 5.2.5, соответственно.

Кроме
того для расчета могут быть использованы
ориентировочные составы паров
нефтепродуктов из Приложения 14, а также
соотношения давлений насыщенных паров
углеводородов при заданной температуре t =
(tmax + tmin)/2 — для Gi,
т/год;

tmax — для Mi, г/сек и
коэффициенты пересчета К^ из Приложения
16.

Идентификация состава выбросов (М
= 11,8100 г/с; G = 321,6692 т/год)

Опр еделяемый

*)

параметр ’

Углеводороды

Предельные С1-10

SC1_10

Ароматические

X

С5

С6

С7

С8

С9

С

^10

бензол

толуол

ксилол

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Ci,. % мас. (Прил. 14,
стабильный катализат)

92,84

2,52

2,76

1,88

100,0

mt
(Прил. 16)

72,15

86,18

100,20

114,23

128,25

142,29

Pi30, Па
(Прил. 16)

81770

25200

7763

2454

857

244,7

118288,7

*

ii

0,6914

0,2130

0,0656

0,0207

0,0072

0,0021

1,0000

*

mi ¦ yi

49,88

18,36

6,57

2,36

0,92

0,30

78,39

C*i, % мас.

63,64

23,42

8,38

3,01

1,17

0,38

100,00

Ci, % мас.

59,09

21,74

7,78

2,79

1,09

0,35

92,84

О

6,97

2,57

0,92

0,33

0,13

0,04

10,96

0,30

0,33

0,22

11,81

Ki/5, (из Прил. 16)

1,000

1,667

3,125

5,882

10,000

16,667

Ki/5 • Mi г/с (в пересчете на
C5)

6,97

4,28

2,88

1,94

1,3

0,67

18,04

Pi20, Па (Прил. 16)

56410

17600

4712

1391

461,0

119,7

80693,7

*

У i

0,6991

0,2181

0,0584

0,0172

0,0057

0,0015

1,0000

*

mi ¦ У i

50,44

18,80

5,85

1,96

0,73

0,21

77,99

C*i, % мас.

64,67

24,11

7,50

2,51

0,94

0,27

100,00

Ci, % мас.

60,05

22,38

6,96

2,33

0,87

0,25

92,84

2,52

2,76

1,88

100,0

Gi, т/год в пересчете на

С5

193,1623

71,9895

22,3882

7,4949

2,7985

0,8042

298,6376

8,1061

8,8781

6,0474

321,6692

Ki/5 • Gi, т/год

193,16

120,01

69,96

44,09

27,99

13,40

468,61

* Примечание.
Относительная равновесная мольная доля: у*!
= Р/^р

т1’У1

Q ‘ ZCi-io

8.2. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ. ССВ — ПОНТОН И ОТСУТСТВИЕ
ССВ

Исходные данные

Продукт

Р38, мм. рт. ст.

t , °С нк

t , °С

ж’

V max, м3/час

В, т/год

рЖ, т/м3

летний

зимний

летн.

зимн.

max

min

Бензин
автом.

425

525

40

35

30

+5

250

1460000

0,73

Продолжение
исходных данных

Конструкция резервуара

Режим эксплуат.

ССВ

^ м3

Np, шт.

Количество групп

Наземный

мерник

понтон

10000

2

22

вертикальный

отсутств.

5000

2

Табличные данные

Расчеты

m

К
max

К min

V1

К ср

Выбросы

летн.

зимн.

t

t

понтон

отсут.

p

М,
г/с

G, т/год

63,1

61,5

0,74

0,35

0,11

0,60

0,27

21,8344

865,3175

Средние значения
р    (10000-    2) + (5000 ¦
2)

(5.1.7)

(5.1.8)

n = 1460000 : [0,73
• (10000 • 2 + 5000 • 2)] = 67, а Коб =
1,75

Расчеты выбросов:

М =
0,163 • 425 • 63,1 • 0,74 • 0,27 • 1,0 • 250 • 10-4 =
21,8344 г/с*)

Картинка с сайта: instruk24.ru

(5.2.3)

Методические
указания по определению выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров    Стр. 18 из
43

Примечание. Порядок расчета выбросов
индивидуальных углеводородов аналогичен
примеру 8.1.

8.3. НПЗ. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ИДЕНТИФИКАЦИЯ ВЫБРОСОВ

Исходные
данные

Продукт

Р38, мм.
рт. ст

t , °С нк

t , °С

ж’

V4max, м3/час

В, т/год

рЖ,
т/м3

летн.

зимн.

летн.

зимн.

max

min

м3/час

Бензин автом.

425

525

40

35

30

+5

250

1460000

0,73

Продолжение исходных данных

Конструкция
резервуара

Режим эксплуат.

ССВ

^ м3

Np, шт.

Количество групп

Наземный вертикальный

мерник

отсутств.

5000

4

22

Табличные данные

Валовые
выбросы

m

К max

К min

V

К

в

М, г/с

G, т/год

летн.

зимн.

63,1

61,5

0,74

0,35

0,60

1,0

48,5209

1483,4014

n = 1460000 : (0,73 • 5000 • 4) = 100, а Ко6 =
1,35

Расчеты валовых выбросов:

M = 0,163 •
425 • 63,1 • 0,74 • 0,60 • 1,0 • 250 • 10-4 = 48,5209,
г/с

^ _ 0,294 ¦ [(425¦ 63,1 ¦ 0,7411,0) + (525 ¦
61,5¦ 0,35)]’ 0,60¦ 1,35¦ 1460000

107 ¦ 0,73 =
1483,4014 т/год

Концентрации веществ в
выбросах, % масс

Углевод. пред. алиф. С1 —

С

^10

Углевод. непред. С2 —
С5

Бензол

Толуол

Этилбензол

Ксилолы

Сероводород

94,323

2,52

1,82

1,16

0,045

0,132

отс.

Выбросы

Идентификация
состава выбросов

Углевод, пред. алиф. C1 -C

10

Углевод непред. С2 —
С5

Бензол

Толуол

Этилбензол

Ксилолы

Сероводород

/с

«Б

45,8000

1,2200

0,8830

0,5630

0,0218

0,0640

отс

Gj, т/год

1400,0000

37,4000

27,0000

17,2000

0,6680

1,9600

отс.

Примечание: При
необходимости идентификации в выбросах
индивидуальных углеводородов предельных С
— и непредельных С2 — С5 по известному их
содержанию в паровой фазе используются
коэффициенты пересчета из Приложения
16:

|    _Идентификация состава
выбросов углеводородов__

NormaCS® (NRMS10-02983)
   www.normacs.ru
   24.02.2009    9:57:51

Выбросы

Предельные С — С10

Непредельные С2 — С5

С4

С5

С6

С7

С8

С9

С

^10

С4

С5

С % маc

28,064

32,848

20,773

9,030

2,889

0,599

0,125

0,22

2,30

Mi г/с

13,6

15,9

10,1

4,4

1,4

0,3

0,1

0,11

1,11

Gi т/г

416,3

487,3

308,1

134,0

42,8

8,9

1,9

3,3

34,1

6,8

15,9

16,8

13,8

8,2

3,0

1,7

0,04

1,11

МС,-С,./С, =XKi/c,
Mi = бб,2Г/с

Мс,-с,.*, =SKi^ М; = 1,15 г/с

G^,^=ZK^Gi=1856—4

GCl—Cl[/Cl=2Ki^’Gi =
35—4

8.4. НПЗ.
КЕРОСИН ТЕХНИЧЕСКИЙ Исходные данные

Наименование
продукта

С20’
г/м3

t , °С

ж’

Учтах,
м3/час

В, т/год

Рж, т/м3

max

min

Керосин техн.

11,2

55

25

70

500000

0,85

Продолжение исходных данных

Конструкция
резервуара

Режим
эксплуатац.

CCB

^
м3

Np, шт.

Количество групп

Наземный вертикальн.

мерник

отсутств.

3000

4

22

Табличные данные

Выбросы

К max

К
min

V

М, г/с

G, т/год

2,88

1,20

0,63

0,3950

16,9000

n = 500000 : (0,85 •
3000 • 4) = 49, а Коб = 2,0 М = 11,2 • 2,88 • 0,63 • 70
: 3600 = 0,3950 г/с

8.5. РАСТВОРИТЕЛЬ № 646.
ВЫБРОСЫ КОМПОНЕНТОВ

Исходные
данные

Наименование продукта

t
, °С

ж’

V max,
м3/час

В, т/год

Конструкция резервуара

max

min

Раствор. № 646

30

20

0,5

1300

горизонтальный

Продолжение исходных
данных

Табличные данные

Режим эксплуатации

CCB

V

¦о

Np, шт.

К max

Kpcp

Мерник

отс.

5

4

1,0

0,7

Продолжение табличных
данных

Компонент

Константы
Антуана

m

P

Ci, % масс

А

В

С

Ацетон

7,2506

1281,7

237

58,1

0,792

7

Бутиловый спирт

8,7051

2058,4

246

74,1

0,805

10

Бутилацетат

7,006

1340,7

199

116

0,882

10

Толуол

6,95334

1343,94

219,38

92,1

0,867

50

Этиловый спирт

9,274

2239

273

46,1

0,789

15

Этилцеллозольв

8,416

2135

253

90

0,931

8

Расчеты

Компонент

Р

г30

Р

г20

Xi : mi

iX

iP

М, г/с

G, т/год

мм. рт. ст.

Ацетон

282

183

0,00120

0,088

0,0112

0,1081

Бутиловый спирт

17,7

9,26

0,00135

0,124

0,0010

0,0090

Бутилацетат

14,2

7,66

0,000860

0,113

0,00080

0,0073

Толуол

36,7

21,8

0,00543

0,577

0,0104

0,0971

Этиловый спирт

76,7

42,9

0,00325

0,190

0,0065

0,0596

Этилцеллозольв

7,44

3,94

0,00089

0,086

0,00034

0,0030

Примечание. Х; = С; :
100

^(Xj : mj) = 0,00120 + 0,00135 + 0,00086 + 0,00543 + 0,00325 + 0,00089
= 0,0130 ^(Xj : pj) = 0,088 + 0,124 + 0,113 + 0,577 + 0,190 + 0,086 =
1,178

n = 1300 : 0,849 : 5 : 4 = 77, a Ko6 = 1,5

0,445 ¦ 282 ¦ 0,07 ¦ 1,0 ¦ 1,0 ¦ 0,5

— = 0,0112 г/с ит.д.

M

ЩнТОНЪ

100′ 0,0130′(273+ 30)

0,160 ¦ (282 ¦ 1,0 + 183) ¦ 0,07 ¦ 0,70 ¦ 1,5 ¦
1300 ¦ 1,178

= 0,1081 т/год
ит.д.

G

ацетона.

10* -0,0130- (546 + 30 +
20)

8.6. НЕФТЕБАЗА. БЕНЗИН АВТОМОБИЛЬНЫЙ.
ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные данные

Наименование
продукта

Q4,
м3/час

Воз,
m

В , m

вл’

Конструкция резервуара

Режим эксплуатац.

Бензин автомоб.

400

16000

24000

наземный
вертикальн.

мерник

__Продолжение исходных
данных__

I    I
   I    ССВ
   |

NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009
   9:57:51

^
м3

Np, шт.

К max

5000

8

отсут.

0,80

М = 972 • 0,80 • 400 : 3600 = 86,4
г/с G = (780 • 16000 + 1100 • 24000) • 0,8 • 10-6 + 5,8 •
1,0 • 8 = 77,504 т/год

8.7. АЗС. БЕНЗИН
АВТОМОБИЛЬНЫЙ. ВАЛОВЫЕ ВЫБРОСЫ

Исходные
данные

Наименование продукта

V^ м3

Ооз,
м3

Q , м3

^вл’

Конструкция резервуара

Автобензин

4,0

3150

3150

заглубленный

Табличные
данные

Выбросы

М = 480 • 4,0 : 1200 = 1,60
г/с

Cmax

C оз

р

C вл

р

С* оз
Сб

С* вл
Сб

М, г/с*)

G,
т/год^

480

210

255

420

515

1,60

5,1975

G = [(210 + 420) • 3150 + (255 + 515) • 3150 + 125
• (3150 + 3150)] • 10-6 = 5,1975 т/год *
Примечание. Порядок расчета выбросов
индивидуальных углеводородов аналогичен
примеру 8.1.

8.8. ТЭЦ. МАЗУТ ТОПОЧНЫЙ
(резервуар с нижним боковым
подогревом).

Исходные данные Согласно
примечания к п. 6.1. расчет ведется по п.
5.6.

Наименование продукта

г/м3

Конструкция
резервуара

Режим
эксплуатации

Мазут
топочный М-100

5,4

наземный вертикальный с нижним и боковым
подогревом

мерник

Продолжение исходных данных

CCB

^
м3

N , шт.

p

Кол-во групп

t ,

ж’

max

°с

min

V max, м3/ч

В, т/год

Рж, т/м3

отсут.

1000

3

1

60

60

85

10000

1,015

Табличные данные
   Выбросы

К max

К min

Крср

К max

Коб

M, г/с*)

G, т/год *)

3,2

3,2

0,65

0,93

2,5

0,3794

0,2766

N = 10000 : (1,015 •
1000 • 3) = 9,85 М = 5,4 • 3,2 • 0,93 • 85 : 3600 = 0,3794 г/с G =
(5,4 • 3,2 + 3,2 • 0,65 • 2,5 • 10000) : (2 • 106 •
1,015) = 0,2766 т/год

Примечание. При расчетах
ПДВ и ВСВ — учитывать класс опасности 4, ПДК
lL,^ = i Мг/м3.

8.9. ТЭЦ.
МАЗУТ ТОПОЧНЫЙ (резервуар без
обогрева).

Исходные данные

Наименование продукта

Конструкция резервуара

В , т

оз’

В , т

вл’

V4max,
м3/час

Режим
эксплуатации

Мазут
топочный М-100

наземный
вертикальный без обогрева

5000

5000

85

мерник

Продолжение
исходных данных

ССВ

VP, м3

Np, шт.

Отсут.

1000

3

Табличные данные

Выбросы

3

3/м

—

/т

«и

3У

,

т

К
max

Gxp

Кнп

М, г/с*)

G, т/год*)

5,4

4,0

4,0

0,83

1,49

4,3 • 10-3

0,1058

0,0524

М
= 5,4 • 0,83 • 85 : 3600 = 0,1058 г/с G = (4,0 • 5000 + 4,0 • 5000)
• 0,83 • 10-6 + 1,49 • 4,3 • 10-3 • 3 = 0,0524
т/год Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ —
учитывать класс опасности 4, ПДКС = |
мг/м3

ИСПОЛЬЗУЕМАЯ
ЛИТЕРАТУРА

1.    Перечень
методических документов по расчету
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферный воздух. С.-Пб., 1998.

2.
   Методика определения
концентрации сероводорода фотометрическим
методом по реакции образования
«метиленового голубого». Сборник методик
по определению концентраций загрязняющих
веществ в промышленных выбросах. Л., 1987.

3.
Методика газохроматографического
измерения массовой концентрации
предельных углеводородов С^ — С5, а
также Сб и выше (суммарно) в

промышленных
выбросах. Казанское ПНУ
«Оргнефтехимзаводы», ЗАО «Любэкоп», МП
«Белинэкомп», 1997.

4.    Методика
газохроматографического измерения
массовой концентрации предельных
углеводородов    С1 —
   С10    (суммарно),
   непредельных углеводородов

С2
» С5 (суммарно) и ароматических
углеводородов (бензола, толуола,
этилбензола,    ксилолов,
   стирола)    при
   их совместном присутствии
   в промышленных

выбросах.
Казанское ПНУ «Оргнефтехимзаводы», ЗАО
«Любэкоп», МП «Белинэкомп», 1997.

5.
Перечень и коды веществ, загрязняющих
атмосферный воздух. — СП.: НИИ Охраны
атмосферного воздуха. Министерство охраны
окружающей Среды и природных ресурсов РФ,
Фирма «Интеграл». 1997.

6. Дополнение № 9-38-96
к списку «Ориентировочные безопасные
уровни воздействия (ОБУВ) загрязняющих
веществ в атмосферном воздухе населенных
мест». Утвержден Главным Государственным
санитарным врачом Республики Беларусь от 23
февраля 1996 г.

7.    Справочник
химика. Т. 1. Л.: «Химия», 1967. С. 1070.

8.
   Краткий справочник по химии.
Киев.: «Наукова думка», 1974. С. 992.

9.
   Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного
воздуха. М.: «Химия», 1991. С. 368.

10.
   Павлов К.Ф. и др. Примеры и задачи
по курсу процессов и аппаратов химической
технологии. М., Л.,: «Химия», 1964. С. 664.

11.
   Константинов Н.Н. Борьба с
потерями от испарения нефти и
нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1961. с.
250.

12. Сборник методик по расчету
выбросов в атмосферу загрязняющих веществ
различными производствами. Л.,
Гидрометеоиздат. 1986. С. 184.

13.
   Инструкция по инвентаризации
источников выбросов вредных веществ в
атмосферу предприятиями Министерства
нефтяной и газовой промышленности СССР (РД
39-01-47098), Уфа,
1989.

ПРИЛОЖЕНИЯ

Приложение
1

Предельно допустимые концентрации
(ПДК) и ориентировочные безопасные уровни
воздействия (ОБУВ) загрязняющих веществ в
атмосферном

воздухе населенных
мест

Вещество

Класс опасности

ПДК м.р. мг/м3

ПДК с.с. мг/м3

ОБУВ
мг/м3

1

2

3

4

5

Углеводороды
предельные алифатического ряда

Метан

50

Бутан

4

200

Пентан

4

100

25

Г ексан

4

60

Углеводороды непредельные

Этилен

3

3

3

Пропилен

3

3

3

Бутилен

4

3

3

Амилен (смесь изомеров)

4

1,5

1,5

Углеводороды
ароматические

Бензол

2

1,5

0,1

Толуол

3

0,6

0,6

Этилбензол

3

0,02

0,02

Ксилолы

3

0,2

0,2

Изопропилбензол

4

0,014

0,014

Прочие
вещества

Спирт
метиловый

3

1

0,5

Спирт этиловый

4

5

5

Спирт изобутиловый

4

0,1

0,1

Серная кислота

2

0,3

0,1

Уксусная кислота

3

0,2

0,06

Ацетон

4

0,35

0,35

Метилэтилкетон

0,1

Фурфурол

3

0,05

0,05

Фенол

2

0,01

0,03

Г
идроперекись изопропилбензола

2

0,007

0,007

Этиленгликоль

1

Аммиак

4

0,2

0,04

Сернистый ангидрид

3

0,5

0,05

Сероводород

2

0,008

Формальдегид

2

0,035

0,003

Хлор

2

0,1

0,03

Хлористый водород (соляная кислота)

2

0,2

0,2

Углеводороды предельные алифатического
ряда С1 — С10

4

25

Керосин

1,2

Масло минеральное
нефтяное

0,05

Углеводороды
предельные С12 — С19

4

1

Уайт-спирит

1

Сольвент
нафта

0,2

Скипидар

4

1

1

Примечание 1. Значения ПДК (ОБУВ)
приведены из [4].

Примечание 2. Значения
ОВУВ углеводородов предельных
алифатического ряда С1 — С10
приведены из [5] и распространяются только
на территорию Республики
Беларусь.

Приложение
2

Физико-химические свойства некоторых
газов и жидкостей

Вещество

Формула

Температура нач. кип. tHH, °C

Плотность жидкости рж,
т/м3

Молекул. масса m

1

2

3

4

5

Бутан

С4Н10

-0,5

—

58,12

Пентан

C5H12

36,1

0,626

72,15

Г ексан

С6Н14

68,7

0,660

86,18

Г
ептан

C7H16

98,4

0,684

100,21

Изооктан

C8H18

93,3

0,692

114,24

Цетан

С16Н34

287,5

0,774

226,45

Этилен

С2Н4

-103,7

—

28,05

Пропилен

С3Н6

-47,8

—

42,08

Бутилен

С4Н8

-6,3

—

56,11

Амилен

С5Н10

30,2

0,641

70,14

Бензол

С6Н6

80,1

0,879

78,11

Толуол

С7Н8

110,6

0,867

92,14

о-Ксилол

0

8

C8

144,4

0,881

106,17

м-Ксилол

С8Н10

139,1

0,864

106,17

п-Ксилол

0

8

C8

138,35

0,861

106,17

Этилбензол

С8Н10

136,2

0,867

106,17

Изопропилбензол

С9Н12

152,5

0,862

120,20

Спирт метиловый

СН4О

64,7

0,792

32,04

Спирт этиловый

С2Н6О

78,37

0,789

46,07

Спирт изобутиловый

C4H10O

108

0,805

74,12

Уксусная кислота

С2Н4О2

118,1

1,049

60,05

Ацетон

С3Н6О

56,24

0,792

58,08

Метилэтилкетон

С4Н8О

79,6

0,805

72,10

Фурфурол

С5Н4О2

161,7

1,159

96,09

Фенол

С6Н6О

182

—

94,11

Этиленгликоль

С2Н6О2

197,2

1,114

62,07

Диэтиленгликоль

С4Н10О3

244,33

1,118

106,12

Аммиак

NH3

-33,35

—

17,03

Сернистый
ангидрид

SO2

-10,1

—

64,06

Сероводород

H2S

-60,8

—

34,08

Формальдегид

СН2О

-21

—

30,03

Хлор

С12

-33,6

—

70,91

Хлористый водород

НС1

-85,1

—

36,46

Примечание. Физико-химические
свойства приняты по данным [7,
8]

Приложение 3

Константы уравнения
Антуана некоторых веществ

Вещество

Уравнение

Интервал температур, °С

Константы

от

до

А

В

С

1

2

3

4

5

6

7

Углеводороды предельные
алифатического ряда

Бутан

2

0

—

45

6,83029

945,9

240,0

2

45

152

7,39949

1299

289,1

Пентан

2

-30

120

6,87372

1075,82

233,36

Г ексан

2

0

—

110

6,87776

1171,53

224,37

Г ептан

2

0

—

130

6,90027

1266,87

216,76

Изооктан*

2

-15

131

6,8117

1259,2

221

Цетан

2

70

175

7,33309

2036,4

172,5

Углеводороды непредельные

Этилен

2

-70

9,5

7,2058

768,26

282,43

Пропилен

2

-477

0,0

6,64808

712,19

236,80

2

0,0

91,4

7,57958

1220,33

309,80

Бутилен

2

—

^1

40

6,84290

926,10

240,00

Амилен

2

0

—

100

6,78568

1014,29

229,78

цис-Пентен-2

2

0

—

82

6,87540

1069,47

230,79

транс-Пентен-2

2

-60

81

6,90575

1083,99

232,97

2-Метилбутен-1

2

0

—

75

6,87314

1053,78

232,79

2-Метилбутен-2

2

0

—

85

6,91562

1095,09

232,84

2-Метилбутен-3

2

0

—

60

6,82618

1013,47

236,82

Углеводороды ароматические

Бензол

2

-20

5,5

6,48898

902,28

178,10

2

5,5

160

6,91210

1214,64

221,20

Толуол

1

-92

15

8,330

2047,3

—

2

20

200

6,95334

1343,94

219,38

о-Ксилол

2

25

50

7,35638

1671,8

231,0

2

50

200

6,99891

1474,68

213,69

2

25

45

7,36810

1658,23

232,3

м-Ксилол

2

45

195

7,00908

1462,27

215,11

п-Ксилол

2

25

45

7,32611

1635,74

231,4

2

45

190

6,99052

1453,43

215,31

Этилбензол

2

20

45

7,32525

1628,0

230,7

2

45

190

6,95719

1424,26

213,21

Изопропилбензол

2

25

60

7,25827

1637,97

223,5

2

60

200

6,93666

1460,79

207,78

Прочие вещества

Спирт метиловый

1

7

153

8,349

1835

—

Спирт этиловый*

2

—

—

9,274

2239

273

Спирт изобутиловый*

2

-9

116

8,7051

2058,4

246

Уксусная кислота

1

-35

10

8,502

2177,4

—

2

16,4

118

7,55716

1642,54

233,39

Ацетон*

2

15

93

7,2506

1281,7

237

Метилэтилкетон

1

-15

85

7,754

1725,0

—

Фурфурол

2

—

—

4,427

1052

273

Фенол

2

0

40

11,5638

3586,36

273

2

41

93

7,86819

2011,4

222

Этиленгликоль

1

25

90

8,863

2694,7

—

Диэтиленгликоль

1

80

165

8,1527

2727,3

—

Примечание. Константы уравнения
Антуана (без звездочек) приняты по [7], а со
звездочками — по [9]

Приложение
4

Значения постоянной Кг для
водных растворов некоторых газов (в таблице
даны значения Кг • 10″9 в мм.
рт. ст.)

t ,
°С

ж’

Газ

Метан

Этан

Этилен

Ацетилен

Хлор

Сероводород

Диоксид серы

Хлористый
водород

Аммиак

0

17000

9550

4190

550,0

204,0

203,0

12,50

1,850

1,560

5

19700

11800

4960

640,0

250,0

239,0

15,20

1,910

1,680

10

22600

14400

5840

730,0

297,0

278,0

18,40

1,970

1,800

15

25600

17200

6800

820,0

346,0

321,0

22,00

2,030

1,930

20

28500

20000

7740

920,0

402,0

367,0

26,60

2,090

2,080

25

31400

23000

8670

1010

454,0

414,0

31,00

2,150

2,230

30

34100

26000

9620

1110

502,0

463,0

36,40

2,200

2,410

40

39500

32200

—

—

600,0

566,0

49,50

2,270

—

60

47600

42900

—

—

731,0

782,0

83,90

2,240

—

80

51800

50200

—

—

730,0

1030

128,0

—

—

100

53300

52600

—

—

—

1120

—

—

—

Примечание. Значения постоянной
Кг приняты по [10].

