УТВЕРЖДЕНЫ приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от «_^» yjue, р-со 20 (8 г. №

Федеральные нормы н правила в области использования атомной энергии «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара

и горячей воды для объектов использования атомной энергии»

(НП-045-18)

I. Назначение и область применения

1.    Настоящие федеральные нормы и правила в области использования атомной энергии «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды для объектов использования атомной энергии» (НП-045-18) (далее - Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 ноября 1995 г. № 170-ФЗ «Об использовании атомной энергии». Положением о разработке и утверждении федеральных норм и правил в области использования атомной энергии, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 1997 г. №1511 (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, №49, ст. 5600; 2012,№51,ст. 7203).

2.    Настоящие Правила устанавливают требования к проектированию,

изготовлению, реконструкции (модернизации), монтажу, наладке, ремонту, техническому    диагностированию    и    эксплуатации    специально

сконструированных для применения в области использования атомной энергии трубопроводов пара и горячей воды (далее - трубопроводы), отнесенных к элементам 4 класса безопасности (по классификации, установленной в соответствии с федеральными нормами и правилами в области использования атомной энергии).

3.    Настоящие Правила распространяются на трубопроводы, а также на арматуру, редукционные установки, редукционно-охладительные установки

33.    Расстояние от оси поперечного сварного соединения трубопровода до края опоры или подвески должно выбираться исходя из возможности проведения осмотра, контроля и термообработки этого сварного соединения, предусмотренных ПКД.

Прокладка трубопроводов

34.    ПКД прокладки трубопроводов должна разрабатываться с учетом требований настоящих Правил, требований сейсмостойкости, вибропрочности и действующих санитарных норм и правил.

Подземная прокладка трубопроводов I категории в одном канале совместно с другими технологическими трубопроводами запрещается.

35.    При прокладке трубопроводов в полупроходных каналах высота каналов в свету должна быть не менее 1,5 м, ширина прохода между изолированными трубопроводами - не менее 0,6 м.

36.    При прокладке трубопроводов в проходных тоннелях (коллекторах) высота тоннеля (коллектора) в свету должна быть не менее 2 м, ширина прохода между изолированными трубопроводами - не менее 0,7 м.

В местах расположения запорной арматуры (оборудования) ширина тоннеля должна быть достаточной для обслуживания установленной арматуры (оборудования). При прокладке в тоннелях нескольких трубопроводов их взаимное размещение должно обеспечивать проведение ремонта трубопроводов и замены отдельных их частей.

37.    При надземной открытой прокладке трубопроводов допускается совместная прокладка трубопроводов всех категорий с технологическими трубопроводами разного назначения, за исключением случаев, если такая прокладка противоречит требованиям ПКД.

38.    Камеры для обслуживания подземных трубопроводов должны иметь не менее двух люков с лестницами или скобами.

39.    Проходные каналы должны иметь входные люки с лестницей или скобами. Расстояние между люками должно быть не более 300 м, а в случае совместной прокладки с другими трубопроводами - нс более 50 м. Входные

люки должны предусматриваться также во всех конечных точках тупиковых участков, на поворотах трассы и в местах установки арматуры.

40.    Горизонтальные участки трубопровода должны иметь уклон не менее 0,004; для трубопроводов тепловых сетей допускается уклон не менее 0,002. Трассировка должна исключать возможность образования водяных застойных участков.

41.    Арматура должна устанавливаться в местах, обеспечивающих обслуживание и ремонт. В необходимых случаях должны быть смонтированы стационарные лестницы и площадки для обслуживания.

42.    Устанавливаемая чугунная арматура на трубопроводы 4 класса безопасности должна быть защищена от напряжений изгиба.

Компенсация теплового расширения

43.    Каждый участок трубопровода между неподвижными опорами должен быть рассчитан на компенсацию тепловых удлинений, которая может осуществляться за счет самокомпенсации или путем установки компенсаторов. Конкретные места установки компенсаторов определяются ПКД. Применение чугунных сальниковых компенсаторов не допускается.

44.    На паропроводах с внутренним диаметром 150 мм и более и температурой пара 300 °С и выше должны быть установлены указатели перемещений для контроля за расширением паропроводов и наблюдения за правильностью работы опорно-подвесной системы. Места установки указателей и расчетные значения перемещений по ним должны быть указаны в ПКД паропровода. К указателям перемещений должен быть обеспечен свободный доступ.

Если трубопроводы расположены в необслуживаемых помещениях, то контроль и фиксация перемещений должны осуществляться дистанционно.

Опорно-подвесная система

45.    Несущие конструкции трубопровода, его опоры и подвески (за исключением пружин) должны быть рассчитаны на вертикальную нагрузку

от веса трубопровода, наполненного водой и покрытого тепловой изоляцией, и на усилия, возникающие от теплового расширения трубопроводов.