Приложение
5

Значения молекулярной массы паров (m)
нефтей и бензинов

t

нк

m

t

нк

m

t

нк

m

t

нк

m

t

нк

m

t

нк

m

Пары нефтей и ловушечных
продуктов

10

51,0

20

57,0

30

63,0

40

69,0

50

75,0

60

81

11

51,6

21

57,6

31

63,6

41

69,6

51

75,6

65

84

12

52,2

22

58,2

32

64,2

42

70,2

52

76,2

70

87

13

52,8

23

58,8

33

64,8

43

70,8

53

76,8

75

90

14

53,4

24

59,4

34

65,4

44

71,4

54

77,4

80

93

15

54,0

25

60,0

35

66,0

45

72,0

55

78,0

85

96

16

54,6

26

60,6

36

66,6

46

72,6

56

78,6

90

99

17

55,2

27

61,2

37

67,2

47

73,2

57

79,2

95

102

18

55,8

28

61,8

38

67,8

48

73,8

58

79,8

100

105

19

56,4

29

62,4

39

68,4

49

74,4

59

80,4

110

111

Пары бензинов и бензиновых
фракций

30

60,0

36

61,8

42

63,7

48

65,7

54

67,8

60

70

31

60,3

37

62,1

43

64,1

49

66,1

55

68,1

62

71

32

60,6

38

62,5

44

64,4

50

66,4

56

68,5

85

80

33

60,9

39

62,8

45

64,7

51

66,7

57

68,8

105

88

34

61,2

40

63,1

46

65,1

52

67,1

58

69,2

120

95

35

61,5

41

63,4

47

65,4

53

67,4

59

69,5

140

105

Примечание. Значения
молекулярной массы паров приняты по
формулам [11].

Приложение 6

Атомные
массы некоторых элементов

Название

Символ

Атомная масса

Название

Символ

Атомная масса

Азот

N

14,008

Сера

S

32,066

Водород

Н

1,008

Углерод

С

12,011

Кислород

О

16,0

Хлор

С1

35,457

Приложение
7

Значения опытных коэффициентов

t , °С

ж’

Kt

t , °С

ж’

Kt

t , °С

ж’

Kt

t ,
°С

ж’

Kt

t , °С

ж’

Kt

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Нефти и бензины

-30

0,09

-14

0,173

+2

0,31

18

0,54

34

0,82

-29

0,093

-13

0,18

+3

0,33

19

0,56

35

0,83

-28

0,096

-12

0,185

+4

0,34

20

0,57

36

0,85

-27

0,10

-11

0,193

+5

0,35

21

0,58

37

0,87

-26

0,105

-10

0,2

+6

0,36

22

0,60

38

0,88

-25

0,11

-9

0,21

+7

0,375

23

0,62

39

0,90

-24

0,115

-8

0,215

+8

0,39

24

0,64

40

0,91

-23

0,12

-7

0,225

+9

0,40

25

0,66

41

0,93

-22

0,125

-6

0,235

10

0,42

26

0,68

42

0,94

-21

0,13

-5

0,24

11

0,43

27

0,69

43

0,96

-20

0,135

-4

0,25

12

0,445

28

0,71

44

0,98

-19

0,14

-3

0,26

13

0,46

29

0,73

45

1,00

-18

0,145

-2

0,27

14

0,47

30

0,74

46

1,02

-17

0,153

-1

0,28

15

0,49

31

0,76

47

1,04

-16

0,16

0

0,29

16

0,50

32

0,78

48

1,06

-15

0,165

+1

0,3

17

0,52

33

0,80

49

1,08

50

1,10

Нефтепродукты (кроме бензина)

-30

0,135

-3

0,435

24

1,15

51

2,58

78

4,90

-29

0,14

-2

0,45

25

1,20

52

2,60

79

5,00

-28

0,15

-1

0,47

26

1,23

53

2,70

80

5,08

-27

0,153

0

0,49

27

1,25

54

2,78

81

5,10

-26

0,165

+1

0,52

28

1,30

55

2,88

82

5,15

-25

0,17

+2

0,53

29

1,35

56

2,90

83

5,51

-24

0,175

+3

0,55

30

1,40

57

3,00

84

5,58

-23

0,183

+4

0,57

31

1,43

58

3,08

85

5,60

-22

0,19

+5

0,59

32

1,48

59

3,15

86

5,80

-21

0,20

+6

0,62

33

1,50

60

3,20

87

5,90

-20

0,21

+7

0,64

34

1,55

61

3,30

88

6,0

-19

0,22

+8

0,66

35

1,60

62

3,40

89

6,1

-18

0,23

+9

0,69

36

1,65

63

3,50

90

6,2

-17

0,24

10

0,72

37

1,70

64

3,55

91

6,3

-16

0,255

11

0,74

38

1,75

65

3,60

92

6,4

-15

0,26

12

0,77

39

1,80

66

3,70

93

6,6

-14

0,27

13

0,80

40

1,88

67

3,80

94

6,7

-13

0,28

14

0,82

41

1,93

68

3,90

95

6,8

-12

0,29

15

0,85

42

1,97

69

4,00

96

7,0

-11

0,30

16

0,87

43

2,02

70

4,10

97

7,1

-10

0,32

17

0,90

44

2,09

71

4,20

98

7,2

-9

0,335

18

0,94

45

2,15

72

4,30

99

7,3

-8

0,35

19

0,97

46

2,20

73

4,40

100

7,4

-7

0,365

20

1,00

47

2,25

74

4,50

-6

0,39

21

1,03

48

2,35

75

4,60

-5

0,40

22

1,08

49

2,40

76

4,70

-4

0,42

23

1,10

50

2,50

77

4,80

Приложение 8

Значения опытных
коэффициентов Кр

Категория

Конструкция резервуаров

К
max или К ср

Объем резервуара, Vp, м3

р р

100 и менее

200 — 400

700 — 1000

2000 и более

1

2

3

4

5

6

7

Режим эксплуатации —
«мерник». ССВ — отсутствуют

Наземный вертикальный

К max

0,90

0,87

0,83

0,80

А

К ср
р

0,63

0,61

0,58

0,56

Заглубленный

К max

0,80

0,77

0,73

0,70

0,56

0,54

0,51

0,50

Крср

Наземный
горизонтальный

К max

1,00

0,97

0,93

0,90

К ср р

0,70

0,68

0,65

0,63

Б

Наземный
вертикальный

К max

0,95

0,92

0,88

0,85

Крср

0,67

0,64

0,62

0,60

Заглубленный

К max

0,85

0,82

0,78

0,75

Крср

0,60

0,57

0,55

0,53

Наземный
горизонтальный

К max

1,00

0,98

0,96

0,95

Крср

0,70

0,69

0,67

0,67

В

Наземный вертикальный

К max

1,00

0,97

0,93

0,90

Крср

0,70

0,68

0,650

0,63

Заглубленный

К max

0,90

0,87

0,83

0,80

К ср р

0,63

0,61

0,58

0,56

Наземный
горизонтальный

К max

1,00

1,00

1,00

1,00

Крср

0,70

0,70

0,70

0,70

Режим эксплуатации —
«мерник». ССВ — понтон

А, Б, В

Наземный
вертикальный

К max

0,20

0,19

0,17

0,16

К ср р

0,14

0,13

0,12

0,11

Режим эксплуатации — «мерник». ССВ —
плавающая крыша

А,
Б, В

Наземный
вертикальный

К max

0,13

0,13

0,12

0,11

Крср

0,094

0,087

0,080

0,074

Режим эксплуатации —
«буферная емкость»

А,
Б, В

Все типы конструкций

Кр

0,10

0,10

0,10

0,10

Приложение 9

Значения
коэффициентов Кв

Р(, мм. рт. ст.

К

в

Р(, мм. рт.
ст.

К

в

Р(, мм. рт. ст.

К

в

540 и менее

1,00

620

1,33

700

1,81

550

1,03

630

1,38

710

1,89

560

1,07

640

1,44

720

1,97

570

1,11

650

1,49

730

2,05

580

1,15

660

1,55

740

2,14

590

1,19

670

1,61

750

2,23

600

1,24

680

1,68

759

2,32

610

1,28

690

1,74

Приложение 10

Значения опытных
коэффициентов Ко6

n

100 и более

80

60

40

30

20 и менее

Коб

1,35

1,50

1,75

2,00

2,25

2,50

Приложение 11

Компонентный
состав растворителей, лаков, красок и т.д. (Cj,
% массовый)

Компонент

Растворители

N646

14 647

N648

N649

РМЛ-218

РМЛ

РМЛ 315

РИД

РКВ-1

Ацетон

7

—

—

—

—

—

—

3

—

Бутиловый спирт

10

7,7

20

20

19

10

15

10

50

Бутилацетат

10

29,8

50

—

9

—

18

18

—

Ксилол

—

—

—

50

23,5

—

25

—

50

Толуол

50

41,3

20

—

32,5

10

25

50

—

Этиловый спирт

15

—

10

—

16

64

—

10

—

Этилцеллозольв

8

—

—

30

3

16

17

—

—

Этилацетат

—

21,2

—

—

16

—

—

9

—

Летучая часть

100

100

100

100

100

100

100

100

Продолжение приложения 11

Компонент

Растворители

РКБ-2

М

Р-4

Р-219

АМР-3

РЛ-277

РЛ-278

РЛ-251

Ацетон

—

—

12

23

—

—

—

—

Метилизобутилкетон

—

—

—

—

—

—

—

40

Бутиловый
спирт

95

5

—

—

22

—

20

—

Бутилацетат

—

30

12

—

25

—

—

—

Ксилол

5

—

—

—

—

—

30

—

Толуол

—

—

62

33

30

—

25

—

Этиловый спирт

—

60

—

—

23

—

15

—

Этилцеллозольв

—

—

—

—

—

—

10

—

Этилацетат

—

5

—

—

—

—

—

—

Циклогексанон

—

—

—

33

—

50

—

60

Этилгликольацетат

—

—

—

—

—

50

—

—

Летучая часть

100

100

100

100

100

100

100

100

Продолжение приложения
11

Компонент

Лаки

НЦ-221

НЦ-222

НЦ-223

НЦ-224

НЦ-218

НЦ-243

НЦ-52

Ацетон

3,4

—

—

—

—

—

—

Бутиловый спирт

16,6

7,4

10,05

8

6,3

11,1

33

Бутилацетат

12,5

7,2

12,06

10,2

6,3

7,4

—

Этилацетат

8,3

12,4

3,35

10,5

11,2

5,18

—

Этиловый спирт

8,3

12,2

—

34,05

11,2

7,4

1

Ксилол

—

—

16,75

10,3

16,45

—

—

Методические указания по опред Толуол

елению выбросо

33,2

в загрязняющих в

36,3

зеществ в атмосфер 16,75

у из резервуаров

16,45

37

Стр. 31 из 43

Этилцеллозольв

—

2,5

8,04

—

2,1

5,92

—

Окситерпеновый растворитель

—

—

—

1,95

—

—

—

Сольвент-нафта

—

—

—

—

—

—

4

Формальдегид

—

—

—

—

—

—

0,76

Летучая
часть

83,3

78

68

75

70

74

38,76

Сухой остаток

16,9

22

32

25

30

26

61,24

Продолжение
приложения 11

Kомпонент

Грунтовки

Разравнивающая
жидкость РМЕ

Распределительная жидкость НЦ-313

Нитрополитура НЦ-314

Полировочная вода № 18

НЦ-0140

BHK

1

2

3

4

5

6

7

Ацетон

—

2,3

—

—

—

—

Бутиловый спирт

12

5,3

4

2

—

5

Бутилацетат

16

3,5

15

6,4

8,1

1

Этилацетат

12

9,4

20

5,2

—

2

Этиловый спирт

8

9,4

54

76,7

55,64

69

Ксилол

—

17,8

—

—

—

—

Толуол

16

20,6

—

3,6

8,7

—

Этилцеллозольв

12

17,7

—

3

13,6

—

Циклогексанон

4

—

—

—

—

—

Окситерпеновый растворитель

—

—

1

—

—

—

Бензин
«галоша»

—

—

—

—

—

20

Летучая часть

80

70

94

96,9

86

97

Сухой остаток

20

30

6

3,1

14

3

Продолжение
приложения 11

^ммнет

Полиэфирные, поли- и нитроуретановые
краски

ПЭ-246

ПЭ-265

ПЭ-232

ПЭ-220

ПЭ-250М

УР-277М

ПЭ-251В

УР-245М

Ацетон

1 — 2

1 — 2

29

31

38

—

—

—

Бутилацетат

5

5

—

—

—

—

—

26

Стирол

1 — 2

1 — 2

—

—

—

—

3 — 5

—

Ксилол

—

—

1

1,5

1

5

1

16

Толуол

—

—

5

2,5

4

—

1

—

Метилизобутилкетон

—

—

—

—

—

—

8 — 11

—

Циклогексанон

—

—

—

—

—

34

8 — 11

14

Эгилгликольацетат

—

—

—

—

—

26

—

15

Летучая часть

8

8

35

35

43

65

21 — 29

71

Сухой остаток

92

92

65

65

57

35

79 — 71

29

Продолжение
приложения 11

^ммнет

Эмали

ПЭ-276

НЦ-25

НЦ-132П

НЦ-1125

НЦ-257

НЦ-258

KB-518

ПФ-115

ПФ-133

МС-17

Бутилацетат

6

6,6

6,4

6

6,2

6,5

7

—

—

—

Этилцеллозольв

—

5,28

6,4

4,8

4,96

—

—

—

—

—

Ацетон

2
— 4

4,62

6,4

4,2

4,34

—

19,6

—

—

—

Бутанол

—

9,9

12

6

9,3

10,4

—

—

—

—

Этанол

—

9,9

16

9

6,2

5,85

—

—

—

—

Толуол

—

29,7

32,8

30

31

13

—

—

—

—

Этилацетат

—

—

—

—

—

0,75

—

—

—

—

Стирол

2 — 1

—

—

—

—

—

—

—

—

—

Ксилол

—

—

—

—

—

16,25

—

22,5

25

60

Сольвент

—

—

—

—

—

—

43,4

—

—

—

Уайтспирит

—

—

—

—

—

—

—

22,5

—

—

Циклогексанон

—

—

—

—

—

3,25

—

—

—

—

Летучая часть

9 — 10

66

80

60

62

65

70

45

50

60

Сухой остаток

91 — 90

34

20

40

38

35

30

55

50

40

Продолжение
приложения 11

Компонент

Шпатлевки,
грунтовки

ПФ-002

НЦ-008

ХВ-005

ГФ-032 ГС, ГФ-0163

ГФ-

031

ГФ-032

ФЛ-03К

ФЛ-03Ж

ХС-010

АК-070

Клей ХВК-2А

Ацетон

—

4,5

8,5

—

—

—

—

17,4

—

17,5

Бутилацетат

—

9

4

—

—

—

—

8

43,5

8,8

Толуол

—

9

20,5

—

—

—

—

41,6

17,4

35

Этанол

—

—

—

—

—

—

—

—

8,7

—

Бутанол

—

1,5

—

—

—

—

—

—

17,4

—

Ксилол

—

—

—

—

51

61

15

—

—

—

Сольвент

25

—

—

25

—

—

—

—

—

—

Этилацетат

—

6

—

—

—

—

—

—

8,7

—

Уайтспирит

—

—

—

—

—

—

15

—

—

—

Летучая
часть

25

30

33

32

51

61

30

67

87

70

Сухой остаток

75

70

67

68

49

39

70

33

13

Приложение 12

Значения
концентраций паров нефтепродуктов в
резервуаре С^ удельных выбросов У2, У3 и
опытных коэффициентов Кнп

Нефтепродукт

КЛИМАТИЧЕСКАЯ ЗОНА

Кнп при t 20 °С

1

2

3

С1

У2

У3

С1

У2

У3

С1

У2

У3

3

г/

г/т

г/т

3

г/

г/т

г/т

3

г/

г/т

г/т

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Бензин автомоб.

777,6

639,60

880,0

972,0

780,0

1100,0

1176,12

967,2

1331,0

1,1

Бензин
авиацион.

576,0

393,60

656,0

720,0

480,0

820,0

871,20

595,2

992,20

0,67

БР

288,0

205,00

344,0

344,0

360,0

250,0

430,0

435,60

310,0

0,35

Т-2

244,8

164,00

272,0

306,0

200,0

340,0

370,26

248,0

411,40

0,29

Нефрас

576,0

377,20

824,0

720,0

460,0

780,0

871,20

570,40

943,80

0,66

Уайт-спирит

28,8

18,04

29,6

36,0

22,0

37,0

43,56

27,28

44,77

0,033

Изооктан

221,76

98,4

232,0

277,20

120,0

290,0

335,41

148,80

350,90

0,35

Г ептан

178,56

78,72

184,0

223,20

96,0

230,0

270,07

119,04

278,80

0,028

Бензол

293,76

114,8

248,0

367,20

140,0

310,0

444,31

173,60

375,10

0,45

Толуол

100,8

34,44

80,0

126,0

42,0

100,0

152,46

52,08

121,00

0,17

Этилбензол

37,44

10,66

28,0

46,80

13,0

35,0

56,63

16,12

42,35

0,067

Ксилол

31,68

9,02

24,0

39,6

11,0

30,0

47,92

13,64

36,30

0,059

Изопропилбензол

21,31

9,84

16,0

29,64

12,0

20,0

32,23

14,88

24,20

0,040

РТ (кроме Т-2)

5,18

2,79

4,8

6,48

3,4

6,0

7,84

4,22

7,26

—3

О

,4

5,

Сольвент нефтяной

8,06

3,94

6,96

10,08

4,8

8,7

12,20

5,95

10,53

—3

о

,2

8,

Керосин технич.

9,79

4,84

8,8

12,24

5,9

11,0

14,81

7,32

13,31

—3

о

10

Лигроин приборн.

7,2

2,36

5,86

9,0

4,1

7,3

10,89

5,08

8,83

—3

о

,3

7,

Керосин
осветит.

6,91

3,61

6,32

8,64

4,4

7,9

10,45

5,46

9,56

—3

о

7,

Дизельное топ.

2,59

1,56

2,08

3,14

1,9

2,6

3,92

2,36

3,15

—3

о

,9

2,

Печное
топливо

4,90

2,13

3,84

6,12

2,6

4,8

7,41

3,22

5,81

—3

о

,0

5,

Моторное топливо

1,15

0,82

0,82

1,44

1,0

1,0

1,74

1,24

1,24

1,1 ¦ 10-3

Мазуты

4,32

3,28

3,28

5,4

4,0

4,0

6,53

4,96

4,96

—3

о

,3

4,

Масла

0,26

0,16

0,16

0,324

0,2

0,2

0,39

0,25

0,25

0,27 ¦ 10-3

Примечание. Значения У2
(осенне-зимний период года) принимаются
равными — У3 (весенне-летний период)
для моторного топлива, мазутов и
масел.

Приложение 13

Количество
выделяющихся паров бензинов автомобильных
при хранении в одном резервуаре G ,
т/год

хр

VP, м3

Вид
резервуара

Наземный

Заглубленный

Г
оризонтальный

средства сокращения выбросов

отсутст.

понтон

пл. крыша

ГОР

1-я климатическая зона

100 и менее

0,18

0,040

0,027

0,062

0,053

0,18

200

0,31

0,066

0,044

0,108

0,092

0,31

300

0,45

0,097

0,063

0,156

0,134

0,45

400

0,56

0,120

0,079

0,196

0,170

0,56

700

0,89

0,190

0,120

0,312

0,270

—

1000

1,21

0,250

0,170

0,420

0,360

—

2000

2,16

0,420

0,280

0,750

0,650

—

3000

3,03

0,590

0,400

1,060

0,910

—

5000

4,70

0,920

0,620

1,640

1,410

—

10000

8,180

1,600

1,080

2,860

2,450

—

15000 и более

11,99

2,360

1,590

4,200

3,600

—

2-я климатическая
зона

100 и менее

0,22

0,049

0,033

0,077

0,066

0,22

200

0,38

0,081

0,054

0,133

0,114

0,38

300

0,55

0,120

0,078

0,193

0,165

0,55

400

0,69

0,150

0,098

0,242

0,210

0,69

700

1,10

0,230

0,150

0,385

0,330

—

1000

1,49

0,310

0,210

0,520

0,450

—

2000

2,67

0,520

0,350

0,930

0,800

—

3000

3,74

0,730

0,490

1,310

1,120

—

5000

5,80

1,140

0,770

2,030

1,740

—

10000

10,10

1,980

1,330

3,530

3,030

—

15000 и более

14,80

2,910

1,960

5,180

4,440

—

3-я климатическая зона

100 и менее

0,27

0,060

0,041

0,095

0,081

0,27

200

0,47

0,100

0,066

0,164

0,142

0,47

300

0,68

0,157

0,096

0,237

0,203

0,68

400

0,85

0,180

0,121

0,298

0,260

0,85

700

1,35

0,280

0,180

0,474

0,410

—

1000

1,83

0,380

0,260

0,640

0,550

—

2000

3,28

0,640

0,430

1,140

0,980

—

3000

4,60

0,900

0,600

1,610

1,380

—

5000

7,13

1,400

0,950

1,640

2,140

—

10000

12,42

2,440

1,640

2,500

3,730

—

15000 и более

18,20

3,580

2,410

4,340

5,460

—

Приложение 14

Kонцентрация
загрязняющих веществ (% масс.) в парах
различных нефтепродуктов [12].

Наименование

нефтепродукта

Kонцентрация компонентов С;, %
масс

углеводороды

бензол

толуол

этилбензол

ксилолы

сероводород

предельные Cj — С10

непредельные

Сырая
нефть

99,16

—

0,35

0,22

—

0,11

0,06

Прямогонные бензиновые фракции:

62 — 86

99,05

—

0,55

0,40

—

—

—

62 — 105

93,90

—

5,89

0,21

—

—

—

85 — 105

98,64

—

0,24

1,12

—

—

—

85 — 120

97,61

—

0,05

2,34

—

—

—

85 — 180

99,25

—

0,15

0,35

—

0,25

—

105 — 140

95,04

—

—

3,81

—

1,15

—

120 — 140

95,90

—

—

2,09

—

2,01

—

140 — 180

99,57

—

—

—

—

0,43

—

НК-180

99,45

—

0,27

0,18

—

0,10

—

Стабильный
катализат

92,84

—

2,52

2,76

—

1,88

—

Уайт-спирит

93,74

—

2,15

3,20

—

0,91

—

Бензин-рафинад

98,88

—

0,44

0,42

—

0,26

—

А-76^

93,85

2,50

2,00

1,45

0,05

0,15

—

Аи-93177)

92,68

2,50

2,30

2,17

0,06

0,29

—

Крекинг-бензин

74,03

25,0

0,58

0,27

—

0,12

—

Ловушечный продукт

—

Сумма ар
оматиче ских

0,13

Керосин

99,84

—

0,10

0,06

Дизельное топливо

99,57

—

0,15

0,28

Мазут

99,31

—

0,21

0,48

Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров    Стр. 35
из 43

Приложение
15

3

Концентрации паров
нефтепродуктов (С, г/м ) в выбросах
паровоздушной смеси при заполнении
резервуаров и баков автомашин

Нефтепродукт

Вид выброса

Конструкция резервуара

Бак а/м, Сб, г/м3

наземный Ср, г/м3

заглублен. Ср, г/м3

1-я климатическая зона

Бензин
автомобильный

макс

464,0

384,0

—

оз

205,0

172,2

344,0

вл

248,0

255,0

412,0

Дизельное топливо

макс

1,49

1,24

—

оз

0,79

0,66

1,31

вл

1,06

0,88

1,76

Масла

макс

0,16

0,13

—

оз

0,10

0,08

0,16

вл

0,10

0,08

0,16

2-я климатическая
зона

Бензин
автомобильный

макс

580,0

480,0

—

оз

250,0

210,2

420,0

вл

310,0

255,0

515,0

Дизельное топливо

макс

1,86

1,55

—

оз

0,96

0,80

1,6

вл

1,32

1,10

2,2

Масла

макс

0,20

0,16

—

оз

0,12

0,10

0,20

вл

0,12

0,10

0,20

3-я климатическая
зона

Бензин
автомобильный

макс

701,8

580,0

—

оз

310,0

260,4

520,0

вл

375,1

308,5

623,1

Дизельное топливо

макс

2,25

1,88

—

оз

1,19

0,99

1,98

вл

1,60

1,33

2,66

Масла

макс

0,24

0,19

—

оз

0,15

0,12

0,25

вл

0,15

0,12

0,24

* макс — максимальный выброс; оз
— выброс в осенне-зимний период; вл — выброс в
весенне-летний период.

Приложение
16

Давление насыщенных паров
углеводородов, Па

Углеводороды

Температура, °С

н-бутан

н-пентан

н-гексан

н-гептан

н-октан

н-нонан

н-декан

бутен-2

пентен-2

-30

44800

5098

956

174

31,5

7,5

—

22600

4860

-20

45500

9021

1587

386

78,9

17,9

—

36900

9690

-10

70000

15260

3480

789

179,6

49,8

8,6

57800

14700

0

—

24400

6110

1512

380,4

114,0

22,9

87100

23800

10

—

37750

10450

2737

748,8

234,5

54,4

—

37000

20

—

56410

17600

4712

1391,0

461,0

119,7

—

55400

25

—

68160

20350

6079

1859

633,0

174,5

—

67300

30

—

81770

25200

7763

2454

857,0

244,7

—

80750

mi

58,12

72,15

86,18

100,20

114,23

128,25

142,29

56,08

70,13

К^5 для С % об.

0,4028

1,0000

1,9908

4,3399

9,3131

17,7755

32,8690

0,3998

1,0000

К^5 для С %
мае

0,500

1,000

1,667

3,125

5,882

10,000

16,667

0,500

1,000

НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ
ОХРАНЫ АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА (НИИ
АТМОСФЕРА)

СОГЛАСОВАНО:
   УТВЕРЖДАЮ:

Зам. начальника
Управления    Директор НИИ
Атмосфера

Государственного
экологического контроля и    канд.
физ.-мат. наук

безопасности окружающей
среды Госкомэкологии России

_С.В. Маркин
   _В.Б. Миляев

«27» января 1999 г.
   «19» января 1999 г.

9. ДОПОЛНЕНИЕ К
«МЕТОДИЧЕСКИМ УКАЗАНИЯМ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ВЫБРОСОВ ЗАГРЯЗНЯЮЩИХ ВЕЩЕСТВ В АТМОСФЕРУ
ИЗ

РЕЗЕРВУАРОВ»

Введение

Данное
«Дополнение к «Методическим указаниям по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров» (Новополоцк, 1999
г.) разработано специалистами НИИ Атмосфера
и учитывает отзывы, замечания и предложения
природопользователей и контролирующих
органов по охране окружающей среды,
основанные на результатах практической
апробации «Методических указаний по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров» (МУ).

В
настоящем документе даны рекомендации по
использованию утвержденных Минздравом РФ
величин ОБУВ для смесей углеводородов
предельных, расширен перечень
нефтепродуктов, уточнены количественные и
качественные показатели индивидуальных
компонентов углеводородов, а также
приведены дополнительные примеры расчета
выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
для различных видов нефтепродуктов.

С
момента опубликования данного
методического письма считать утратившими
силу:

—    методическое письмо НИИ
Атмосфера № 257/33-07 от 27.10.95 г.;

—
   письмо НИИ Атмосфера № 312/33-07 от
9.10.97 г. (в части, касающейся емкостей АЗС и
хранилищ нефтепродуктов);

—
   письмо № 4 «О критериях качества
атмосферного воздуха» (сб. «Атмосфера», № 1,
1996 г.);

—    временно
рекомендованный пересчет смеси предельных
углеводородов С1 — Сю на С5 (см. п. 4.4 общих
положений МУ);

—    раздел 2.6.1
«Методики по определению выбросов вредных
веществ в атмосферу на предприятиях
Госкомнефтепродукта РСФСР». Астрахань,
1988;

—    разделы 2.1.1 и 2.1.2
«Методических указаний по расчету валовых
выбросов вредных веществ в атмосферу для
предприятий нефтепереработки и
нефтехимии». РД-17-86. Казань, 1987;

—
   раздел 2.1 «Методики расчета
вредных выбросов в атмосферу от
нефтехимического оборудования». РМ
62-91-90. Воронеж, 1990;

—
   Экспериментально-расчетная
методика определения потерь нефти от
испарения из резервуара. Уфа, 1990.

По
вопросам применения МУ и данного
«Дополнения …» рекомендуем обращаться в
НИИ Атмосфера (тел. 247-86-58, Турбин А.С.).

1
Применение критериев качества
атмосферного воздуха

В связи с
утверждением Минздравом РФ величин
ориентировочно-безопасных уровней
воздействия (ОБУВ) для смесей углеводородов
предельных С1 —

33

С5 = 50 мг/м3 и C6 —
Сю = 30 мг/м (ГН 2.1.6.713-98, утвержденные
постановлением Главного государственного
санитарного врача РФ № 26 от 3 августа

1998
г.), рекомендуем при нормировании выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу из
резервуаров для хранения нефтепродуктов, а
также от нефтехимического и нефтегазового
оборудования использовать следующие
критерии качества атмосферного
воздуха:

Предельные
углеводороды

Низкокипящие:

33
Смесь предельных углеводородов по фракции
С1 — С5 — ОБУВ = 50 мг/м . Смесь предельных
углеводородов по фракции С6 — Сю — ОБУВ = 30
мг/м .

•з

Высококипяшие: Смесь
предельных углеводородов по фракции С12 — С19
— ПДК = 1 мг/м3.

Непредельные
углеводороды

По амиленам (смесь
изомеров)*) — ПДК = 1,5
мг/м3.

Ароматические
углеводороды

3

По бензолу — ПДК =
1,5 мг/м3.

3

По толуолу — ПДК =
0,6 мг/м3.

3

По ксилолам — ПДК
= 0,2 мг/м3.

По этилбензолу* — ПДК = 0,02
мг/м3.

По стиролу *) — ПДК = 0,04
мг/м3.

Сернистые соединения

*)
   3

По сероводороду — ПДК = 0,008 мг/м
.

По мегилмеркаптану* — ПДК = 9 • 10-6
мг/м3.

* Если имеются в составе
выделений (выбросов) загрязняющих веществ в
атмосферу.

До введения в действие МУ при
нормировании выбросов низкокипящих
нефтепродуктов (н.п.) применялся менее
точный (по суммарному
углероду)

3

критерий качества
воздуха для бензина нефтяного с малым
содержанием серы — ПДК = 5 мг/м
.

Предложенный в МУ пересчет выбросов на
группы компонентов и отдельные вещества
пропорционально их содержанию в
соответствующих н. п. с учетом известных для
них санитарно-гигиенических нормативов
позволяет дать более строгую,
дифференцированную оценку ожидаемого
экологического воздействия. Кроме того,
исключается дублирование в расчетах
выбросов (в частности, ароматических
углеводородов), которое возможно из-за
перекрывания температурных пределов
перегонки отдельных нефтяных фракций.

С
помощью рекомендуемого Приложения 14
(уточненного) к МУ* и формулы 1.1 (раздел 1.4
ОНД-86) можно ориентировочно оценить
преимущества предлагаемого
подхода.

Допустим, сравниваются
выбросы:

а)    бензина нефтяного
прямогонного среднего состава, %
мас.*):

С1 — С5 = 54,80; С6 — Сю = 41,91; бензол
= 1,97; толуол = 0,79; ксилол = 0,53;

б)
   крекинг-бензина состава, %
мас.*):

Методические указания по
определению выбросов загрязняющих веществ
в атмосферу из резервуаров    Стр. 38
из 43

С1 — С5 = 32,00; С6 — Сю = 42,03; амилены = 25,00;
бензол = 0,58; толуол = 0,27; ксилол = 0,12;

в)
бензинов Аи-92 — Аи-95, среднего состава, %
мас.*):

С1 — С5 = 67,67; С6 — Сю = 25,01;
амилены = 2,5; бензол = 2,3; толуол = 2,17; ксилол =
0,29; этилбензол = 0,06.

* Примечание: см. п. 2
данного документа.

Предположим, что
концентрация паров н.п. во всех выбросах
одинакова и составляет 5 мг/м3. Тогда
безразмерная относительная
концентрация:

_ Сн.П.
ПДК

q

о

при
нормировании (по суммарному углероду с ПДК =
5 мг/м3) для всех рассматриваемых
случаев одинакова и равна единице. По
рекомендованному в МУ подходу (значения
ОБУВ и ПДК соответствующих компонентов
приведены выше) для
случая:

5

100

5

100

5

100

0,39

50

30

а)

1,01

50

30

1,5
   1,5

б)

0,67

Ч

50

в)

67,67    25,1    2,5
   2,3    2,17    0,29
   0,06

—’— + —L. + _i_ + _i_ + — + _j— +
_j—

32,0    42,03
   25,0    0,58    0,27
   0,12

—1- + —— + —1- + —— + —— +
——

54,8    41,91
   1,97    0,79
   0,53

—1- + —’— + —— + —— +
_I—

30    1,5
   1,5    0,6    0,2
   0,02

1,5
   0,6    0,2

0,6
0,2

Таким образом, такой
подход действительно позволяет
дифференцированно учитывать качественные
и количественные отличия составов
выбросов.

2. Данные о
содержании вредных веществ в парах
нефтепродуктов разного
вида

Приведенное в МУ Приложение 14
содержит ограниченный перечень
нефтепродуктов и по отдельным
нефтепродуктам недостаточно взаимоувязаны
данные о концентрациях различных
углеводородов. Поэтому, с учетом имеющейся
дополнительной информации, данное
Приложение откорректировано и вместо
Приложения 14 МУ следует использовать
Приложение 14 (уточненное), приведенное в
данном документе.

3. Расчет
максимальных и валовых выбросов паров
нефтепродуктов в атмосферу

При
расчетах:

а) максимальных выбросов
паров нефтепродуктов — М, г/с, по формуле
6.2.1 на с. 20 (заполнение резервуаров —
«большое дыхание»),
учитывается

3

максимальная из
возможных для данной климатической зоны
разовых концентраций насыщенных паров
этого н.п. — С1, г/м (принимается по Приложению
12).

б)    годовых (валовых)
выбросов паров н.п. — G, т/год, в первом
слагаемом формулы 6.2.2 (на с. 20) —
учитываются средние удельные выбросы за
соответствующий период года — У2 и У3,
включающие в себя «большое дыхание» и
«малое дыхание» (принимается по Приложению
12 на с. 44 МУ). Во

втором слагаемом —
имеется коэффициент (формула 6.2.3 на с. 21
МУ):

_    концентрация паров
нефтепродуктов при 20 °С

Н
П‘ концентрация паров
бензинаавтомобильного при 20 0
’

физически означающий снижение (в
общем случае изменение) выброса паров
данного н.п. по отношению к выбранному в
качестве стандарта и наиболее изученному
автомобильному бензину.

3

Для
упрощения расчетов валовых выбросов паров
какого-либо н.п. при его хранении в
резервуаре объемом Vp, м (определенного вида,
для

соответствующей климатической зоны)
в МУ предложено «стандартный»
(статистически достоверный) показатель
выбросов паров бензина (хранимого в том же
резервуаре) — Gxp, т/год (по Приложению 13)
умножать на коэффициент определяемого
нефтепродукта Кн п (из Приложения
12).

-3

Например, при хранении в
одном резервуаре (N = 1) печного топлива с
Кнп = 5 • 10 валовый выброс паров
печного топлива, определяемый
вторым

слагаемым формулы 6.2.2, по
сравнению с бензином автомобильным
снизится в 200 раз. При расчетах ПДВ и ВСВ
выбросы паров печного топлива следует

33
отнести к углеводородам предельным С^ — С19 с
ПДК = 1 мг/м и сероводороду с ПДК = 0,008 мг/м ,
если известно их содержание в паровой
фазе.

Приложение 14
(уточненное)

Концентрация загрязняющих
веществ (% по массе) в парах различных
нефтепродуктов

Наименование

нефтепродукта

Углеводороды

Сероводород

предельные

Непредельные (по амиленам)

ароматические

всего

в том
числе

всего

в том числе

С1 — с5

С —
С

^6 ^10

бензол

толуол

ксилол

этилбензол

Сырая
нефть

99,26

72,46

26,8

—

0,68

0,35

0,22

0,11

—

0,06

Прямогонные бензиновые
фракции:

62 — 105

93,90

53,19

40,71

—

6,10

5,89

0,21

—

—

—

85 — 105

98,64

55,79

42,85

—

1,36

0,24

1,12

—

—

—

85 — 120

97,61

55,21

42,40

—

2,39

0,05

2,34

—

—

—

105 — 140

95,04

53,75

41,29

—

4,96

—

3,81

1,15

—

—

120 —
140

95,90

54,33

41,57

—

4,10

—

2,09

2,01

—

—

140 — 180

99,57

56,41

43,16

—

0,43

—

—

0,43

—

—

Нк-180

99,45

56,34

43,11

—

0,55

0,27

0,18

0,10

—

—

Стабильный
катализат

92,84

52,59

40,25

—

7,16

2,52

2,76

1,88

—

—

Бензин-рафинад

98,88

56,02

42,86

—

1,12

0,44

0,42

0,26

—

—

Крекинг-бензин

74,03

32,00

42,03

25,00

0,97

0,58

0,27

0,12

—

—

Уайт-спирит

93,74

11,88

81,86

—

6,26

2,15

3,20

0,91

—

—

Бензин А-76

93,85

75,47

18,38

2,50

3,65

2,00

1,45

0,15

0,05

—

Бензин (Аи-92 — Аи-95)

92,68

67,67

25,01

2,50

4,82

2,30

2,17

0,29

0,06

—

Ловушечный продукт

98,31*

—

—

—

1,56**

—

—

—

—

0,13

Дизельное топливо

99,57*

—

—

—

0,15**

—

—

—

—

0,28

Мазут

99,31

—

—

—

0,21**

—

—

—

—

0,48

Примечание: * — расчет выполняется
по C12 — Cw;

** — не учитываются в связи
с отсутствием ПДК (при необходимости можно
условно отнести к углеводородам (С^ —
С^).

4. Примеры расчета выбросов
загрязняющих веществ в атмосферу
(дополнения и уточнения)

8.1. НПЗ.
Бензин-катализат, валовые
выбросы

Исходные данные и расчет
валовых выбросов согласно МУ (стр. 23, кроме
последнего абзаца).

Последний абзац на
стр. 23 и стр. 24 заменить на:

Кроме того,
для расчета могут быть использованы
ориентировочные составы паров
нефтепродуктов из Приложения 14
(уточненного).

Идентификация состава
выбросов (М = 11,8100 г/с; G = 324,6692 т/год)

Определяемый
параметр

Углеводороды

сероводород

предельные

Непредельные (по амиленам)

ароматические

С1 — С5

C — C

^6 ^10

бензол

толуол

этилбензол

ксилол

C мас %
стабильный катализ.1)

52,59

40,25

—

2,52

2,76

—

1,88

—

))

с

6,21

4,75

—

0,30

0,33

—

0,22

—

G;3), т/г

170,7435

130,6793

—

8,1817

8,9609

—

6,1038

—

Примечания:

М —М Ci G —
G‘C= — Приложение М
(уточненное);2)    1    100
   3)    1
   100

8.2. НПЗ. Бензин
автомобильный, валовые выбросы. ССВ-понтон
и отсутствие ССВ

Исходные данные и
расчет выбросов согласно МУ (стр. 25)
дополнить: Идентификация состава выбросов
(М = 21,8344 г/с; G = 865,3175 т/год)

Определяемый

параметр

Углеводороды

Сероводород

предельные

непредельные (по амиленам)

ароматические

С1 — С5

C — C

^6 ^10

бензол

толуол

этилбензол

ксилол

C мас %

Бензин Аи-92, Аи-951)

67,67

25,01

2,50

2,3

2,17

0,29

0,06

—

М;2), г/с

14,7753

5,4608

0,5459

0,5022

0,4738

0,0633

0,0131

—

G;3), т/г

588,5604

216,4159

21,3629

19,9023

18,7771

2,5094

0,5192

—

Примечания:

м _M
Ci G _ G-Cj — Приложение М
(уточненное);2)    1    100
   3)    1
   100

8.3. НПЗ. Бензин
автомобильный. Идентификация
выбросов

Исходные данные и расчет
выбросов согласно МУ. Стр. 27 заменить на:
Идентификация состава выбросов (М = 48,5209 г/с;
G = 1483,4014 т/год)

Определяемый

Углеводороды

предельные

непредельные (по амиленам)

ароматические

Сероводород

параметр

С1 — С5

C — C

^6 ^10

бензол

толуол

этилбензол

ксилол

Ci мас % Бензин А-761)

75,47

18,38

2,50

2,0

1,45

0,15

0,05

—

М12), г/с

36,6187

8,9181

1,2130

0,9704

0,7036

0,0728

0,0243

—

Gi3), т/г

1119,523

272,6491

37,0850

29,6680

21,5093

2,2251

0,7417

—

Примечания:

М —М Ci G —
G С:

— Приложение М
(уточненное);2)    1    100
   3)    1
   100

8.4. НПЗ. Керосин
технический*-*

* Примечание. При расчетах
ПДВ и ВСВ учитывать ОБУВ = 1,2 мг/м3 (код
2732 — керосин).

Исходные данные и расчет
выбросов согласно МУ (стр. 28) дополнить
примечанием:

Пример 8.6 МУ (на стр. 30)
дополнить:

8.6а. Нефтебаза. Масло
минеральное нефтяное. Валовые выбросы.
Исходные данные

Наименование продукта

VHmax, м3/час

В, т

Конструкция
резервуара

Режим
эксплуатации

V, м3

N , шт.

р’

CCB

Масло МС-20

150

40000

Наземный
вертикальный с нижним и боковым
подогревом

Мерник

5000

8

отсут.

Продолжение исходных
данных.

С

О

С

tmi

С

О

X

га

K^min

K^max

3

3/м

«Б

С2

Крср

К
ЗЯХ

р, т/м3

Ксб

25

30

1,20

1,40

0,324

0,56

0,80

0,935

2,50

М = 0,324 • 1,40 • 0,80 • 150/3600 = 0,01512
г/сек*

(5.6.1)

40000__1.0695

п
=

0,935 ¦ 5000 ¦ 8    (5.6.1)
   Коб.    =    2,50
   (Прил.    10)

0,324 *(1,40 + 1,20)
*0,56 * 2,5 *40000 п    .

G =

—= 0,02523т/год 44

2*10
*0,935

(5.6.2)

*)
Примечание. При расчетах ПДВ и ВСВ
учитывать ОБУВ = 0,05 мг/м3 (код 2735 — масло
минеральное нефтяное).

8.7. НПЗ. Бензин
автомобильный. Валовые выбросы

Исходные
данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 30)
дополнить: Идентификация состава
выбросов.

(М = 1,60 г/с; G = 5,1975 т/год)

Углеводороды

предельные

ароматические

Определяемый параметр

0

1

С1

C — C

^6 ^10

непредельные (по
амиленам)

бензол

толуол

этилбензол

ксилол

сероводород

C; мас % Бензин Аи-92,
Аи-951)

67,67

25,01

2,5

2,3

2,17

0,29

0,06

—

М;2), г/с

1,08

0,40

0,04

0,04

0,03

0,005

0,001

—

G;3), т/г

3,5172

1,2999

0,1299

0,1195

0,1128

0,0151

0,0031

—

Примечания:

м _M
Ci G _ G-Cj

— Приложение М
(уточненное);2)    1 ЮО 3)
   1    100

8.7а. АЗС.
Дизельное топливо. Валовые выбросы

Исходные
данные

Табличные
данные

Наименование
продукта

У , м3

сл’

Q , м3

^-оз’

Q , м3 вл

Конструкция резервуара

^
г/м3

C^, г/м3

C” г/м3

C^,
г/м3

C/л г/м3

Дизельное топливо

6,0

4000

4500

заглубленный

1,55

0,80

1,10

1,60

2,20

М =
(Cpmax • Усл)/1200 = (1,55 • 6,0)/1200 =
0,00775 г/с G = [(Ср°з +
Сбоз) • Ооз +
(Срвл + Срвл) •
Qвл] • 10-6 + 50(QTO + Qвл)
• 10-6 = [(0,80 + 1,6)4000 + (1,10 + 2,20)4500] • 10-6
+ 50(4000 + 4500) • 10-6 = 0,44945
т/г

Идентификация состава выбросов. (М =
0,00775 г/с; G = 0,44945 т/год)

Определяемый параметр

Углеводороды

Предельные С12 — С19

Непредельные

Ароматические

Сероводород

С; мас %

Дизельное топливо (Прил. 14, уточненное)

99,57

—

0,15

0,28

“‘-W.r/c

0,00773

—

—*)

0,00002

G‘ = l0F.T/r

0,44819

—

—*)

0,00126

* Примечание.
Условно отнесены к    — С^.

8.8. ТЭЦ.
Мазут топочный (резервуар с нижним и
боковым подогревом) )

Исходные
данные и расчет выбросов согласно МУ (стр. 31)
дополнить примечанием:

* Примечание. При
расчетах ПДВ и ВСВ учитывать класс
опасности — 4, ПДКмр = 1 мг/м3 (код
2754 — углеводороды предельные C12 —
C19) и ПДКмр = 0,008 мг/м3 (код 333
-сероводород).

5. Редакционные
уточнения

5.1. П. 4.3 МУ (стр. 10) заменить
на:

«п. 4.3. По данной методике могут
выполняться расчеты выделений (выбросов)
загрязняющих веществ:

— для нефти и
низкокипящих нефтепродуктов (бензин или
бензиновые фракции) — суммы предельных
углеводородов C1 — C5, С6 — Сдо и непредельных C2
NormaCS® (NRMS10-02983)    www.normacs.ru    24.02.2009
9:57:51

—    C5 (по амиленам) и
ароматических углеводородов (бензол,
толуол, этилбензол, ксилолы);

—
   для высококипящих нефтепродуктов
— с учетом их ПДК или ОБУВ (керосин, масло
минеральное нефтяное и т.п.), не имеющих ПДК
или ОБУВ (дизельное топливо, печное топливо,
мазут и др.) — суммы углеводородов С2 —
С9».

В. И. ТУРК 1, А. В. МИНАЕВ, В. Я-
КАРЕЛИН

НАСОСЫ И НАСОСНЫЕ
СТАНЦИИ

v Допущено Министерством
высшего и среднего специального
образования СССР в качестве учебника для
студентов вузов, обучающихся по
специальностям «Водоснабжение и
канализация» а «Очистка природных и
сточных
вод»

МОСКВА

СТРОЙИЗДАТ

1976

Рецензенты:
кафедра водоснабжения и канализации
Ленинградского инженерно-строительного
института (зав. кафедрой д-р техн. наук. проф.
Н. Ф. Федоров); канд. техн. наук К. А.
Щеглов.

Турк В. И., Минаев А. В., Карелин В.
Я. Насосы и насосные станции. Учебник для
вузов. М., Стройиздат, 1976. 304 с.

В учебнике
приведено описание насосов -различных
тл-пов, их устройство и принцип действия.
Даны рекомендации по выбору насосов и
определению их рабочих параметров.
Освещены вопросы компоновки оборудования
водопроводных и канализационных насосных
станций, основные принципы их
проектирования, строительства и
эксплуатации. Приведены данные по
автоматизации насосных станций.

Учебник
предназначен для студентов строительных
вузов, обучающихся по специальностям
«Водоснабжение и канализация» и «Очистка
природных и сточных вод».

Табл. 13, рис. 186,
список лит.: 35 назв.

т
30210—294 224_76    ©
   Стройиздат,
   1976

047(01)—76

ВЛАДИМИР
ИВАНОВИЧ ТУРК

АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ
МИНАЕВ ВЛАДИМИР ЯКОВЛЕВИЧ
КАРЕЛИН

НАСОСЫ И НАСОСНЫЕ
СТАНЦИИ

Редакция литературы по
инженерному оборудованию Зав. редакцией
И. П. Скворцова Редактор Г.
А. Лебедева Мл. редактор А. А.
Минаева

Внешнее оформление
художника Ю. И. Смурыгина
Технические редакторы И. В.
Панова, В. М. Родионова Корректоры
В. А. Быкова, Н. О.
Родионова

Сдано в набор 2.IX 1975
г.

Подписало к печати 1/XII
.1975’г.

Т—19846 Формат 70X108‘/ie Д. л.)
Бумага тип. № 2 26,6 уел. печ. л (уч.-изд. 26,83 л.)
Тираж 30 000, Изд. Л® A.I—38615 Зак. № 621 Цена 1р.
26″

Стройиздат    ,
   ?, ->

103006, Москва,
Каляевская ул., д. 23а’.- V

Подольская
типография Союзполипз%$Щ?рл^^*.,. яри
Государственном комитете по печати и по
делам издательств, полиграфии л
книжной торговли г. Подольск, ул.
Кирова, 25

Выдвигая задачу
значительного подъема материального и
куль-‘ турного уровня жизни народа, партия и
правительство Советского Союза
разработали обширную программу расширения
‘существующих и создания новых
промышленных центров, дальнейшего развития
энергетической базы страны, интенсификации
сельскохозяйственного производства,
увеличения масштабов жилищного
строительства. При осуществлении этой
программы возрастает потребность в воде,
что вызывает необходимость сооружения
большого числа современных
высокопроизводительных систем
промышленного, сельскохозяйственного и
коммунального
водоснабжения.

Одновременно с
возрастающим спросом на воду увеличивается
и загрязнение рек, озер и водохранилищ
сбросами производственных и бытовых
сточных вод. Защита окружающей среды,
возведенная постановлениями партии и
правительства в ранг важнейших
государственных задач, требует
совершенствования методов очистки
загрязненных вод и строительства крупных
систем канализации.

Важнейшим элементом
систем водоснабжения и канализации
являются насосные станции, представляющие
собой сложный комплекс сооружений и
оборудования, технические показатели и
параметры которого во многом определяют
надежность, долговечность и экономическую
эффективность подачи или отведения
воды.

Настоящая книга является
учебником по курсу «Насосы и насосные
станции», входящему в число профилирующих
дисциплин специальностей «Водоснабжение и
канализация» и «Очистка природных и
сточных вод» строительных вузов и
факультетов.

Изучение этого, курса
требует от студентов хорошей подготовки по
ряду общетехнических и специальных
дисциплин, к числу которых в первую очередь
относятся гидравлика, гидротехнические
сооружения, детали машин и электротехника.
Глубокое знание этого предмета играет
большую роль при формировании инженера
широкого профиля, способного на
современном уровне решать сложные задачи,
связанные с проектированием,
строительством и эксплуатацией систем
водоснабжения и канализации.

Первый
раздел учебника посвящен принципу
действия, особенностям рабочего процесса и
техническим параметрам насосов различных
типов. Рассмотрены характеристики насосов
на стационарных и переходных режимах
эксплуатации и совместная работа насосов и
сети. Большое внимание уделено
конструкциям насосов, используемых в
водопроводно-канализационных системах, а
также при производстве строительных
работ.

Второй раздел учебника посвящен
проектированию и эксплуатации
водопроводных и канализационных насосных
станций. Наряду с рассмотрением основного
энергетического и вспомогательного
оборудования дана методика определения
расчетных параметров, изложены
принципиальные положения проектирования,
приведены схемы электриче-

ских
соединений и рассмотрены основы
автоматизации насосных станций. Особое
внимание уделено экономическим проблемам,
связанным с проектированием и
эксплуатацией насосных станций. Основы
теории проектирования насосных станций
были изложены в ранее вышедших трудах
советских специалистов: Н. Н. Абрамова, Н. И.
Малишевского,

В. И. Турка, М. М.
Флоринского, которые явились
основоположниками отечественной
литературы по данному вопросу. Огромная
практическая роль в развитии и
усовершенствовании методов проектирования
и строительства насосных станций
принадлежит специализированным проектным
и научно-исследовательским институтам:
   Союзводоканалпроекту,

Гипрокоммунводоканалу,
Теплоэлектропроекту, Гидропроекту,
Гипро-водхозу и др.

Предисловие, главы 1,
2, 7, 8, 10, 12 и § 84, 85 и 87 главы 14 написаны доц.
канд. техн. наук В. Я. Карелиным; главы 3—6, 9,
11, 13, § 83 и 86 главы 14 и глава 15 написаны доц.
канд. техн. наук А. В. Минаевым. Авторами
частично использованы материалы
аналогичного учебника, написанного доц.
канд. техн. наук В. И. Турком и изданного в 1961
г.

Ч

Раздел первый. насосы глава 1 назначение, принцип действия и области применения насосов различных типов § 1. основные параметры и классификация насосов
 »
Библиотека »

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ

(МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION

(ISC)

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ

СТАНДАРТ

Система газоснабжения

ДОБЫЧА ГАЗА. ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Механическая безопасность. Испытания на прочность и проверка на герметичность

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2017

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1    РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий — Газпром ВНИИГАЗ» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

2    ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»

3    ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 марта 2017 г. № 97-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК(ИСО 3166) 004—97

Код страны по МК (ИСО 3166) 004—97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Киргизия

KG

Кыргызстандарт

Россия

RU

Росстандарт

Таджикистан

TJ

Таджикстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 марта 2017г. № 224-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 34068-2017 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 октября 2017 г.

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

© Стандартинформ, 2017

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Давление испытания в верхней точке, МПа

Продолжительность, ч

Тип испытания и характеристика его этапов

Способ испытаний

гидравличе-

пневматиче-

гидравличе-

пневматиче-

ский

ский

ский

ский

Характеристика участков (категория участка определяется в зависимости от характеристики участка и категории продукта1))

Испытание в два этапа

1-й этап:

после укладки и засыпки или крепления на опорах

2-й этап:

одновременно с испытанием трубопровода:

— для трубопроводов категории С3); -трубопроводов категории Н3)

1.5 Рраб для категории В

1.25 Рраб для категории С

1.25 Рраб

1,1 р.

раб

1,25 Р,

раб

1,25 Р,

1,1 Р,

раб

раб

6

12

Переходы трубопроводов через водные преграды:

—    участки по пойме рек по ГВВ 10 %-ной обеспеченности водных преград шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части;

—    несудоходные шириной зеркала воды в межень не более 25 м в русловой части с поймами по ГВВ 10 %-ной обеспеченности;

-деривационные оросительные каналы;

—    переходы трубопроводов через горные потоки (реки) при подземной прокладке с поймами по ГВВ 10 %-ной обеспеченности;

—    переходы через болота типа III.

Переходы трубопроводов через железные дороги промышленного железнодорожного транспорта (внешние, внутренние железнодорожные пути) с прилегающими по обе стороны дороги участками длиной 50 м каждый (от осей крайних путей) и примыкающими к переходам участками категории С2)

^ На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014.

2)    На территории Российской Федерации в пределах расстояний, указанных в 7.2 ГОСТ Р 55990-2014.

3)    На территории Российской Федерации согласно 7.1.5 ГОСТ Р 55990-2014.

Давление испытания в верхней точке, МПа

Продолжительность, ч

Тип испытания и характеристика его этапов

Способ испытаний

гидравличе

ский

пневматиче

ский

гидравличе

ский

пневматиче

ский

Характеристика участков (категория участка определяется в зависимости от характеристики участка и категории продукта1))

Испытание в два этапа

1-й этап:

после укладки и засыпки или крепления на опорах

2-й этап:

одновременно с испытанием трубопровода:

— для трубопроводов категории С3) -трубопроводов категории Н3)

1.5 Рраб для категории В

1.25 Рраб для категории С

1.25 Рраб

1,1 Р.

раб

1,25 Р,

раб

1.25 Рраб

1,1 Р.

раб

12

Переходы трубопроводов через автомобильные дороги с прилегающими по обе стороны дороги участками, длиной 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги, и примыкающими к переходам участками категории С2), для следующих автомобильных дорог:

—    автомобильные дороги общего пользования и подъездные дороги к промышленным предприятиям IV, V категорий;

внутренние автомобильные дороги промышленных предприятий и организаций всех категорий;

—    внутрихозяйственные автомобильные дороги в сельскохозяйственных предприятиях и организациях 1-с категории.

Участки газопроводов, примыкающие к площадкам скважин на расстоянии 150 м от ограждения (1-й этап испытаний гидравлическим способом). Газопроводы на длине 250 м от гребенок подводных переходов, подключения трубопроводов друг к другу и участки от охранных кранов до площадок УКПГ, УППГ, ДКС, КС ПХГ (1-й этап испытаний гидравлическим способом).

Трубопроводы, прокладываемые по поливным и орошаемым землям хлопковых и рисовых плантаций

^ На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014.

2)    На территории Российской Федерации в пределах расстояний, указанных в 7.2 ГОСТ Р 55990-2014.

3)    На территории Российской Федерации согласно 7.1.5 ГОСТ Р 55990-2014.

ГОСТ 34068-2017

Тип испытания и характеристика его этапов

Давление испытания в верхней точке, МПа

Продолжительность, ч

Характеристика участков (категория участка определяется в зависимости от характеристики участка и категории продукта1))

Способ испытаний

гидравличе

ский

пневматиче

ский

гидравличе

ский

пневматиче

ский

Испытание в два этапа

1- й этап:

после укладки и засыпки или крепления на опорах

2- й этап:

одновременно с испытанием трубопровода:

— для трубопроводов категории С4) -трубопроводов категории Н4)

1.5Рраб для категории В

1.25    Рраб для категории

С

1.25    Рраб

1.1 Рраб

1.25    Рраб

1.25    Рраб 1.1 Рраб

6

12

12

12

12

12

Участки трубопроводов, транспортирующие продукты в жидкой фазе и токсичные продукты, расположенные выше населенных пунктов и промышленных предприятий на расстоянии от них не более:

—    300 м — для труб DN 700 и менее;

—    500 м — для труб более DN 700 до DN 1000 вкпюч.;

—    1000 м — для труб более DN 1000.

Пересечения (в обе стороны)2) с ВЛ напряжением 330 кВ и более.

Нефтегазопроводы, конденсатопроводы, приближающиеся к рекам с зеркалом воды в межень 25 м и более, каналам, озерам и другим водоемам, имеющим рыбохозяйственное значение на расстояниях согласно требованиям нормативных документов, принятых в странах, на которые распространяется настоящий стандарт3).

Узлы пуска и приема ВТУ (включая ТПА), а также примыкающие к ним участки трубопроводов длиной 250 м.

Пересечения с нефтепроводами, нефтепродукто-проводами, газопроводами и канализационными коллекторами на длине 20 м по обе стороны от пересечения (1-й этап испытаний гидравлическим способом)

Испытание в один этап одновременно с испытанием трубопровода

—    для трубопроводов категории С4);

—    трубопроводов категории Н4)

1.25 Рраб

1.1 Ро аб

1.25 Рраб 1.1 Роаб

12

12

12

12

категории С, не подлежащие испытанию в два этапа; участки категории Н

!) На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014.

2)    На территории Российской Федерации в пределах расстояний, указанных в позиции 14 таблицы 6 ГОСТ Р 55990-2014.

3)    На территории Российской Федерации — в соответствии с санитарными нормами и правилами, утвержденными Главным государственным санитарным врачом Российской Федерации СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03.

4)    На территории Российской Федерации согласно 7.1.5 ГОСТ Р 55990-2014.

Примечания

1    Рраб — рабочее давление, устанавливаемое проектом.

2    На всех этапах испытаний в любой точке испытуемого участка трубопровода испытательное давление на прочность не должно превышать наименьшего из гарантированных заводами заводских испытательных давлений на трубы, арматуру, фитинги, узлы и оборудование, установленные на испытуемом участке.

3    Временные трубопроводы для подключения опрессовочных агрегатов и компрессоров следует предварительно подвергнуть гидравлическому испытанию на давление, составляющее 125 % от испытательного давления испытуемых трубопроводов.

4    Для надземных участков трубопровода при воздействии испытательногодавления следует проверить условия прочности для продольных и эквивалентных напряжений1).

5    Переходы через водные преграды шириной не более 10 м и глубиной не более 1,5 м допускается испытывать в один этап одновременно с трубопроводом.

6    Участки категории С, испытуемые в один этап одновременно с трубопроводом, могут по усмотрению проектной организации (в зависимости от конкретных условий) подвергаться испытаниям в два этапа, что следует отразить в проекте.

7    При укладке подводных трубопроводов способом последовательного наращивания с трубоукладочной баржи или с береговой монтажной площадки первый этап испытаний при испытаниях в три этапа не проводят, а 2-й этап испытаний проводят на давление 1-го этапа испытаний.

8    Участок трубопровода категории С, включающий отдельные участки, подлежащие испытаниям в два этапа, допускается испытывать в один этап на давление, соответствующее давлению испытаний 10-го этапа двухэтапных испытаний. Такой способ испытаний в один этап отражают в проекте.

9    Продолжительность испытаний трубопроводов на прочность может быть увеличена (не более 24 ч) по усмотрению проектной организации (в зависимости от конкретных условий), что должно быть отражено в проекте.

10    При обнаружении повреждения в процессе испытания на прочность участка ПТ, находящегося на пересечении с ВЛ, следует прекратить испытание и снять напряжение с ВЛ.

^ На территории Российской Федерации согласно требованиям 12.3.8 ГОСТ Р 55990-2014.

ГОСТ 34068-2017

Для надземных трубопроводов при отрицательных температурах атмосферного воздуха должны быть приняты дополнительные меры к предотвращению замерзания воды (жидкостей с пониженной температурой замерзания) в процессе выполнения очистки, испытания и осушки трубопроводов.

6.10    Проверку на герметичность отдельного участка или ПТ в целом проводят после испытания на прочность при снижении испытательного давления до проектного рабочего Рраб и выдержки трубопровода в течение времени, необходимого для его осмотра, но не менее 12 ч.

6.11    Трубопровод, испытуемый на прочность гидравлическим способом, при необходимости следует разделить на участки, протяженность которых ограничивают с учетом разности высотных отметок по трассе и испытательных давлений, установленных проектом.

6.12    Участки ПТ считаются выдержавшими испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время их испытания на прочность они не разрушились, а при проверке на герметичность не были обнаружены утечки и давление не изменялось или изменялось только с учетом температурных колебаний испытательной среды. При испытании на прочность ПТ необходимо учитывать положения 6.14.

6.13    В случае разрыва ПТ во время испытаний на прочность или обнаружения утечек в процессе проверки на герметичность необходимо отремонтировать ПТ в месте разрыва или утечки, а затем испытать на прочность и проверить на герметичность.

6.14    В процессе испытаний на прочность ПТ допускается повышение давления вследствие температурных колебаний окружающей среды с учетом ограничения, приведенного в примечании 2 таблицы 1, либо снижение давления не более чем на 1 % от величины испытательного давления.

6.15    В том случае, если диапазон колебаний давления в ПТ в процессе проведения испытаний превышает диапазон, указанный в 6.14, следует оперативно осуществлять подкачку либо стравливание испытательной среды для поддержания испытательного давления.

6.16    Участки ПТ, предназначенные для транспортирования осушенного природного газа или продуктов, содержащих сероводород (с парциальным давлением свыше 300 Па) после испытаний и удаления воды, подлежат осушке полости.

6.17    При испытании смежных участков ПТ должны быть предусмотрены технологические схемы, обеспечивающие последовательное испытание участков с многократным использованием испытательной среды.

6.18    При необходимости испытания новых ПТ, прокладываемых в одном коридоре с действующими трубопроводами без их остановки, следует выполнить проект с применением подземной прокладки, повышением категорийности нового трубопровода и с учетом норм отвода земель. В специальной рабочей инструкции должны быть оговорены процедуры испытаний, а также меры по снижению опасности испытания (гидравлическое испытание, схема испытаний трубопровода, назначение опасных зон и др.).

6.19    Схема испытаний в обязательном порядке должна включать опасные зоны, пересечения с дорогами и другими объектами, охранные посты, посты измерения давления и др.

6.20    С целью облегчения обнаружения трудновыявляемых утечек воздуха при пневматических испытаниях на герметичность допускается применение одоранта.

7 Очистка, калибровка, пропуск внутритрубных устройств

7.1    Способы, параметры и схемы проведения очистки полости и испытания ПТ устанавливаются рабочей документацией с учетом категории и конструктивных особенностей каждого участка. Значение минимального радиуса изгиба трубы, необходимого для прохождения ВТУ, приведено в нормах проектирования ПТ.

7.2    Трубы для ПТ следует поставлять с заводов-изготовителей с установленными на них инвентарными заглушками. Конструкция заглушек должна позволять проводить все такелажные операции, не снимая их с торца трубы (тип заглушки должен обеспечивать защиту полости труб от попадания влаги и загрязнений).

7.3    Строительно-монтажные организации в обязательном порядке должны сохранять заглушки на торцах труб при приемке, хранении на приобъектных складах, вывозке и раскладке труб по трассе. Снятие заглушек разрешается только непосредственно перед монтажом трубопровода.

7.4    Смонтированные участки ПТ во время перерывов в работе герметично заглушают до ликвидации технологических разрывов ПТ независимо от того, лежат они на берме траншеи или уложены в траншею.

7.5    С целью предупреждения загрязнений полости ПТ в процессе строительства необходимо принимать меры, исключающие попадание внутрь ПТ воды, снега, грунта и посторонних предметов.

12

ГОСТ 34068-2017

7.6    Очищенную воду необходимо использовать для гидравлических испытаний, а также промывки участков ПТ.

7.6.1    Забор воды производят из рек и пресноводных водоемов.

7.6.2    В исключительных случаях (при отсутствии рядом источников пресной воды) можно применять морскую воду, содержащую химические реагенты, предназначенные для уничтожения водных бактерий, и поглотитель кислорода. Концентрация веществ должна определяться составом морской воды.

7.6.3    Водозаборное устройство должно быть ограждено рыбозащитной сеткой с размером ячеек 2 мм во избежание попадания мальков в приемное устройство насоса.

7.6.4    Всасывание воды должно производиться на расстоянии не менее 0,5 м от поверхности дна во избежание попадания в полость ПТ песка, торфа и посторонних предметов.

7.6.5    Для очистки воды от механических загрязнений используют фильтры с ячейками размером не более 100 мкм.

7.7    Очистку полости ПТ выполняют промывкой, продувкой или протягиванием очистных устройств.

7.8    На трубопроводах, монтируемых без внутренних центраторов, очистку полости следует производить протягиванием очистных устройств в процессе сборки и сварки трубопровода в нитку.

7.9    После монтажа участков ПТ очистку полости трубопроводов диаметром 219 мм и более проводят промывкой или продувкой сжатым воздухом с пропуском очистных или разделительных поршней. Типовые технологические схемы заполнения ПТ водой, промывки, гидравлических испытаний, удаления воды, пропуска очистных, разделительных и пенополиуретановых поршней по участкам ПТ приведены на рисунке Б.1 приложения Б.

7.9.1    При длине очищаемого ПТ менее 1 км его промывку (продувку) допускается выполнять без пропуска поршней.

Промывку (продувку) ПТ диаметром менее 219 мм допускается проводить без применения очистных или разделительных поршней. 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.

7.9.2    Типовые технологические схемы заполнения ПТ водой, гидравлических испытаний, удаления воды без пропуска очистных и разделительных поршней приведены на рисунке Б.2 приложения Б.

7.10    Промывку участков ПТ при предварительных испытаниях и испытаниях на заключительном этапе проводят с применением очистных и разделительных поршней под давлением воды, используемой при гидравлическом испытании. Впереди очистного или разделительного поршня для смачивания и размыва загрязнений заливают воду в объеме от 10 % до 15 % объема очищаемого трубопровода.

7.10.1    Заполнение участка ПТ водой (промывка) с пропуском разделительных поршней обеспечивает удаление воздуха, что исключает необходимость установки на нем воздухоспускных кранов. В случае невозможности использования разделительных поршней (наличие неравнопроходной трубопроводной арматуры, различных диаметров труб на участке, отсутствие необходимых поршней и др.) при заполнении трубопровода водой допускается устанавливать в верхних точках участков трубопроводов воздухоспускные краны.

7.10.2    При промывке участков ПТ без пропуска очистных и разделительных поршней скорость потока воды должна составлять не менее 5 км/ч. При продувке участков ПТ без пропуска очистных и разделительных поршней скорость потока воздуха должна составлять не менее 70 км/ч.

7.10.3    Промывку участков ПТ проводят до достижения следующих показателей чистоты полости при очистке промывкой:

—    с применением поршней определяют массу и объем выносимых перед каждым поршнем загрязнений, при этом должно наблюдаться снижение как объема загрязнений, так и размеров выносимых частиц, а пропуск поршней следует проводить до тех пор, пока количество выносимых каждым поршнем загрязнений не составит менее 0,005 м3;

—    без применения поршней выходящая из трубопровода струя воды не должна оставлять видимых загрязнений на фильтре с размером ячеек 50 мкм.

7.11    Продувку участков ПТ выполняют сжатым воздухом, подаваемым высокопроизводительными компрессорными установками или из ресивера (с пропуском очистных и разделительных поршней для трубопроводов диаметром 219 мм и более). Типовые технологические схемы пневматических испытаний участков ПТ и их продувки с использованием поршней приведены на рисунке Б.З приложения Б. Продувку участка ПТ проводят под давлением, обеспечивающим необходимый перепад давления на поршне для его движения.

7.12    При промывке, продувке, вытеснении загрязнений в потоке жидкости и удалении воды следует обеспечить прочность и устойчивость трубопровода и продувочного (промывочного) патрубка под

13

воздействием статических и динамических воздействий. Для этого необходимо закрепить конец патрубка незасыпанного конечного участка очищаемого трубопровода. Типовая технологическая схема крепления патрубка при промывке и удалении воды из трубопровода после гидравлического испытания приведена на рисунке Б.4 приложения Б.

7.13    Продувочный (промывочный) патрубок надземного участка ПТ следует размещать на расстоянии не более трех диаметров ПТ от опоры.

7.14    Перед заключительным этапом испытаний участков ПТ диаметром 219 мм и более пропускают поршни с калибровочным диском диаметром 95 % от минимального внутреннего диаметра самого узкого элемента в пределах обследуемого участка (тройник, отвод с радиусом изгиба, равным пяти диаметрам) с учетом толщины его стенки и овальности.

7.14.1    Калибровочный диск необходимо выполнять из алюминия или деформируемого алюминиевого сплава по ГОСТ 4784 со следующей номинальной толщиной:

—    для трубопроводов до DN 300 включ. — 6 мм;

—    трубопроводов более DN 300 — от 6 до 10 мм.

7.14.2    Для поршней, используемых на ПТ из труб без внутреннего гладкостного покрытия, допускается изготавливать калибровочные диски из незакаленной стали толщиной не более 4 мм.

7.14.3    Калибровочный диск может иметь не менее шести радиальных прорезей, расположенных на диске с одинаковым шагом. Радиальные прорези должны проходить от внешнего диаметра калибровочного диска до фланца крепления на корпусе поршня.

7.14.4    Очистные поршни и поршни с калибровочными дисками оборудуют устройствами обнаружения и отслеживания.

7.15    На заключительном этапе гидравлического испытания ПТ после пропуска поршня с калибровочным диском пропускают в потоке воды снаряд-дефектоскоп контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов типа вмятин, гофров, овальностей. В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить снаряд-дефектоскоп, дефекты устраняют. Затем пропускают по участку ПТ в потоке воды снаряд-дефектоскоп для выявления металлургических (пленов, закатов, трещин и т. д.), строительно-монтажных (вмятин, задир и т. д.) дефектов и дефектов сварных соединений. Недопустимые дефекты, выявленные по результатам внутритрубной дефектоскопии, должны быть устранены.

Типовая технологическая схема очистки полости, калибровки и ВТД участков ПТ при гидравлических испытаниях приведена на рисунке Б.5 приложения Б.

Результаты очистки полости и калибровки участков ПТ отражают в акте по форме в соответствии с А.2 приложения А.

7.16    Удаление воды из ПТ проводят путем пропуска не менее трех поршней-разделителей с полиуретановыми уплотнительными манжетами под давлением сжатого воздуха. Скорость движения поршней-разделителей должна быть в пределах от 3 до 10 км/ч (результаты удаления воды из участков ПТ считают удовлетворительными, если впереди контрольного поршня-разделителя нет воды и поршень-разделитель вышел неразрушенным, в противном случае пропуски контрольных поршней-разделителей повторяют).

7.17    После удаления воды на заключительном этапе гидравлического испытания по участкам ПТ, подлежащим осушке, пропускают пенополиуретановые поршни под давлением сжатого осушенного воздуха.

7.18    Перед заключительным этапом пневматического испытания участка ПТ после пропуска очистного поршня с калибровочным диском пропускают под давлением сжатого воздуха снаряд-дефектоскоп контроля геометрии труб для определения местоположения дефектов, таких как вмятины, гофры, овальности. В случае обнаружения дефектов геометрии труб, размеры которых не позволяют пропустить снаряд-дефектоскоп для выявления металлургических (пленов, закатов, трещин), строительно-монтажных (задир) дефектов и дефектов сварных соединений, дефекты устраняют, после чего пропускают указанный снаряд-дефектоскоп.

В случае обнаружения недопустимых дефектов по результатам внутритрубной дефектоскопии дефекты устраняют.

Типовая технологическая схема очистки полости, калибровки и ВТД участков ПТ при пневматических испытаниях приведена на рисунке Б.6 приложения Б.

7.19    Для ПТ, подлежащих осушке, после пневматических испытаний выполняют пропуск пенополиуретановых поршней перед их осушкой.

14

ГОСТ 34068-2017

7.19.1    В случае выполнения заключительных этапов пневматических испытаний участков ПТ осушенным воздухом пропуск пенополиуретановых поршней выполняют после внутритрубной дефектоскопии или после устранения выявленных дефектов под давлением сжатого осушенного воздуха.

7.19.2    В случае выполнения заключительных этапов пневматических испытаний участка ПТ не-осушенным воздухом пропуск пенополиуретановых поршней выполняют под давлением сжатого осушенного воздуха после испытаний перед осушкой ПТ.

7.20 В качестве очистных устройств при протягивании следует использовать поршни, оборудованные металлическими щетками или скребками. При наличии труб с внутренним гладкостным покрытием применяют очистные поршни, оборудованные полипропиленовыми щетками.

8 Предварительные испытания узлов трубопроводной арматуры

8.1    С целью предотвращения возникновения утечек из узла ТПА в процессе выполнения предварительного и заключительного этапа испытаний ПТ следует проводить предварительные испытания узлов ТПА.

8.2    В ходе проведения предварительных испытаний допускается объединять узлы ТПА, находящиеся в непосредственной близости друг от друга, в группы для проведения предварительных испытаний до испытаний в составе ПТ.

8.3    Если испытуемый ПТ содержит значительное число узлов ТПА, находящихся в непосредственной близости друг от друга, допускается проводить их испытания в составе ПТ в соответствии с требованиями таблицы 1. Такое решение должно быть отражено в проекте.

8.4    Предварительные испытания узлов ТПА выполняют гидравлическим (водой, жидкостью с пониженной температурой замерзания) или пневматическим (воздухом) способом.

8.5    Предварительные испытания узлов ТПА диаметром не более DN 500 допускается проводить как на месте проектной установки, так и за ее пределами, вблизи источника воды, с последующим транспортированием узла ТПА к месту монтажа.

8.6    Предварительные испытания узлов ТПА диаметром от DN 500 до DN 1400 выполняют непосредственно на месте проектного расположения узла ТПА. Предварительные испытания узлов ТПА проводят до их засыпки.

8.7    До проведения предварительных испытаний узлов ТПА к их концам приваривают временные патрубки из труб с силовыми эллиптическими заглушками.

8.8    Предварительные гидравлические испытания узлов ТПА проводят при давлении 1,1 от ^раб в течение 2 ч, проверку на герметичность — после снижения давления до Рраб в течение времени, необходимого для осмотра узла ТПА.

К нижней образующей конца пониженного патрубка монтируют сливной патрубок с краном, а к верхней образующей конца повышенного патрубка — воздухоспускной патрубок и манометр. Предварительные гидравлические испытания проводят при полностью открытой ТПА. Воду в испытуемый узел подают либо непосредственно из водоема, либо из передвижной емкости с помощью опрессовочного насоса или наполнительно-опрессовочного агрегата.

Принципиальная схема предварительных гидравлических испытаний узлов ТПА приведена на рисунке Б.7 приложения Б.

8.9    Предварительные пневматические испытания узлов ТПА, устанавливаемых на ПТ с Рраб от 1,18 до 2,7 МПа, проводят при давлении 1,1 от Рраб, а проверку на герметичность — при Рраб.

Предварительные пневматические испытания узлов ТПА с ^раб свыше 2,7 МПа проводят при давлении 3 МПа с выдержкой в течение 2 ч, проверку на герметичность — при давлении 2 МПа в течение времени, необходимого для осмотра узла ТПА.

На конце одного из приваренных к узлу ТПА патрубков монтируют манометр, другой манометр устанавливают на шлейфе возле компрессора вне охранной зоны.

Принципиальная схема предварительных пневматических испытаний узлов ТПА приведена на рисунке Б.8 приложения Б.

8.10    Узел ТПА считают выдержавшим предварительное испытание, если при осмотре узла не обнаружены утечки. Контроль утечек необходимо выполнять по установленным манометрам с учетом требований 6.14.

Результаты предварительных испытаний узлов ТПА отражают в акте по форме в соответствии с А.З приложения А.

15

9 Порядок проведения работ по очистке полости, испытаниям на прочность и проверке на герметичность

9.1    Первый этап испытаний трехэтапных испытаний подводных переходов ПТ с прилегающими участками (после сварки переходов на стапеле или на площадке, но до изоляции) и переходов через железные и автомобильные дороги, включающих прилегающие участки (после укладки на проектные отметки), выполняют гидравлическим способом в соответствии с требованиями, указанными в таблице 1.

Испытания переходов выполняют в следующей последовательности:

-заполняют переход водой с одновременной промывкой в соответствии с разделом 7;

—    поднимают давление в переходе до испытательного;

—    выдерживают участок ПТ под испытательным давлением;

—    понижают давление до рабочего;

—    проводят проверку на герметичность;

—    удаляют воду.

При отрицательных температурах атмосферного воздуха гидравлическое испытание переходов проводят с учетом 6.7 и 6.8.

9.2    Второй этап трехэтапных испытаний участков ПТ допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим способом.

Гидравлические испытания подводных переходов проводят после их укладки, но до засыпки, а пневматические — после укладки и засыпки.

Переходы через железные и автомобильные дороги с прилегающими участками испытывают гидравлически или пневматически одновременно с примыкающими участками после засыпки.

Участки ПТ, подлежащие осушке, проложенные в ММГ, на 2-м этапе испытаний испытывают пневматическим способом осушенным воздухом (при пневматическом способе испытаний на заключительном этапе).

9.2.1    Гидравлические испытания переходов ПТ выполняют в следующей последовательности:

-заполняют переход ПТ водой;

—    поднимают давление в нем до испытательного;

—    выдерживают под испытательным давлением;

—    понижают давление до рабочего;

—    проводят проверку на герметичность;

—    удаляют воду.

При отрицательных температурах атмосферного воздуха гидравлическое испытание переходов проводят с учетом 6.7 и 6.8.

На участках ПТ, проложенных в ММГ, непосредственно после удаления воды по ним пропускают пенополиуретановые поршни. На участках ПТ, проложенных в талых и сезонно-мерзлых грунтах, если на заключительном этапе испытания переходов ПТ будет применен пневматический способ, то непосредственно после удаления воды по ним пропускают пенополиуретановые поршни.

9.2.2    Пневматические испытания переходов ПТ выполняют в следующей последовательности:

—    пропускают по переходу пенополиуретановые поршни (в случае применения для испытаний осушенного воздуха или на участках с ММГ);

—    поднимают давление в переходе до 2 МПа (подъем давления для ПТ с Рраб < 2 МПа —до Рраб);

—    проводят его осмотр;

—    поднимают давление до испытательного;

—    выдерживают под испытательным давлением;

—    понижают давление до рабочего;

—    выполняют проверку на герметичность.

9.2.3    По окончании 2-го этапа испытаний переходов ПТ на них устанавливают герметичные временные заглушки.

9.3    Первый этап испытаний двухэтапных испытаний ПТ допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим способом (ПТ с рабочим давлением выше 11,8 МПа и надземные ПТ испытывают только гидравлическим способом).

Испытания проводят после укладки и засыпки подземных участков или монтажа на опорах надземных участков ПТ.

9.3.1 Гидравлические испытания участков ПТ, прокладываемых в талых и сезонно-мерзлых грунтах, выполняют в следующей последовательности:

16

ГОСТ 34068-2017

—    испытуемый участок ПТ заполняют водой;

—    поднимают давление до испытательного;

—    выдерживают участок ПТ под испытательным давлением;

—    понижают давление на участке ПТ до рабочего;

—    проводят проверку на герметичность;

—    удаляют воду.

При отрицательных температурах воздуха и (или) грунта участки ПТ испытывают с учетом 6.7 и 6.8.

Для участков ПТ, подлежащих осушке, в том случае если на заключительном этапе испытаний будет применен пневматический способ осушенным воздухом, то после 1-го этапа испытаний участка ПТ по нему пропускают пенополиуретановые поршни в соответствии с 7.19.

9.3.2    Гидравлические испытания надземных участков ПТ, прокладываемых в ММГ, выполняют после их крепления на опорах в следующей последовательности:

—    заполняют участок водой с одновременной его промывкой;

—    поднимают давление в нем до испытательного;

—    выдерживают участок ПТ под испытательным давлением;

—    понижают давление до рабочего;

—    проводят проверку на герметичность;

—    удаляют воду;

—    пропускают пенополиуретановые поршни (для ПТ, подлежащих осушке).

9.3.3    Перед пневматическими испытаниями участка ПТ его продувают в соответствии с 7.11 и пропускают по нему пенополиуретановые поршни в соответствии с 7.19.1 и 7.19.2.

9.3.4    Пневматические испытания участков ПТ, прокладываемых в талых и сезонно-мерзлых грунтах, выполняют в следующей последовательности:

—    поднимают давление на испытуемом участке ПТ до 2 МПа (подъем давления для МГ с ^раб < 2 МПа до Рраб);

—    проводят его осмотр;

—    поднимают давление до испытательного;

—    выдерживают ПТ под испытательным давлением;

—    понижают давление до рабочего и проверяют на герметичность;

—    стравливают воздух с участка.

9.3.5    Для ПТ, подлежащих осушке, в случае пневматических испытаний неосушенным воздухом по участку ПТ после завершения испытаний пропускают пенополиуретановые поршни.

9.3.6    По окончании 1 -го этапа двухэтапных испытаний ПТ на испытанные участки ПТ устанавливают герметичные временные заглушки.

9.4    Результаты предварительных испытаний (1-го, 2-го этапов) ПТ на прочность и проверки на герметичность отражают в акте по форме в соответствии с А.4 приложения А.

9.5    Заключительный этап испытаний законченного строительством участка ПТ допускается выполнять как гидравлическим, так и пневматическим (с учетом 6.6) способом (для участков ПТ, проложенных в ММГ и подлежавших осушке, — только пневматическим способом осушенным воздухом при давлении испытания не выше 11,8 МПа и гидравлическим способом с использованием жидкостей с пониженной температурой замерзания при давлении испытания свыше 11,8 МПа) после сварки участков ПТ всех категорий в единую нитку, их укладки, засыпки, обвалования или крепления на опорах, установки арматуры, манометров и катодных выводов, очистки полости участка ПТ, промывки в соответствии с

7.10 и продувки в соответствии с 7.11, калибровки в соответствии с 7.14 и ВТД в соответствии с 7.15 и 7.18, пропуска пенополиуретановых поршней в соответствии с 7.19.

9.5.1 Заключительный этап испытания участка ПТ гидравлическим способом выполняют в следующей последовательности:

—    заполняют участок ПТ водой и промывают его (в случае устранения обнаруженных дефектов);

—    поднимают давление до испытательного;

—    выдерживают под испытательным давлением;

—    понижают давление до Рраб;

—    проводят проверку на герметичность;

—    удаляют воду;

—    пропускают пенополиуретановые поршни под давлением сжатого осушенного воздуха (для ПТ, подлежащих осушке).

Гидравлические испытания в условиях отрицательных температур воздуха и (или) грунта следует выполнять с учетом 6.7 и 6.8.

17

ГОСТ 34068-2017

Содержание

1    Область применения……………………………………………………………………………………………………………………1

2    Нормативные ссылки……………………………………………………………………………………………………………………2

3    Термины и определения……………………………………………………………………………………………………………….2

4    Сокращения………………………………………………………………………………………………………………………………..4

5    Общие положения……………………………………………………………………………………………………………………….5

6    Способы, методы, типы, этапы и параметры испытаний на прочность и проверки

на герметичность промысловых трубопроводов…………………………………………………………………………..6

7    Очистка, калибровка, пропуск внутритрубных устройств……………………………………………………………..12

8    Предварительные испытания узлов трубопроводной арматуры……………………………………………………15

9    Порядок проведения работ по очистке полости, испытаниям на прочность и проверке

на герметичность………………………………………………………………………………………………………………………16

10    Требования безопасности при очистке полости и испытаниях…………………………………………………….18

Приложение А (обязательное) Формы представления результатов очистки полости,

испытаний на прочность, проверки на герметичность промысловых

трубопроводов………………………………………………………………………………………………………21

Приложение Б (рекомендуемое) Типовые технологические схемы выполнения работ……………………..28

Библиография………………………………………………………………………………………………………………………………37

Результаты гидравлических (пневматических) испытаний ПТ на прочность, проверки на герметичность и удаления воды из ПТ отражают в акте по форме в соответствии с А.5 приложения А.

В случае разрыва ПТ в процессе гидравлического испытания выявляют причину разрыва, поврежденный участок ремонтируют, заполняют и промывают водой и испытывают повторно.

9.5.2 Заключительный этап испытания участка ПТ пневматическим способом выполняют в следующей последовательности:

—    поднимают давление на участке ПТ до 2 МПа (подъем давления для ПТ с Рраб < 2 МПа — до Рраб);

—    проводят его осмотр;

—    поднимают давление до испытательного;

—    выдерживают под испытательным давлением;

—    понижают давление до рабочего;

—    проверяют на герметичность;

—    стравливают воздух.

В случае разрыва участка ПТ в процессе пневматического испытания выявляют причину разрыва, поврежденный участок ПТ ремонтируют, очищают и испытывают повторно.

9.6    После стравливания воздуха выполняют осушку участка ПТ (для ПТ, подлежащих осушке) сухим воздухом до ТТР минус 20 °С (минус 30 °С — для участков ПТ, проложенных в ММГ). Типовая технологическая схема осушки участка ПТ сухим воздухом приведена на рисунке Б.9 приложения Б. Результаты осушки участка ПТ отражают в акте по форме в соответствии с А.6 приложения А.

9.7    Наблюдение за состоянием трубопроводов во время продувки или испытания следует выполнять в соответствии с нормативными документами, принятыми в странах, на которые распространяется настоящий стандарт1).

10 Требования безопасности при очистке полости и испытаниях

10.1    При проведении работ по очистке полости и испытаниях ПТ соблюдают требования по безопасности, принятые в странах, на которые распространяется настоящий стандарт1), а также настоящего раздела.

10.2    При проведении работ по очистке полости, испытаниям, удалению воды и стравливанию воздуха с участков ПТ необходимо предусматривать мероприятия по предупреждению воздействия на людей опасных и вредных производственных факторов, связанных с характером работы.

10.3    Члены комиссии по очистке полости и испытаниям ПТ, инженерно-технические работники и рабочие, участвующие в определенных работах, должны быть обеспечены специальной одеждой и средствами индивидуальной защиты.

10.4    На период проведения работ по очистке полости и испытаниям ПТ устанавливают опасные зоны, в которых запрещено находиться людям во время указанных работ, обозначают их предупредительными знаками, определяют места и условия безопасного пребывания лиц, занятых в работах. Размеры опасных зон, устанавливаемые на период проведения работ по очистке и испытанию ПТ для подземной прокладки при гидравлических и пневматических испытаниях, приведены в таблицах 2 и 3. Схема опасных зон при проведении гидравлических испытаний приведена на рисунке Б.10 приложения Б.

Примечание — При испытании ПТ период проведения работ, во время которого в опасной зоне запрещено находиться людям, отсчитывается с момента подъема давления свыше 2 МПа до достижения испытательного давления. После завершения испытания ПТ на прочность и снижения давления с испытательного до рабочего разрешено нахождение людей в опасной зоне для осмотра ПТ.

10.4.1    Опасная зона в направлении вылета очистных устройств ограничивается сектором с углом 60°.

10.4.2    При испытаниях наземных или надземных участков ПТ опасная зона от оси трубопровода должна быть увеличена в два раза в обе стороны.

10.5    Люди, машины, механизмы и оборудование при очистке полости и испытании газопроводов должны находиться за пределами опасной зоны.

^ На территории Российской Федерации в соответствии с 7.40 [3].

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ    СТАНДАРТ

Система газоснабжения

ДОБЫЧА ГАЗА.

ПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБОПРОВОДЫ

Механическая безопасность.

Испытания на прочность и проверка на герметичность

Gas supply system. Natural gas production. Field pipelines. Mechanical safety. Pressure and leak tests

Дата введения — 2017—10—01

1 Область применения

1.1    Настоящий стандарт устанавливает способы, параметры, порядок проведения испытаний, очистки полости и осушки вновь строящихся промысловых трубопроводов.

1.2    Настоящий стандарт распространяется на вновь строящиеся промысловые стальные трубопроводы (далее — трубопроводы), предназначенные для газовых, газоконденсатных, газонефтяных месторождений и трубопроводы для подземных хранилищ газа номинальным диаметром не более DN 1400 включ., рассчитанные на применение при избыточном давлении среды не свыше 32,0 МПа.

1.3    Состав промысловых трубопроводов, на которые распространяется настоящий стандарт, предназначенных:

а)    для газовых и газоконденсатных месторождений:

1)    газопроводы-шлейфы для транспортирования газа от площадок одиночных скважин, или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла, или до пункта сбора газа (до зданий, в которых установлена переключающая арматура, или установки подготовки газа),

2)    газосборные коллекторы для транспортирования газа (пластовой смеси) от площадок газовых скважин (кустов скважин) до площадок подготовки газа,

3)    трубопроводы для транспортирования газа от площадок с установками комплексной подготовки газа до дожимных компрессорных станций, сооружений магистрального газопровода,

4)    трубопроводы для транспортирования стабильного и нестабильного газового конденсата,

5)    трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений,

6)    трубопроводы, рассчитанные на применение при давлении свыше 10 МПа, предназначенные для подачи воды в скважины с целью ее закачивания в поглощающие пласты,

7)    метанолопроводы;

б)    для газонефтяных месторождений:

1)    газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, на которых расположены установки сепарации нефти, до площадок с установками комплексной подготовки газа, предварительной подготовки газа или до потребителей,

2)    газопроводы для транспортирования газа от площадки центрального пункта сбора газа до сооружений магистрального транспорта газа;

в)    для подземных хранилищ газа:

— трубопроводы, расположенные между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа.

Примечание — Границей промыслового трубопровода является запорная арматура, установленная на входе (трубопровода) на технологическую площадку или на выходе с технологической площадки, если иное не предусмотрено во внутренних документах эксплуатирующей организации или утвержденных схемах разграничения зон ответственности.

Издание официальное

1.4 Настоящий стандарт не распространяется:

—    на трубопроводы, предназначенные для нефтяных месторождений;

—    трубопроводы, предназначенные для газонефтяных месторождений, транспортирующие продукцию, не указанную в 1.3, перечисление б;

—    трубопроводы для транспортирования продукции с высоким содержанием сероводорода (парциальное давление свыше 1,0 МПа или объемная концентрация более 6,0 %);

-трубопроводы для транспортирования продукции температурой выше 100 °С;

-трубопроводы, предназначенные для транспортирования широкой фракции легких углеводородов и отдельных фракций сжиженных углеводородных газов;

—    внутриплощадочные трубопроводы (трубопроводы для обвязки кустов скважин, установки для предварительной подготовки газа, установки для комплексной подготовки газа, дожимные компрессорные станции, дожимные насосные станции, головные компрессорные станции, головные насосные станции, головные сооружения, газоизмерительные станции, пункты сбора, газоперерабатывающие предприятия, станции подземного хранения газа и другие площадочные объекты);

-тепловые сети, линии водоснабжения и канализации;

-технологические трубопроводы установок предварительного сброса воды, центральных пунктов сбора нефти и приемно-сдаточных пунктов нефти;

—    морские подводные трубопроводы.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 2222-95 Метанол технический. Технические условия

ГОСТ 2405-88 Манометры, вакуумметры, мановакуумметры, напоромеры, тягомеры и тягонапо-ромеры. Общие технические условия

ГОСТ 4784-97 Алюминий и сплавы алюминиевые деформируемые. Марки

ГОСТ 10136-77 Диэтиленгликоль. Технические условия

ГОСТ 19710-83 Этиленгликоль. Технические условия

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии 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 ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    внутритрубное устройство; ВТУ: Устройство, перемещаемое по трубопроводу под воздействием давления газов, жидкостей, а также путем протягивания с целью выполнения различных технологических операций.

3.2    газ: Природный газ, нефтяной (попутный) газ, отбензиненный сухой газ, газ из газоконденсатных месторождений, добываемый и собираемый газо- и нефтедобывающими организациями, и газ, вырабатываемый газо- и нефтеперерабатывающими предприятиями.

3.3    газопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газа.

3.4    газопровод-шлейф: Трубопровод, предназначенный для транспортирования пластовой смеси от скважин (куста скважин) месторождений и подземных хранилищ газа до установок комплексной подготовки газа, установок предварительной подготовки газа, пунктов сбора, и трубопровод от компрессорных станций подземных хранилищ газа до скважин (куста скважин) для закачки газа в пласт.

3.5    газосборный коллектор: Трубопровод, объединяющий потоки пластовой смеси от нескольких газопроводов-шлейфов и транспортирующий их к установкам подготовки газа.

3.6    горизонт вод: Высота, до которой доходит уровень воды в реке.

2

ГОСТ 34068-2017

Примечание —Для каждого места реки различают:

—    меженный горизонт, т. е. низкий уровень, на котором вода держится в продолжение большей части года;

—    высокий горизонт — наивысший уровень в течение года, до которого вода доходит после таяния снегов и/или проливных дождей.

3.7    горизонт высоких вод 10 %-ной обеспеченности: Максимальное значение высокого горизонта вод данной реки за период 10 лет.

3.8    испытание на прочность: Нагружение трубопроводов (труб, трубопроводной арматуры, соединительных деталей, узлов и оборудования) статическим внутренним давлением, превышающим устанавливаемое проектом рабочее давление в течение регламентированного интервала времени, с целью подтверждения возможности эксплуатации испытанного объекта при рабочем давлении.

3.9    категория участка трубопровода: Характеристика опасности участка трубопровода, классифицируемая в зависимости от показателей опасности транспортируемого продукта, технических характеристик трубопровода, антропогенной активности вблизи трубопровода, а также иных факторов риска.

Примечание —Данная характеристика учитывает возможность внешнего повреждения трубопровода и последствия возможных аварий на трубопроводе.

3.10    калибровка трубопровода: Пропуск по трубопроводу внутритрубного устройства, оснащенного деформируемым калибровочным диском, с целью выявления наличия сужений газопровода, характеризуемых размером, меньшим диаметра калибровочного диска.

3.11    катодный вывод: Электрический проводник, выведенный от трубопровода на поверхность земли для соединения с установкой электрохимической защиты и/или контрольно-измерительным пунктом.

3.12    механическая безопасность: Состояние строительных конструкций и основания здания или сооружения, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу физических или юридических лиц, государственному или муниципальному имуществу, окружающей среде, жизни и здоровью животных и растений вследствие разрушения или потери устойчивости здания, сооружения или их части.

3.13    нефтегазопровод: Промысловый трубопровод, транспортирующий нефть с газом в растворенном состоянии при абсолютном давлении упругости паров при температуре 20 °С выше 0,2 МПа и свободном состоянии.

3.14    номинальный диаметр DN: Параметр, применяемый для трубопроводных систем в качестве характеристики присоединяемых частей арматуры.

Примечание — Единицу измерения номинального диаметра DN в условных обозначениях на арматуре не указывают, при этом он приблизительно равен внутреннему диаметру присоединяемого трубопровода, выраженному в миллиметрах. Номинальный диаметр обозначается DN с числовым значением. Например, DN 1200 соответствует фактическому наружному диаметру трубы 1220 мм.

3.15    осушка полости трубопровода: Технологический процесс, предназначенный для снижения содержания влаги в полости трубопровода.

3.16    очистка полости трубопровода: Удаление загрязнений (грунта, воды, льда, грата) с внутренней поверхности трубопровода.

3.17    очистной поршень: Внутритрубное устройство, предназначенное для очистки полости трубопровода.

3.18    переход трубопровода: Участок трубопровода, расположенный на пересечении с искусственным или естественным препятствиями.

3.19    предпусковые операции; ППО: Комплекс технологических операций, включающий в себя очистку полости трубопроводов, их испытания на прочность и проверку на герметичность, удаление воды из полости трубопроводов, а также, при необходимости, осушку полости трубопроводов и ее заполнение азотом с целью предотвращения образования взрывоопасной газовоздушной смеси.

3.20    проверка на герметичность: Выдержка трубопровода под рабочим давлением в течение нормированного промежутка времени с проверкой отсутствия утечек (жидкостей или газов) путем осмотра, обхода и приборного контроля.

3.21    продувочная свеча: Вертикальный трубопровод, предназначенный для выброса газа в атмосферу.

3.22    промысел: Горный отвод, предоставленный пользователю недр для разработки месторождений нефти, газа, газового конденсата и теплоэнергетических вод, а также для эксплуатации подземных хранилищ газа и продуктов переработки углеводородов.

3.23    промысловый трубопровод: Трубопровод, предназначенный для транспортирования газообразных и жидких продуктов, прокладываемый между площадками отдельных промысловых

3

сооружений (включая площадки, расположенные на разных промыслах), а также к объектам магистрального транспортирования газа.

Примечание — Границы промыслового трубопровода должны быть установлены в проекте.

3.24    рабочее давление ^раб— Наибольшее значение избыточного внутреннего давления, определяемое по характеристикам источника давления (трубопровод, скважины, сепаратора, колонны и т. д.) и условиям эксплуатации, установленное в проекте.

3.25    разделительный поршень: Внутритрубное устройство, предназначенное для разделения полости трубопровода до и после поршня в процессе его пропуска по трубопроводу.

3.26    расчетное давление Ррасч: Максимальное избыточное давление в трубопроводах, подключенных к источнику продукта, оснащенному предохранительным устройством (исходя из величины этого давления производят расчет прочности трубопровода или его части), определяемое, как произведение рабочего (нормативного) давления Рраб на коэффициент надежности по рабочему давлению.

Примечание — Значение расчетного давления трубопровода должно быть не менее максимального давления срабатывания предохранительных устройств; при отсутствии такого устройства за расчетное принимают максимальное допустимое давление источника продукта (трубопровод, скважины, сепараторы, колонны и т. д.).

3.27    система газоснабжения: Имущественный производственный комплекс, состоящий из технологически, организационно и экономически взаимосвязанных и централизованно управляемых производственных и иных объектов, предназначенных для добычи, подготовки, транспортировки, хранения и поставок газа.

3.28    соединительные детали трубопроводов: Элементы трубопровода, предназначенные для изменения направления его оси, ответвления от него, изменения его диаметра и т. д. (отводы, тройники, переходы и др.).

3.29    температура точки росы; ТТР: Температура при конкретном давлении, при которой начинается конденсация паров воды.

3.30 _

трубопроводная арматура (арматура); ТПА: Техническое устройство, устанавливаемое на трубопроводах, оборудовании и емкостях, предназначенное для управления потоком рабочей среды путем изменения проходного сечения.

Примечания

1    Под управлением понимается перекрытие, открытие, регулирование, распределение, смешивание, разделение.

2    Во множественном числе термин не применяется.

[ГОСТ 24856-2014, статья 2.1]_

3.31    узел трубопроводной арматуры: Участок трубопровода, включающий в себя запорную и (или) регулирующую трубопроводную арматуру, трубы, обводные линии (байпасы), продувочные свечи, соединительные детали, предназначенный для регулирования (перекрытия) потоков транспортируемой среды в местах соединения двух или более трубопроводов.

Примечание — Границы узла трубопроводной арматуры должны быть установлены в проекте.

3.32    участок трубопровода: Непрерывный участок завершенного строительством трубопровода, который может включать в себя другие участки трубопровода, пересечения и узлы, которые уже могли быть подвергнуты испытаниям.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ВЛ — воздушная линия электропередачи;

ВТД — внутритрубное диагностирование;

ГВВ — горизонт высоких вод;

ГС — головные сооружения;

ДКС —дожимная компрессорная станция;

КС — компрессорная станция;

ММГ — многолетнемерзлые грунты;

ПТ — промысловый трубопровод;

4

ГОСТ 34068-2017

ПХГ — подземное хранилище газа;

УКПГ — установка комплексной подготовки газа;

УППГ —установка предварительной подготовки газа.

5 Общие положения

5.1    Продукты, транспортируемые по ПТ, исходя из их потенциальной опасности для жизни и здоровья населения и персонала, возможного ущерба природной среде, а также имуществу объектов промысла, ГС и ПХГ, классифицируют по категориям в соответствии с нормативными документами стран, на которые распространяется настоящий стандарт1).

5.2    Продукты, содержащие сероводород, в зависимости от стойкости трубопроводов к сульфиднокоррозионному растрескиванию, подразделяют на типы в соответствии с нормативными документами стран, на которые распространяется настоящий стандарт2).

5.3    Для проведения работ по ППО ПТ назначают комиссии на основании совместных приказов генерального подрядчика и заказчика. Председателя комиссии назначают, как правило, из числа руководителей генподрядной организации. В состав комиссии включают представителей заказчика, генерального подрядчика, субподрядной организации, эксплуатирующей организации (или ее вышестоящей организации), организации, осуществляющей контроль и надзор в сфере нефтяной и газовой промышленности стран, на которые распространяется настоящий стандарт.

5.4    При проведении ППО на ПТ следует учитывать классификацию, категорию трубопроводов, а также категорию участков трубопровода, которая принята в странах, на которые распространяется настоящий стандарт3).

5.5    При всех способах испытания на прочность для измерения давления применяют поверенные, опломбированные и имеющие паспорт манометры класса точности не ниже 1 (при проверке на герметичность — не ниже 0,25) с верхним пределом шкалы давления, равным около 4/3 от испытательного давления (при проверке на герметичность — от рабочего давления). Применяемые манометры должны соответствовать требованиям ГОСТ 2405.

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

5.6    Работы по ППО следует осуществлять по специальным рабочим инструкциям, разрабатываемым строительными организациями. Инструкции разрабатывают на один или группу конкретных однотипных объектов ПТ, согласовывают с заказчиком, эксплуатирующей, проектной организацией и организацией, осуществляющей контроль и надзор в сфере нефтяной и газовой промышленности. Специальные рабочие инструкции должны быть утверждены председателем комиссии.

5.7    Для проведения заключительных испытаний на прочность ПТ приказом, подписанным генеральным подрядчиком и заказчиком (или приказом, завизированным руководителями вышестоящих организаций), назначают комиссии. На рассмотрение комиссии предъявляются все акты по результатам выполненных предварительных испытаний на прочность и проверки на герметичность, проведенных на трубопроводе, на котором проводят заключительные испытания.

5.8    Работы по ППО проводят после предъявления подрядчиком заказчику полного комплекта исполнительной документации (за исключением работ, непосредственно связанных с проведением ППО) и получения официального разрешения на испытание от организации, осуществляющей строительный контроль заказчика. До начала испытаний подрядчик должен получить разрешение на проведение работ по форме в соответствии с приложением А.

5.9    Забор воды из природных источников, а также утилизация воды после промывки и гидроиспытаний ПТ должны быть выполнены в соответствии с нормативными документами, принятыми в странах, на которые распространяется настоящий стандарт4 5).

6 Способы, методы, типы, этапы и параметры испытаний на прочность и проверки на герметичность промысловых трубопроводов

6.1    До начала испытаний на прочность полость ПТ должна быть очищена в соответствии с разделом 7.

6.2    Испытания на прочность и проверку на герметичность ПТ следует проводить гидравлическим (водой или жидкостями с пониженной температурой замерзания) или пневматическим (воздухом, азотом или инертным газом) способами. Испытывать ПТ нефтью, нефтепродуктами или горючими газами запрещается.

6.3    Участки ПТ, в зависимости от их категорий и характеристик, подлежат испытаниям на прочность в один, два или три этапа в соответствии с таблицей 1. Категорию ПТ или его участка устанавливают в проектной документации.

6.4    Заключительные испытания ПТ на прочность и проверку на герметичность следует проводить после полной готовности трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и приборов, контактов для присоединения кабеля от установки электрохимической защиты и представления исполнительной документации на испытуемый объект).

6.5    При надземной и наземной прокладке участков трубопроводов первый этап двухэтапных испытаний выполняют только гидравлическим способом.

6.6    Пневматические испытания ПТ с рабочим давлением свыше 11,8 МПа не допускаются.

6.7    При температуре стенки трубопровода ниже 0 °С допускается проводить гидравлические испытания подогретой водой (при наличии теплотехнического расчета, выполненного проектной организацией1)) или жидкостями с пониженной температурой замерзания (метанольная вода по ГОСТ 2222, гликолевые и диэтиленгликолевые растворы по ГОСТ 19710 и ГОСТ 10136, за исключением солевых растворов). Технология приготовления и утилизации жидкости должна быть указана в специальной инструкции по испытаниям. Возможно применение других мероприятий, позволяющих проведение гидравлических испытаний водой при условии предохранения ПТ, арматуры и технологического оборудования от обмерзания.

6.8    Для гидравлических испытаний могут быть использованы подземные воды, имеющие пониженную температуру замерзания. Если подземные воды являются коррозионно-активными водами, то в них добавляют ингибиторы коррозии.

6.9    С целью повышения надежности производства испытаний в зимних условиях не допускается заполнение ПТ водой до проведения:

—    полной засыпки подземного и обвалования наземного ПТ на всем его протяжении;

—    нанесения теплоизоляции на надземный ПТ и дополнительного утепления мест укладки ПТ на опоры;

—    утепления и укрытия ТПА, узлов запуска и приема поршней, сливных патрубков и других открытых частей испытуемого ПТ;

—    утепления и укрытия узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, обвязочных ПТ с арматурой;

—    мероприятий по предупреждению замерзания используемых при испытании приборов;

—    работ по присоединению узлов подключения к источнику газа или воздуха, используемому для удаления воды из трубопровода.

^ На территории Российской Федерации рекомендуемая методика расчета теплотехнических параметров приведена в ведомственных строительных нормах Миннефтегазстроя [2].

6

Давление испытания в верхней точке, МПа

Продолжительность, ч

Тип испытания и характеристика его этапов

Способ испытаний

гидравличе

ский

пневматиче

ский

гидравличе

ский

пневматиче

ский

Характеристика участков (категория участка определяется в зависимости от характеристики участка и категории продукта1*)

Испытание в три этапа

1- й этап:

—    для подводных переходов трубопроводов с прилегающими к ним прибрежными участками (после сварки на стапеле или на площадке), но до изоляции;

—    переходов через железные дороги общей сети и автомобильные дороги с прилегающими участками (после укладки на проектные отметки)

2- й этап:

—    для подводных переходов трубопроводов с прилегающими к ним прибрежными участками. Испытания проводят после укладки, но до засыпки при гидравлических испытаниях и после укладки и засыпки при пневматических испытаниях;

—    переходов через железные и автомобильные дороги с прилегающими участками одновременно с примыкающими участками (испытания проводят только гидравлическим способом)

3- й этап:

одновременно с испытанием трубопровода:

—    для трубопроводов категории С3*;

—    трубопроводов категории Н3*.

1.25 Рраб для категории С

1,25 Р,

раб

1,25 Р.

1,1 Р.

раб

раб

Не применяют

1,25 Р,

раб

1.25 Рраб

1,1 Р,

раб

12

12

Переходы трубопроводов через водные преграды шириной зеркала воды в межень 25 м и более в русловой части с прилегающими к ним прибрежными участками длиной не менее 25 м каждый (от среднемеженного горизонта воды).

Переходы через железные дороги общей сети (на перегонах) с прилегающими по обе стороны дороги участками длиной 50 м от подошвы насыпи земляного полотна или от края водоотводного сооружения дороги и примыкающими к переходам участками категории С2*.

Переходы через автомобильные дороги общего пользования и подъездные дороги к промышленным предприятиям 1-а, l-б, II, III категорий включая участки по обе стороны дороги на расстоянии не менее 25 м каждый от подошвы насыпи или бровки выемки земляного полотна дороги и примыкающими к переходам участками категории С2*

1) На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014. 2* На территории Российской Федерации в пределах расстояний, указанных в 7.2 ГОСТ Р 55990-2014.

3* На территории Российской Федерации согласно 7.1.5 ГОСТ Р 55990-2014.

ГОСТ 34068-2017

1

^ На территории Российской Федерации категории классифицируются в соответствии с таблицей 1 ГОСТ Р 55990-2014.

2

)    На территории Российской Федерации типы указаны в таблице 2 ГОСТ Р 55990-2014.

3

)    На территории Российской Федерации классы трубопроводов указаны в пунктах 7.1.1—7.1.3 ГОСТ Р 55990-2014, категории трубопроводов (в зависимости от их назначения)—в таблице 3 ГОСТ Р 55990-2014, категории участков трубопроводов (в зависимости от их характеристик), транспортирующих нетоксичные продукты — в таблице 4 ГОСТ Р 55990-2014, а транспортирующие токсичные продукты — в таблице 5 ГОСТ Р 55990-2014.

4

)    На территории Российской Федерации в соответствии с Водным кодексом Российской Федерации [1], утвержденным Федеральным законом от 28 ноября 2015 г. № 357-ФЗ.

5

Новое и полезное:

  • Инструкция по испытанию скважин на герметичность
  • Инструкция по испытанию обсадных колонн на герметичность москва 1999г
  • Инструкция по испытанию лестниц и стремянок скачать бесплатно
  • Инструкция по испытанию лестниц и стремянок 2022
  • Инструкция по использованию яндекс навигатора

    • Источник

    ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
    «ГАЗПРОМ»

    ВЕДОМСТВЕННЫЕ НОРМЫ

    ИНСТРУКЦИЯ
    ПО ПРОВЕДЕНИЮ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИСПЫТАНИЙ
    ТРУБОПРОВОДОВ ПОВЫШЕННЫМ ДАВЛЕНИЕМ
    (МЕТОДОМ СТРЕСС-ТЕСТА)

    ВН 39-1.9-004-98

    Москва 1998

    В инструкции регламентированы основные положения по проведению
    гидравлических испытаний повышенным давлением (методом
    стресс-теста) линейной части газопроводов, принимаемых в
    эксплуатацию после строительства, а также действующих
    газопроводов.

    Настоящая инструкция разработана в соответствии с п. 6 приказа
    ОАО «Газпром» от 6 октября 1997 г. № 134.

    Инструкция разработана ВНИИГАЗом, ДАО «Оргэнергогаз» и ДАО
    «Гипроспецгаз» с привлечением специалистов других организаций.

    Инструкция согласована с Управлениями проектирования и
    экспертизы, науки, новой техники и экологии, по транспортировке
    газа и газового конденсата, газового надзора ОАО «Газпром» и
    Госгортехнадзором РФ (письмо от 04.08.98 г. № 10-03/423).

    В разработке инструкции принимали участие:

    от ОАО «Газпром» — М.С. Федоров, В.Н. Дедешко, В.В. Салюков,
    В.Н. Пугаченко, В.И. Эристов, В.Д. Шапиро;

    от ВНИИГАЗа — З.Т. Галиуллин, С.В. Карпов, И.И. Велиюлин, М.И.
    Королев, В.П. Лобанов, А.Д. Решетников, М.Л. Кляхандер;

    от ДАО «Оргэнергогаз» — С.П. Трофимов;

    от ДАО «Гипроспецгаз» — А.Е. Раменский;

    от ИРЦ Газпром — В.Г.Селиверстов;

    от АОЗТ «Газприбортехнология» — И.Н. Альбов.

    СОДЕРЖАНИЕ

    Введение. 2

    1. Общие положения. 2

    2. Основные параметры и режимы испытания. 3

    2.1. Испытательная среда. 3

    2.2. Максимальное давление испытания на прочность. 3

    2.3. Минимальное давление испытания на прочность. 4

    2.4. Максимальная длина испытываемого участка. 5

    2.5. Скорость подъема давления. 6

    2.6. Число циклов нагружения и время выдержки под давлением
    испытания на прочность. 6

    2.7. Давление проверки на герметичность. 6

    2.8. Время проверки на герметичность. 6

    2.9. Оценка результатов испытания. 6

    3. Параметры и режимы испытания, проводимого без контроля
    деформаций труб. 6

    3.1. Максимальное давление испытания на прочность. 6

    3.2. Скорость подъема давления. 7

    4. Методические основы контроля процесса испытания. 7

    4.1. Измерения и контроль давления, расхода воды и температуры в
    испытываемом трубопроводе. 7

    4.2. Определение объема воздуха, оставшегося в трубопроводе,
    выявление утечек при подъеме давления и расчет приращения объема
    воды. 7

    4.3. Расчет допустимого дополнительного приращения объема,
    вызванного упругопластической деформацией. 9

    4.4. Учет влияния температуры на изменение давления при
    выдержке. 9

    4.5. Расследование разрывов и утечек трубопровода. 10

    4.6. Особенности контроля испытания трубопроводов давлением, не
    вызывающим пластических деформаций труб. 10

    5. Технология испытания трубопроводов. 10

    5.1. Основные положения технологии испытания строящихся
    трубопроводов. 10

    5.2. Особенности переиспытания действующих трубопроводов. 15

    5.3. Особенности производства работ при испытании давлением, не
    вызывающим в трубах пластических деформаций. 16

    6. Машины и система контроля для испытания трубопроводов. 16

    6.1. Наполнительные агрегаты. 16

    6.2. Опрессовочные агрегаты. 16

    6.3. Компьютеризированная система контроля параметров испытания.
    17

    Приложение 1. Форма акта испытания трубопровода. 17

    Приложение 2. Форма акта расследования разрыва (утечки) 19

    Открытое акционерное общество
    «Газпром»

    Ведомственные нормы

    ВН

    Разработаны впервые

    Инструкция по проведению гидравлических
    испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом
    стресс-теста)

    Внесены ВНИИГАЗом

    Утверждены Приказом ОАО «Газпром» от 11 ноября
    1998 г. № 141

    Срок введения в действие с 01.12.98 г.

    Введение.

    Настоящая инструкция разработана на основе теоретических и
    экспериментальных исследований, опыта проведения испытаний
    трубопроводов повышенным давлением и зарубежной
    нормативно-технической документации по вопросам гидравлических
    испытаний трубопроводов.

    1. Общие положения.

    1.1. Настоящая инструкция регламентирует проведение
    гидравлических испытаний повышенным давлением (методом
    стресс-теста) линейной части вновь построенных трубопроводов, а
    также линейной части действующих трубопроводов.

    Необходимость проведения испытаний участков трубопроводов
    повышенным давлением определяется генеральным заказчиком на стадии
    проектирования в соответствии с действующими нормативными
    документами.

    1.2. Сущность испытаний повышенным давлением заключается в
    нагружении участка трубопровода до заданного настоящей инструкцией
    уровня давления или достижения металлом труб фактического предела
    текучести и последующей проверке на герметичность.

    1.3. В результате проведения испытаний достигается:

    · выявление дефектов, критических при испытательном
    давлении;

    · выявление утечек;

    · снижение овальности труб;

    · снижение локальных напряжений, возникающих при производстве
    труб и строительстве трубопровода;

    · стабилизация докритических дефектов.

    1.4. Трубы, запорная арматура и соединительные детали,
    монтируемые на трубопроводе, должны соответствовать требованиям,
    предъявляемым при испытании газопроводов повышенным давлением, это
    должно быть учтено при разработке технических условий на них.
    Рекомендуется проводить предварительное испытание крановых узлов
    запорной арматуры.

    1.5. Для снижения числа труб, которые могут получить
    пластическую деформацию при испытании, рекомендуется раскладывать
    трубы по трассе, таким образом, чтобы в нижних частях участка
    находились трубы с более высокими пределом текучести и толщиной
    стенки. Порядок раскладки труб должен быть определен планом
    производства работ.

    1.6. В процессе испытания осуществляют совместный контроль
    давления, расхода воды и температуры в трубопроводе
    специализированной системой контроля. При отсутствии системы
    контроля параметров испытания допускается, в порядке исключения,
    выполнять испытание трубопроводов более низким максимальным
    давлением, величина которого определяется в соответствии с
    настоящей Инструкцией.

    1.7. Гидроиспытания следует проводить при положительных
    температурах.

    1.8. Испытание проводят под руководством комиссии, назначаемой
    ОАО «Газпром».

    1.9. Согласование сроков, подготовка и проведение испытаний
    повышенным давлением выполняется либо строительно-монтажными, либо
    эксплуатирующими магистральный трубопровод организациями, или
    третьей стороной, но в любом случае проводящая работы организация
    должна иметь соответствующую лицензию, в которой дано право
    проведения испытаний повышенным давлением (методом
    стресс-теста).

    1.10. Для каждого случая проведения испытаний организацией,
    проводящей испытание, должна быть разработана рабочая инструкция по
    испытанию, согласованная в установленном порядке и утвержденная
    председателем комиссии по испытанию.

    1.11. Строительная организация должна предоставить организации,
    проводящей испытания, и комиссии по испытанию следующую
    документацию:

    · проект испытываемого участка трубопровода;

    · исполнительную схему;

    · журнал сварочных работ;

    · журнал изоляционных работ;

    · акты производства и приемки работ;

    · сертификаты на трубы и детали, паспорта на оборудование.

    1.12. Результаты испытания каждого участка трубопровода
    оформляются актом (Приложение 1).

    2. Основные параметры и режимы испытания.

    2.1. Испытательная среда.

    Испытание участков трубопроводов производят водой.

    2.2. Максимальное давление испытания на прочность.

    Гидравлическое испытание на прочность, при использовании системы
    контроля параметров испытания, проводят давлением в нижней точке
    испытываемого участка, вызывающим кольцевые напряжения в стенке
    трубы равные 1,1 от нормативного предела текучести стали.

    Давление испытания в нижней точке участка определяют по
    формуле:

    Рисп =
    2,2?0,2?Н/DВН, (2.1)

    где Рисп — максимальное давление испытания на
    прочность, кгс/см2 (МПа);

    ?0,2 — нормативный предел текучести стали трубы,
    кгс/см2 (МПа);

    ?Н — номинальная толщина стенки трубы с учетом
    минусового допуска, мм;

    DВН = DН — 2?Н — внутренний
    диаметр трубы, мм;

    DН — наружный диаметр трубы, мм.

    Расчет производят для всех типоразмеров труб1,
    уложенных на испытываемом участке, при этом нижней точкой для
    каждого типа труб, считают точку, ниже которой отсутствуют трубы
    рассматриваемого типоразмера. Давлением испытания считают меньшее
    из рассчитанных для различных типоразмеров труб значений.

    1 Типоразмер труб в данном случае определяется двумя
    параметрами: толщиной стенки и пределом текучести трубной
    стали.

    2.3. Минимальное давление испытания на прочность.

    2.3.1. Минимальное давление испытания на прочность участков
    линейной части трубопроводов, кроме перечисленных в п.п. 2.3.2,
    2.3.3, определяют по формуле

    ,
    (2.2)

    где Рмин — давление испытания в верхней точке
    участка, кгс/см2 (МПа);

    КН — коэффициент надежности по назначению
    трубопровода, принимаемый по табл. 11 СНиП 2.05.06-85;

    n — коэффициент надежности по нагрузке — внутреннему давлению в
    трубопроводе, принимаемый по табл. 13 СНиП 2.05.06-85;

    m — коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый по
    табл. 1 СНиП 2.05.06-85;

    Рраб — максимальное рабочее давление в трубопроводе,
    устанавливаемое проектом, кгс/см2 (МПа).

    Расчет производят для всех типов труб2, уложенных на
    испытываемом участке. Минимальным давлением испытания считают
    меньшее из рассчитанных для различных типов труб значение.

    2 Тип труб в данном случае определяется значениями
    коэффициентов КН, m и n.

    Если величина, определенная по формуле (2.2) превышает давление,
    вызывающее кольцевые напряжения в стенке трубы равные нормативному
    пределу текучести трубной стали, минимальное давление испытания
    может быть принято равным давлению, соответствующему пределу
    текучести стали.

    2.3.2. Давление испытания на прочность переходов через железные
    дороги, переходов через автомобильные дороги I, II и III категорий,
    трубопроводов в горной местности при укладке в тоннелях,
    пересечений с канализационными коллекторами, газопроводами,
    нефтепроводами, продуктопроводами, оросительными системами,
    пересечений с воздушными линиями электропередачи с напряжением 500
    кВ и более, узлов подключения в газопровод при их испытании
    одновременно со всем трубопроводом должно быть не ниже 1,5 от
    максимального рабочего давления.

    Указанные переходы могут быть испытаны отдельно после их укладки
    давлением не ниже 1,5 от максимального рабочего давления. В этом
    случае при испытании этих переходов одновременно со всем
    трубопроводом давление испытания должно быть не ниже давления,
    определенного по формуле (2.2).

    2.3.3. Переходы через водные преграды, укладываемые с помощью
    подводно-технических средств, испытывают в три этапа:

    первый этап — после сварки на стапеле или на площадке перехода
    целиком или отдельными плетями давлением не ниже 1,5 от
    максимального рабочего давления;

    второй этап — после укладки перехода давлением не ниже 1,5 от
    максимального рабочего давления;

    третий этап — одновременно со всем трубопроводом давлением,
    определенным по формуле (2.2).

    2.4. Максимальная длина испытываемого участка.

    Максимальную длину испытываемого участка определяют в
    зависимости от характеристик труб и применяемых приборов контроля
    параметров испытания по формуле

    ,
    (2.3)

    где NЛ — число листов, из которых изготовлены трубы,
    уложенные в нижней части участка, для двухшовных труб NЛ
    = 2, для остальных типов труб NЛ = 1;

    Lтр — минимальная длина труб, поставляемых для
    укладки на испытываемом участке, м;

    ?Р — относительная погрешность измерения приращения
    давления;

    ?V — относительная погрешность измерения приращения
    объема;

    ??у — относительная деформация труб в упругой области
    деформирования при изменении давления на величину ?Р, определяемую
    по формуле

    ?Р = Р2 — Р1 =
    vР·??, (2.4)

    vР — скорость подъема давления, Па/с;

    ?? — промежуток времени между синхронными измерениями давления и
    приращения объема, с;

    Р1, Р2 — последовательно измеренные
    значения давления, Па;

    ??упл — допустимая относительная деформация трубы в
    упругопластической области деформирования при изменении давления на
    величину ?Р;

    Р0 — атмосферное давление, Па;

    V0 — ожидаемый объем воздуха, оставшегося в
    трубопроводе, при давлении Р0, м3;

    k — коэффициент сжимаемости воды, принимают средневзвешенное
    значение от величин, приведенных в таблице 2.1.

    Таблица 2.1

    Коэффициент сжимаемости воды k, 10-14
    Па-1

    Р, 106 Па

    Температура t, °С

    0

    10

    25

    40

    0

    50885

    47810

    45246

    44240

    10

    49479

    46563

    44106

    43113

    20

    48122

    45362

    43012

    42037

    Vтр — объем трубы, имеющей минимальную длину

    .
    (2.5)

    Значения величин ??у и ??упл находят по
    кривой деформирования образцов из соответствующей стали.

    Кривые деформирования образцов определяют при их испытании на
    трубных заводах или в результате проведения специальных
    лабораторных исследований.

    Величину V0 для предварительных расчетов принимают
    равной 10 % от объема испытываемого участка, по мере накопления
    статистических данных указанная величина может быть уточнена.

    Значение Р1 определяют по формуле

    Р1 = Рмин —
    0,1?0,2?Н/DВН. (2.6)

    Максимальная длина участка может быть увеличена за счет
    увеличения числа измерений в единицу времени и применения
    современных статистических методов обработки результатов измерений
    в режиме реального времени.

    Если на испытываемом участке имеются вставки длиной меньше
    Lтр они должны быть выполнены из предварительно
    испытанных труб или труб с большей толщиной стенки или более
    высоким пределом текучести по сравнению с соседними трубами.
    Предварительное испытание труб, используемых для вставок, выполняют
    давлением на 2 % превышающем максимальное испытательное давление,
    при этом контролируют изменение диаметра труб. Если после
    предварительного испытания трубы ее диаметр увеличился более чем на
    0,2 %, труба отбраковывается. При использовании для вставок
    предварительно не испытанных труб их толщину стенки и предел
    текучести подбирают таким образом, чтобы во вставках, выполненных
    из этих труб, при испытании в трассе не возникали кольцевые
    напряжения выше 1,05 от нормативного предела текучести трубной
    стали.

    2.5. Скорость подъема давления.

    Скорость подъема давления при испытании трубопроводов должна
    находиться в пределах от 0,002 Рисп до 0,02
    Рисп в минуту.

    2.6. Число циклов нагружения и время выдержки под давлением
    испытания на прочность.

    2.6.1. При испытании на прочность строящихся трубопроводов
    выполняют два полных цикла нагружения трубопровода. Время выдержки
    трубопровода под регламентируемым (п. 2.2) давлением испытания на
    прочность составляет 1 час на каждом цикле.

    2.6.2. При испытании на прочность действующих трубопроводов
    выполняют один полный цикл нагружения трубопровода. Время выдержки
    трубопровода под регламентируемым (п. 2.2) давлением испытания на
    прочность составляет 1 час.

    2.7. Давление проверки на герметичность.

    Проверку участков трубопроводов на герметичность проводят
    давлением в нижней точке трассы равным максимальному рабочему
    давлению.

    2.8. Время проверки на герметичность.

    Проверку на герметичность проводят в течение времени,
    необходимого для осмотра трассы и выявления утечек, но не менее 12
    часов.

    2.9. Оценка результатов испытания.

    Трубопровод считается выдержавшим испытание на прочность, если в
    течение времени выдержки под испытательным давлением не произошло
    его разрушение.

    Если в процессе подъема давления или выдержки под давлением
    произошло разрушение трубопровода, то следует заменить разрушенный
    участок и повторить испытание.

    В случае обнаружения утечки в процессе проверки трубопровода на
    герметичность необходимо устранить утечку и повторить проверку на
    герметичность.

    3. Параметры и режимы испытания, проводимого без контроля
    деформаций труб.

    3.1. Максимальное давление испытания на прочность.

    При отсутствии контроля деформаций труб давление в нижней точке
    испытываемого участка определяют по формуле:

    Рисп =
    2,1?0,2?Н/DВН. (3.1)

    3.2. Скорость подъема давления.

    При отсутствии системы контроля параметров испытания скорость
    подъема давления при испытании трубопроводов не должна превышать
    0,4 кгс/см2 в минуту (24 кгс/см2 в час).

    При достижении давления, равного 0,9Рисп, скорость
    его подъема принимают в пределах от 0,1 до 0,2 кгс/см2 в
    минуту (6 — 12 кгс/см2 в час).

    В случае разрушения трубопровода при давлении выше
    0,9Рисп при его испытании на следующем этапе скорость
    подъема давления принимают в пределах от 0,1 до 0,2
    кгс/см2 в минуту (6 — 12 кгс/см2 в час) при
    достижении давления разрушения на предшествующем этапе
    испытания.

    3.3. Испытательную среду, минимальное давление испытания на
    прочность, число полных циклов нагружения трубопровода, время
    выдержки под испытательным давлением, давление и время проверки на
    герметичность принимают в соответствии с п.п. 2.1, 2.3, 2.6, 2.7,
    2.8. Результаты испытания оценивают в соответствии с п. 2.9.

    4. Методические основы контроля процесса испытания.

    4.1. Измерения и контроль давления, расхода воды и температуры
    в испытываемом трубопроводе.

    4.1.1. Высокоточные измерения давления и расхода воды производят
    в начале испытываемого участка с использованием системы контроля
    параметров испытания. Блок измерения расхода воды монтируют на
    входе опрессовочного агрегата после резервуара для очистки воды.
    Блок измерения давления монтируют в начале испытываемого
    участка.

    4.1.2. Дополнительный контроль давления должен осуществляться в
    начале, в конце и в верхней точке испытываемого участка
    трубопровода с помощью дистанционных самопишущих приборов.

    4.1.3. При отсутствии дистанционных самопишущих приборов для
    контроля давления должны применяться проверенные, опломбированные и
    имеющие паспорт манометры класса точности не ниже I и с предельной
    шкалой на давление около 4/3 от испытательного. Манометры
    устанавливают на отводящих трубопроводах за пределами охранной
    зоны.

    При давлении в нижней точке трубопровода выше рабочего
    производят непрерывный контроль за показаниями манометров и их
    регистрацию не реже одного раза в 10 мин.

    4.1.4. Измерение температуры осуществляют в местах измерения и
    контроля давления и расхода воды. Если к моменту подъема давления
    разность температур в начале и в конце испытываемого участка
    превышает 1 °С необходимо выдержать трубопровод до достижения
    указанной величины.

    4.2. Определение объема воздуха, оставшегося в трубопроводе,
    выявление утечек при подъеме давления и расчет приращения объема
    воды.

    4.2.1. При испытании трубопровода в любой момент времени
    приращение объема испытываемого участка равно приращению объема
    воды и воздуха (природного газа), находящихся в его полости. Это
    условие описывается уравнением

    dVу = dVв + dVг,
    (4.1)

    где dVу — приращение объема испытываемого участка
    трубопровода, м;

    dVв — приращение объема воды, находящейся в полости
    участка трубопровода, м3;

    dVг — приращение объема воздуха (природного газа),
    находящегося в полости участка трубопровода, м3.

    4.2.2. Приращение объема испытываемого участка трубопровода,
    деформируемого в упругой области, при изменении давления и
    температуры определяют по формуле

    ,
    (4.2)

    где Li — суммарная длина труб, имеющих толщину стенки
    ?i, м;

    Dвнi — внутренний диаметр труб, имеющих толщину
    стенки ?i, м;

    ? — коэффициент Пуассона;

    Е — модуль упругости стали, Па;

    ?i — толщина стенки трубы, м;

    dР — приращение давления, Па;

    ? — коэффициент линейного расширения трубной стали,
    °С-1;

    dt — приращение температуры, °С;

    i — номер типоразмера труб;

    I — число типоразмеров труб, уложенных на участке.

    4.2.3. Приращение объема воды в полости трубопровода при
    изменении температуры, давления, подкачке и утечке воды определяют
    по формуле

    dVв = QAOd? +
    Vв(?dt — kdP) — Qвуd?, (4.3)

    где QAO— фактическая (измеренная) производительность
    опрессовочного агрегата, м3/с;

    Qву — расход воды при утечках, м3/с;

    d? — приращение времени, с;

    Vв — объем воды в полости участка трубопровода,
    м3;

    ? — температурный коэффициент объемного расширения воды,
    вычисляют по формуле

    ? = — 6,4268·10-5 +
    1,701056·10-5t — 2,036931·10-7t2 +
    1,604836·10-9t3, (4.4)

    t — температура воды, °С.

    4.2.4. Приращение объема воздуха (природного газа) в полости
    участка трубопровода при изменении давления, температуры и утечке
    воздуха определяют по формуле

    dVг = dV(P, t) — Qгуd?,
    (4.5)

    где Qгу— расход воздуха (природного газа) при утечке,
    м3/с;

    dV(P, t) — приращение объема воздуха (природного газа)
    вследствие изменения давления и температуры, вычисляют численным
    методом с использованием уравнения Ван-дер-Ваальса


    (4.6)

    где v = Vг/VM — число молей воздуха
    (природного газа), содержащегося в полости испытываемого
    участка;

    Vг — объем воздуха (газа), содержащегося в полости
    участка трубопровода, м3;

    VM — объем одного моля воздуха (газа), м ;

    а, b — эмпирические коэффициенты, для воздуха принимают а =
    0,1355 Н·м4/моль2, b = 3,7032·10-5
    м3/моль, для природного газа а = 0,2288
    Н·м4/моль2, b = 4,2777·10-5
    м3/моль.

    4.2.5. В уравнениях (4.1 — 4.6) все неизвестные величины, кроме
    Qву и Qгу, являются постоянными или
    однозначно определяются через приращения объема, давления и
    температуры. При подъеме давления до величины 0,85Рисп
    все трубы будут гарантированно деформироваться в упругой области. В
    процессе подъема давления до указанного уровня выполняют синхронные
    измерения приращения объема, давления и температуры в трубопроводе.
    Число измерений должно быть Nи > Nн + 1,
    где Nн число неизвестных в уравнениях (4.1 — 4.6) с
    учетом неизвестных погрешностей измеряемых и задаваемых величин. По
    данным измерений решают систему Nи — 1 уравнений вида
    (4.14.1), в результате чего определяют объем оставшегося в
    трубопроводе воздуха, наличие утечек, характеристики деформирования
    труб и другие параметры. Все вычисления должны быть выполнены в
    режиме реального времени до достижения давления
    0,85Рисп.

    4.2.5. (Измененная редакция).

    4.2.6. Используя определенные в соответствии с п. 4.2.5
    параметры испытываемого участка трубопровода, рассчитывают
    приращение объема в зависимости от приращения давления для линейной
    области деформирования труб по формуле

    4.2.6. (Измененная редакция).

    dVР = dVy — dVг —
    Vв(?dt — kdP) +Qвуd?. (4.7)

    4.2.7. Возможность испытания трубопровода ограничивается объемом
    воздуха (природного газа), находящимся в его полости. Испытание
    может быть продолжено, если при давлении 0,95 Рисп
    выполняется соотношение

    Vтр (2 + d?y —
    d?yпл) (d?yпл — d?y) /
    NЛ > 2dVP (?p + ?v)
    (4.8)

    4.3. Расчет допустимого дополнительного приращения объема,
    вызванного упругопластической деформацией.

    4.3.1. Допустимое дополнительное приращение объема, вызванного
    упруго-пластической деформацией, при малом изменении давления
    вычисляют по формуле

    ??V = Vтр (2 + ??y —
    ??yпл) (??yпл — ??y) /
    NЛ > 2DVP (?p + ?v)
    (4.9)

    где Vтр = ?LтрDвн2/4
    — объем одной трубы, м3;

    DVР — приращение объема воды в испытываемом участке
    при изменении давления на величину DР, м3.

    4.3.2. Допустимое полное дополнительное приращение объема,
    вызванное упругопластической деформацией, вычисляют по формуле

    ,
    (4.10)

    где i — номер интервала давления между двумя последовательными
    измерениями, на котором фиксируется упругопластическая
    деформация;

    I — число интервалов давления, на которых фиксируется
    упругопластическая деформация;

    ?y, ?yпл — соответственно упругая и
    допустимая упругопластическая деформация трубы за период подъема
    давления, в течение которого фиксировалась упругопластическая
    деформация, м.

    Значение ?yпл определяют по результатам
    исследований.

    В расчете используют параметры наиболее нагруженных труб.

    4.4. Учет влияния температуры на изменение давления при
    выдержке.

    Изменение давления в трубопроводе при его выдержке, вызванное
    изменением температуры, определяют по формуле

    ,
    (4.11)

    где Vв1 — объем воды в полости испытываемого участка
    в начале выдержки, м3;

    Vг1 — объем воздуха (природного газа) в полости
    испытываемого участка в начале выдержки, м3;

    Р2 — давление в конце выдержки, Па;

    Т1 — абсолютная температура в начале выдержки, К;

    Dt — изменение температуры за время выдержки, К.

    4.5. Расследование разрывов и утечек трубопровода.

    4.5.1. При проведении испытания должны быть расследованы все
    разрывы и утечки трубопровода.

    4.5.2. На участке, прилегающем к линии разрыва (утечки), трубу
    очищают от грязи и изоляции. Определяют характер дефектов и причину
    разрушения.

    4.5.3. Выполняют измерение геометрических параметров дефектов на
    линии разрыва и на прилегающих к ней участках трубы и съемку
    конфигурации линии разрыва в очаге разрушения. Производят отбор
    фрагментов труб, а на действующих трубопроводах также образцов
    изоляции, проб продуктов коррозия, грунта и электролита для
    последующих комплексных исследований.

    4.5.4. На основании результатов расследования каждого разрыва
    (утечки) комиссия по испытанию составляет акт (Приложение 2). Акт и
    прилагаемые к нему материалы должны содержать:

    · состав комиссии и экспертов, привлеченных к участию в ее
    работе;

    · наименование организации, выполняющей испытания, и
    организации, выполнившей строительно-монтажные работы;

    · сведения о параметрах испытания, обстоятельствах и дате
    разрыва (возникновения утечки);

    · сведения о конструкции трубопровода в месте разрыва
    (утечки);

    · сертификат (паспорт) на разрушившуюся трубу (деталь,
    оборудование);

    · выписку из журнала сварочных работ;

    · акты производства и приемки сварочных и строительно-монтажных
    работ;

    · километраж, пикетаж, высотную отметку места разрыва, давление
    в местах установки манометров и датчиков давления, а также в месте
    разрыва;

    · описание очага разрушения и заключение о причинах разрыва
    (утечки);

    · рекомендации по проведению дополнительной экспертизы;

    · сведения о ликвидации разрыва (утечки);

    · рекомендации по предотвращению подобных отказов.

    4.5.5. Если предполагаемой причиной разрыва (утечки) является
    брак труб (оборудования) к участию в работе комиссии должен быть
    привлечен представитель завода-изготовителя.

    4.6. Особенности контроля испытания трубопроводов давлением, не
    вызывающим пластических деформаций труб.

    4.6.1. При испытании трубопроводов давлением, определяемым в
    соответствии с п. 3.1, допускается не выполнять измерения и
    расчеты, предусмотренные в п.п. 4.1.1, 4.1.4, 4.2, 4.3.

    4.6.2. Температуру трубопровода измеряют в начале и в конце
    испытываемого участка.

    5. Технология испытания трубопроводов.

    5.1. Основные положения технологии испытания строящихся
    трубопроводов.

    5.1.1. В состав основных работ по испытанию каждого участка
    трубопроводов входят:

    · подготовка к испытанию;

    · промывка трубопровода, совмещенная с его наполнением
    водой;

    · подъем давления до испытательного;

    · выдержка под давлением испытания на прочность;

    · снижение давления до 20 кгс/см2;

    · повторная выдержка под давлением испытания на прочность;

    · снижение давления до рабочего;

    · проверка на герметичность;

    · сброс давления до 1 — 2 кгс/см2 и подготовка к
    удалению воды;

    · удаление воды из трубопровода;

    · осушка трубопровода;

    · восстановление нитки трубопровода.

    При разрывах в процессе испытания проводят работы, связанные с
    выявлением и ликвидацией дефектов.

    5.1.2. При подготовке к испытанию трубопровода необходимо:

    · установить охранную зону вдоль испытываемого
    участка3;

    · организовать на время испытаний систему связи;

    · смонтировать наполнительные и опрессовочные агрегаты с
    системой их обвязки, шлейф подсоединения агрегатов к трубопроводу,
    испытать обвязочные и подсоединительные трубопроводы;

    · проверить работоспособность и герметичность запорной
    арматуры;

    · смонтировать узлы пуска и приема поршней;

    · оборудовать водозабор;

    · смонтировать резервуар для очистки воды;

    · смонтировать сливной или перепускной патрубок с краном;

    · подготовить резервуар-отстойник или следующий участок
    трубопровода для воды, сливаемой из испытанного участка
    трубопровода;

    · оборудовать помещения для размещения персонала и измерительной
    аппаратуры;

    · установить контрольно-измерительные приборы.

    Принципиальная схема испытания участка трубопровода приведена на
    рис.5.1.

    3 Размеры охранной зоны принимают в соответствии с
    табл. 7 «Правил техники безопасности при строительстве
    магистральных стальных трубопроводов».

    5.1.3. Заполнение трубопровода водой, совмещенное с его
    промывкой, производят с пропуском очистного поршня, перемещаемого в
    потоке воды со скоростью не менее 1 км/ч. При этом одновременно
    осуществляют вытеснение из трубопровода воздуха.

    5.1.4. Испытание трубопровода выполняют в соответствии с
    графиком изменения давления, приведенным на рис. 5.2.

    Рис. 5.1. Принципиальная схема испытания участка
    трубопровода повышенным давлением:

    1 — испытываемый 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 разделительные поршни; 9 — стопорное
    устройство; 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).

    Рис. 5.2. График изменения давления в
    трубопроводе при испытании участка повышенным давлением:

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

    1 — заполнение трубопровода водой; 2 — подъем
    давления со скоростью 0,01 — 0,02 Рисп в минуту; 3 —
    испытание на прочность; 4 — снижение давления; 5 — проверка на
    герметичность.

    ?0,2 — нормативный предел текучести
    трубной стали; ?н — номинальная толщина стенки трубы с
    учетом минусового допуска; Dвн — внутренний диаметр
    трубы; Рисп — максимальное давление испытания;
    Рмин — минимальное давление испытания (п. 2.3).

    5.1.5. Давление в трубопроводе поднимают наполнительными
    агрегатами до величины максимально возможной по их техническим
    характеристикам, а затем — опрессовочным агрегатом — до давления
    испытания на прочность. Подъем давления производят непрерывно и
    плавно. Расход воды, подаваемой в трубопровод опрессовочным
    агрегатом, измеряется блоком измерения расхода воды
    компьютеризированной системы контроля параметров испытания. Для
    обеспечения точности измерений вода должна быть очищена в
    специальном резервуаре.

    5.1.6. Если в процессе подъема давления в результате контроля в
    соответствии с п. 4.2 обнаружена утечка, снижают давление и
    осуществляют ее поиск. Давление ниже 1,1 от рабочего снижают на 10
    %, а давление равное или выше 1,1 от рабочего снижают до рабочего
    давления. Обнаруженную утечку устраняют.

    5.1.7. Если не выполняется условие (4.8), что связано с большим
    объемом воздуха в полости трубопровода, давление в трубопроводе
    необходимо снизить до нуля в верхней точке, смонтировать в верхней
    точке свечу и дополнительно закачать в трубопровод воду
    наполнительным или опрессовочным агрегатом, выпуская воздух через
    свечу.

    5.1.8. В процессе подъема давления производят расчет приращения
    объема воды при увеличении давления в трубопроводе по формуле
    (4.7). Если фактическое приращение объема превысит расчетное на
    величину, определяемую по формуле (4.9), что означает возникновение
    в трубопроводе заданных упругопластических деформаций, подъем
    давления прекращают и снижают его до рабочего давления, после чего
    снова поднимают давление.

    5.1.9. Максимальное давление испытания Рисп
    определяют по формуле (2.1). Если суммарное дополнительное
    приращение объема до достижения указанного давления Рисп
    превысит величину, вычисленную по формуле (4.10), подъем давления
    прекращают и принимают величину испытательного давления
    Рисп равной достигнутому давлению.

    5.1.10. После подъема давления до Рисп участок
    трубопровода выдерживают под испытательным давлением в течение 1
    часа.

    5.1.11. После выдержки трубопровода снижают давление в нем до 20
    — 25 кгс/см2 и осуществляют повторный подъем давления до
    испытательного.

    5.1.12. После повторного подъема давления до Рисп
    участок трубопровода выдерживают под этим давлением в течение 1
    часа.

    5.1.13. Проверку на герметичность производят после испытания
    трубопровода на прочность и снижения давления до максимального
    рабочего.

    5.1.14. Наличие утечек определяют по падению давления с учетом
    влияния температуры. Для поиска выявленных утечек в процессе
    проверки на герметичность необходимо использовать визуальные
    методы, а также специальные приборы и оборудование.

    5.1.15. В случае разрыва трубопровода или выявления утечек
    необходимо удалить воду из испытываемого трубопровода и заменить
    или отремонтировать дефектный участок.

    После восстановления трубопровода следует продолжить
    испытание.

    5.1.16. После гидравлического испытания участка трубопровода
    сливной (перепускной) кран должен быть открыт только после полной
    готовности участка к удалению из него воды и получения извещения о
    начале движения поршней-разделителей из узла пуска. Это
    предотвращает образование воздушных пробок.

    5.1.17. Для удаления воды из трубопровода после его
    гидравлического испытания последовательно пропускают
    поршни-разделители под давлением сжатого воздуха в два этапа:

    · предварительный — удаление основного объема воды
    поршнем-разделителем;

    · контрольный — окончательное удаление воды из трубопровода.

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

    5.1.19. С целью обеспечения охраны окружающей среды следует
    отвести использованную воду в специально подготовленный
    резервуар-отстойник или в следующий участок трубопровода,
    подготовленный для испытания. Для гашения энергии струи вытекающей
    из трубопровода воды, необходимо устанавливать водоотбойники
    (например, железобетонные пригрузы, плиты и т.п.), располагать
    патрубок слива воды перпендикулярно водоотбойникам на дне
    резервуара-отстойника.

    5.1.20. После удаления воды из трубопровода производят демонтаж
    всех узлов, приборов и оборудования, которые использовались при
    гидроиспытании, и монтаж нитки трубопровода путем врезки катушек с
    гарантийными стыками.

    5.1.21. Осушку трубопровода осуществляют после монтажа
    испытанных участков в нитку.

    5.1.22. Осушку полости газопровода рекомендуется производить
    сухим природным газом, сухим воздухом, подаваемым в трубопровод
    генераторами сухого сжатого воздуха, или пропуском метанольной
    пробки.

    5.1.23. Контроль процесса осушки осуществляют по показаниям
    датчиков влажности воздуха (психрометров), устанавливаемых в конце
    осушаемого участка газопровода.

    5.1.24. В процессе циркуляции сухого сжатого воздуха (газа) по
    газопроводу следует периодически пропускать поршни-разделители,
    которые будут «размазывать» скопившуюся в нижних частях газопровода
    воду по поверхности труб, обеспечивая повышение эффективности
    осушки. Подачу сухого воздуха и пропуски поршней-разделителей
    необходимо продолжать до тех пор, пока в конце участка не будет
    достигнута необходимая степень влажности. Замерять влажность
    следует через регулярные промежутки времени.

    5.1.25. Для осушки полости газопровода с использованием метанола
    в камеру запуска запасовывают по меньшей мере два
    поршня-разделителя, подают во внутритрубное пространство между ними
    расчетное количество водопоглощающей среды — метанола и
    осуществляют пропуск указанного «поезда» под давлением сухого
    сжатого воздуха (газа).

    Число метанольных пробок определяют в зависимости от
    протяженности участка, рельефа местности и количества оставшейся в
    газопроводе влаги.

    5.1.26. Осушку считают законченной, когда содержание влаги в
    выходящем из трубопровода воздухе (газе), будет не выше содержания
    влаги в транспортируемом природном газе.

    5.1.27. В процессе осушки или после нее по трубопроводу
    пропускают внутритрубный снаряд для контроля геометрии труб.

    5.2. Особенности переиспытания действующих трубопроводов.

    5.2.1. При подготовке к переиспытанию действующего трубопровода
    помимо работ, указанных в п. 5.1.2, необходимо:

    · произвести очистку полости трубопровода от конденсата и
    продуктов отложения путем пропуска поршня в потоке газа;

    · произвести работы по выявлению утечек газа на нитках
    действующих трубопроводов, проходящих в одном техническом коридоре
    и устранить их;

    · снизить давление в действующих нитках трубопроводов в зоне
    ведения огневых работ на 10 % — при отсутствии утечек; на 30 % —
    при наличии утечек; полностью освободить трубопровод от газа — при
    наличии интенсивной утечки;

    · оповестить предприятия, эксплуатирующие коммуникации,
    проходящие в одном техническом коридоре с трубопроводами;

    · получить разрешение на остановку трубопровода;

    · стравить газ из участка;

    · отключить переиспытываемые участки от смежных участков и от
    нитки трубопровода сферическими заглушками;

    · смонтировать байпасные (перепускные) трубопроводы;

    · смонтировать свечи в верхних точках трубопровода для выпуска
    остатков газа и воздуха.

    5.2.2. После завершения подготовительных работ давление в
    действующих нитках трубопроводов поднимают до установленного
    давления эксплуатации.

    5.2.3. После заполнения испытываемого участка водой производят
    выпуск остатков газа через свечи, смонтированные в верхних точках
    трассы.

    5.2.4. При переиспытании действующих трубопроводов выполняют
    один полный цикл нагружения трубопровода, при этом соответственно
    корректируют график изменения давления в трубопроводе, изображенный
    на рис. 5.1.

    5.2.5. При ликвидации утечек и аварий и восстановлении нитки
    трубопровода давление в действующих нитках трубопроводов должно
    быть снижено до уровня, назначенного в п. 5.2.1.

    5.3. Особенности производства работ при испытании давлением, не
    вызывающим в трубах пластических деформаций.

    5.3.1. При испытании трубопроводов давлением, не вызывающим в
    трубах пластических деформаций, не применяют п.п. 5.1.6 — 5.1.8,
    максимальное испытательное давление и скорость подъема давления
    принимают в соответствии с п.п. 3.1 и 3.3, при этом соответственно
    корректируют график изменения давления в трубопроводе, изображенный
    на рис. 5.2.

    6. Машины и система контроля для испытания трубопроводов.

    6.1. Наполнительные агрегаты.

    6.1.1. Число наполнительных агрегатов, необходимое для
    заполнения трубопроводов водой и их промывки, определяют по
    формуле:

    ,
    (6.1)

    где vп — скорость движения очистного
    (разделительного) устройства, принимают не менее 1000 м/ч;

    Qан — производительность наполнительного
    агрегата;

    QAH.р — число резервных агрегатов, принимают равным
    1.

    6.1.2. Характеристики отечественных наполнительных агрегатов
    приведены в таблице 6.1.

    Таблица 6.1

    Основные технические характеристики
    наполнительных агрегатов.

    Марка агрегата

    Марка насоса

    Производительность агрегата, м3/ч

    Напор при наполнении, кгс/см2

    Мощность двигателя, кВт

    Масса, т

    АН-261

    Цнс 300-180

    260

    15,5

    300

    8,4

    АН-501

    ЗВ200?4

    до 540

    22,5

    369

    8,4

    АСН-1000

    ЦН-1000-180-2

    1000

    18,0

    662

    20,0

    6.1.3. В случае применения импортной техники рекомендуется
    выбирать наполнительные агрегаты с более высоким напором по
    сравнению с приведенными в таблице 6.1.

    6.2. Опрессовочные агрегаты.

    6.2.1. Испытание трубопроводов на прочность и их проверку на
    герметичность выполняют с использованием опрессовочных
    агрегатов.

    6.2.2. Основные параметры отечественного опрессовочного агрегата
    АО-181 приведены в таблице 6.2.

    6.2.3. Для испытания участков трубопроводов любого диаметра
    достаточно двух агрегатов АО-181 — один рабочий и один
    резервный.

    Для ускорения испытания трубопроводов диаметром 1020, 1220 и
    1420 мм и повышения точности измерений расхода воды рекомендуется
    резервный агрегат включать в работу параллельно с рабочим. В случае
    аварийного отказа одного из агрегатов испытание может быть
    завершено исправным агрегатом.

    Таблица 6.2

    Основные параметры опрессовочного агрегата
    АО-181.

    Основные параметры

    Значения

    1 . Насос:

    — тип

    двухпоршневой

    — модель

    9ТМ

    — подача, м3/ч

    23,4 …93,6

    — давление, МПа (кгс/см2)

    18 (180)

    2. Силовой агрегат (дизель):

    — модель

    ЯМ 3236 Б

    — мощность, кВт (л.с.)

    184 (250)

    — частота вращения, мин-1

    2000

    3. Габаритные размеры агрегата, мм:

    — длина

    6500

    — ширина

    2000

    — высота

    2750

    4. Масса агрегата (сухая), кг

    9200

    6.2.4. В случае применения импортной техники рекомендуется
    выбирать опрессовочные агрегаты с более высокой производительностью
    по сравнению с приведенной в таблице 6.2.

    6.3. Компьютеризированная система контроля параметров
    испытания.

    6.3.1. Система контроля должна обеспечивать непрерывную
    регистрацию расхода, давления и температуры воды и обработку этих
    данных в режиме реального времени для управления процессом
    испытания трубопроводов на прочность и их проверки на
    герметичность.

    Приложение 1.

    Форма № 1.

    АКТ № ______
    от «___» ____________ 19 ___ г.
    гидравлического испытания на прочность, проверки на
    герметичность
    и удаления воды из трубопровода

    Составлен комиссией, назначенной приказом РАО «Газпром» от «___»
    _______ 19 __ г. в составе:

    Председатель

    ________________________________________________________________________

    (должность, организация, фамилия, инициалы)

    Члены комиссии:
    __________________________________________________

    (должность, организация, фамилия, инициалы)

    __________________________________________________

    __________________________________________________

    __________________________________________________

    __________________________________________________

    __________________________________________________

    в том, что «___» _________ 19 __ г.
    __________________________________________

    _________________________________________________________________________

    (наименование предприятия, выполнившего работы по
    испытанию)

    провело гидравлическое испытание на прочность трубопровода
    __________________ на участке от км ___ ПК _____ до км ___ ПК ____
    общей протяженностью _________ м, в соответствии с требованиями
    «Инструкции по проведению испытаний трубопроводов повышенным
    давлением (методом стресс-теста)», проекта _______________,
    специальной инструкции, согласованной и утвержденной «____»
    ____________ 19 __ г. в установленном порядке. Испытание на
    прочность выполнено при давлении в нижней точке _______ МПа
    (кгс/см2), в верхней точке ___________ МПа
    (кгс/см2).

    Время выдержки под испытательным давлением составило ______
    ч.

    В течении испытания давление, расход и температуру воды
    измеряли

    ___________________________________________________________________________

    (наименование и характеристики приборов,
    примененных для измерения расхода,

    ___________________________________________________________________________

    давления и температуры воды с указанием
    погрешностей и места

    ___________________________________________________________________________

    (км, ПК) их установки)

    В ходе испытания произошло ___ разрывов трубопроводов,
    обнаружено ___ утечек (акты расследования прилагаются).

    Заключение комиссии:
    ____________________________________________________

    (указать результат испытания)

    ___________________________________________________________________________

    ___________________________________________________________________________

    ___________________________________________________________________________

    После завершения испытания на прочность проведена проверка на
    герметичность давлением Рраб.макс __________
    МПа (кгс/см2) в течении _______ч на участке от км _____
    ПК _____ до км ______ ПК общей протяженностью ____ м, в
    соответствии с требованиями «Инструкции по проведению испытаний
    трубопроводов повышенным давлением (методом стресс-теста)», проекта
    ______________, специальной инструкции, согласованной и
    утвержденной «____» ___________ 19 __ г. в установленном
    порядке.

    В течении проверки на герметичность давление и температуру воды
    измеряли

    ___________________________________________________________________________

    (наименование приборов, примененных для измерения
    давления и температуры
    ___________________________________________________________________________

    воды и места (км, ПК) их установки)

    Заключение комиссии:
    ___________________________________________________

    (указать результат проверки на герметичность)

    Удаление воды после испытания трубопровода на участке от км
    _____ ПК _____ до км ______ ПК общей протяженностью ____ м
    проведено в соответствии с требованиями «Инструкции по проведению
    испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом
    стресс-теста)», проекта ______________, специальной инструкции,
    согласованной и утвержденной «____» ___________ 19 __ г. в
    установленном порядке, путем пропуска поршня-разделителя. При этом
    были применены поршни разделители

    ________________________________ в количестве ____ шт.

    (указать тип поршня)

    Удаление воды проводилось до прекращения выхода воды из
    трубопровода.

    Заключение комиссии:
    ____________________________________________________

    ___________________________________________________________________________

    (указать результат удаления воды, какие
    последующие работы разрешается

    ___________________________________________________________________________

    производить)

    Приложения:

    Председатель комиссии ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    Члены комиссии: ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    Приложение 2.

    Форма № 2.

    АКТ
    расследования разрыва (утечки) трубопровода
    при испытании

    Составлен комиссией, назначенной приказом РАО «Газпром» от «
    ___» _____________ 19 __ г. в составе:

    Председатель

    ________________________________________________________________________

    (должность, организация, фамилия, инициалы)

    Члены комиссии:
    __________________________________________________

    (должность, организация, фамилия, инициалы)

    __________________________________________________

    __________________________________________________

    __________________________________________________

    __________________________________________________

    __________________________________________________

    при участии:
    __________________________________________________

    (должность, организация, фамилия, инициалы

    __________________________________________________

    экспертов, привлеченных к расследованию)

    в том, что «____» ___________ 19 __ г.
    _________________________________________

    ___________________________________________________________________________

    (наименование предприятия, выполняющего работы по
    испытанию)

    проводило гидравлическое испытание на прочность трубопровода
    __________________ на участке от км ___ ПК _____ до км ___ ПК ____
    общей протяженностью ________ м, в соответствии с требованиями
    «Инструкции по проведению испытаний трубопроводов повышенным
    давлением (методом стресс-теста)», проекта _______________,
    специальной инструкции, согласованной и утвержденной «____»
    ____________ 19 __ г. в установленном порядке.

    В течении испытания давление, расход и температуру воды
    измеряли

    ___________________________________________________________________________

    (наименование приборов, примененных для измерения
    расхода, давления и

    ___________________________________________________________________________

    температуры воды и места (км, ПК) их
    установки)

    ___________________________________________________________________________

    В ходе
    ___________________________________________________________________

    (подъема давления, испытания на прочность,
    проверки на герметичность)

    «___» _________ 19 __ г. в ___ часов ___ мин.
    ___________________________________

    (произошел разрыв, обнаружена утечка)

    трубопровода на км _____ ПК ______. Давление на км ____ ПК ____
    составляло _______ МПа (кгс/см2), на км ____ ПК
    _________ МПа (кгс/см2), на км ____ ПК МПа
    (кгс/см2), в месте разрыва (утечки) — _____ МПа
    (кгс/см2).

    Работы по сооружению трубопровода на участке
    ______________________________

    (указать участок, включающий

    ___________________________ выполнены:

    место разрыва (утечки))

    сварочно-монтажные

    _______________________________________________________________________;

    (наименование организации)

    изоляционно-укладочные —
    ___________________________________________________

    (наименование организации)

    Расследованием установлено, что разрушилась (получила утечку)
    труба диаметром _________ с толщиной стенки _______, изготовленная
    _________________________ по

    (завод изготовитель, страна)

    ТУ ________________. Лист поставки ____________ из стали
    __________ по ТУ _________________. Сертификат на трубу
    прилагается.

    В месте разрыва
    __________________________________________________________

    (описание очага разрушения трубы, сварного шва и т.д.)

    Причиной разрыва явилось
    _________________________________________________

    ___________________________________________________________________________

    ___________________________________________________________________________

    Разрыв (утечка) ликвидированы путем
    _______________________________________

    _________________________________ «___» ___________ 19 __ г.

    (указать способ ремонта газопровода)

    Испытание продолжено с «___» ___________ 19 __ г.

    Комиссия рекомендует:

    ___________________________________________________________________________

    (рекомендации комиссии по проведению
    дополнительной экспертизы,

    ___________________________________________________________________________

    предотвращению подобных отказов, направлению
    рекламаций и др.)

    Приложения:

    Председатель комиссии ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    Члены комиссии: ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    ___________________ ________ _____

    (фамилия, инициалы) (подпись) (дата)

    ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

    ПРИКАЗ

    от «11» ноября 1998 г. № 141

    О введении в действие ведомственных норм
    «Инструкция по проведению гидравлических испытаний трубопроводов
    повышенным давлением (методом стресс-теста)»

    В целях создания современной нормативной базы по проведению
    гидравлических испытаний трубопроводов повышенным давлением для
    обеспечения высокой надежности трубопроводов ОАО «Газпром» и
    выявления опасных дефектов в них на стадии испытания

    ПРИКАЗЫВАЮ:

    1. Утвердить и ввести в действие с 1 декабря 1998 года
    ведомственные нормы «Инструкция по проведению гидравлических
    испытаний трубопроводов повышенным давлением (методом
    стресс-теста)» (прилагается), согласованные с Госгортехнадзором
    России.

    2. ООО «Информационно-рекламный центр газовой промышленности»
    (Н.Х. Халлыев), зарегистрировать в установленном порядке и
    обеспечить до 1 декабря 1998 года издание указанного нормативного
    документа в количестве 200 экземпляров и рассылку предприятиям и
    организациям Общества согласно перечню, представленному Управлением
    проектирования и экспертизы Департамента перспективного
    развития.

    3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на
    начальника Управления проектирования и экспертизы Департамента
    перспективного развития В.И. Поддубского.

    Председатель Правления

    ОАО «Газпром» Р.И. Вяхирев

    Источник

    Понравилась статья? Поделить с друзьями:
    0 0 голоса
    Рейтинг статьи
    Подписаться
    Уведомить о
    guest

    0 комментариев
    Старые
    Новые Популярные
    Межтекстовые Отзывы
    Посмотреть все комментарии
  • Тепловая пушка союз 3 квт инструкция
  • Сколько трудовых функций может быть в должностной инструкции
  • Фемоден инструкция по применению показания к применению
  • Аквафор осмо кристалл 100 исполнение 4 инструкция
  • Актовегин инструкция по применению официальная инструкция