Опоры и подвески паропроводов могут рассчитываться без учета массы воды при гидравлических испытаниях, но с учетом массы пара. В этом случае ПКД должно быть предусмотрено применение специальных приспособлений для разгрузки пружин, опор и подвесок при гидравлическом испытании.

46.    Неподвижные опоры должны рассчитываться на усилия, передаваемые на них при наиболее неблагоприятном сочетании нагрузок, которые могут возникать при нормальной эксплуатации трубопроводов, проектных авариях и максимальных расчетных землетрясениях на объектах использования атомной энергии (далее - ОИАЭ).

Дренажи, воздушники, устройства для прогрева/отвода

47.    В нижних точках каждого отключаемого задвижками участка трубопровода должны предусматриваться спускные штуцера, снабженные запорной арматурой, для опорожнения трубопровода.

Для отвода воздуха в верхних точках трубопроводов должны быть установлены воздушники.

48.    Все участки паропроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности их прогрева и продувки должны быть снабжены в концевых точках штуцером с вентилем, а при давлении свыше 2,2 МПа - штуцером и двумя последовательно расположенными вентилями: запорным и регулирующим. Паропроводы с давлением 20 МПа и выше должны быть оснащены штуцерами с последовательно расположенными запорным и регулирующим вентилями и дроссельной шайбой. В случаях прогрева участка паропровода в обоих направлениях продувка должна быть предусмотрена с обоих концов участка.

Устройство дренажей должно предусматривать возможность контроля их работы во время прогрева трубопровода.

49.    Нижние концевые точки паропроводов и нижние точки их изгибов должны снабжаться устройством для продувки.

50.    Места расположения и конструкция дренажных устройств трубопроводов устанавливаются проектной организацией.

51.    Непрерывный отвод конденсата через конденсационные горшки, другие устройства или постоянно действующие дренажи обязателен для паропроводов насыщенного пара и для тупиковых участков паропроводов перегретого пара, вновь смонтированных в соответствии с требованиями настоящих Правил.

Оборудование для трубопроводов

52.    Каждый трубопровод должен быть оснащен средствами для измерения давления и температуры рабочей среды, а в случаях, необходимых для обеспечения безопасных условий его эксплуатации:

1)    запорной и регулирующей арматурой;

2)    редукционными и предохранительными устройствами;

3)    средствами защиты и автоматизации;

4)    расходомерами, расходомерными шайбами, расходомерными соплами и приборами измерения температурных перемещений трубопровода;

5)    дроссельными шайбами;

6)    опорами и подвесками;

7)    аварийными ограничителями, устанавливаемыми для ограничения перемещения трубопроводов при их разрыве;

8)    гидроамортизаторами;

9)    отключающими устройствами, устанавливаемыми на импульсных линиях контрольно-измерительных приборов (далее - КИП) для ограничения течей при разрыве или течей на импульсных линиях КИП в необслуживаемых помещениях;

10)    линиями системы отбора проб из трубопроводов.

Количество и размещение арматуры, средств измерения, автоматизации и защиты должны быть предусмотрены проектной организацией с учетом обеспечения безопасного обслуживания и ремонта.

53.    Предохранительные устройства должны быть рассчитаны и отрегулированы так, чтобы давление в защищаемом элементе не превышало разрешенное более чем на 10%, а при разрешенном давлении до 0,5 МПа -не более чем на 0,05 МГ1а.

Превышение давления при полном открывании предохранительного клапана выше чем на 10 % от разрешенного может быть допущено лишь в том случае, если это предусмотрено расчетом на прочность трубопровода.

Расчет пропускной способности предохранительных устройств должен проводиться проектной организацией.

Если эксплуатация трубопровода разрешена на пониженном давлении, то регулировка предохранительных устройств должна проводиться по этому давлению, причем пропускная способность устройств должна быть подтверждена расчетом.

54.    Отбор среды от патрубка, на котором установлено предохранительное устройство, не допускается. Предохранительные клапаны должны иметь отводящие трубопроводы, предохраняющие персонал от ожогов при срабатывании клапанов. Эти трубопроводы должны быть защищены от замерзания и оборудованы дренажами для слива скапливающегося в них конденсата. Установка запорных органов на дренажах не допускается.

55.    Конструкция пружинного клапана должна иметь устройство для проверки исправности действия клапана во время работы трубопровода путем принудительного открытия. В случае установки на трубопроводе электромагнитного импульсно-предохранительного устройства оно должно быть оборудовано устройством, позволяющим проводить принудительное открытие клапана дистанционно со щита управления.

56.    Порядок и сроки проверки исправности действия предохранительных устройств в зависимости от условий технологического процесса должны быть

указаны в инструкции по эксплуатации предохранительных устройств, действующей в эксплуатирующей организации.

Проверку функциональной способности (исправности) и настройки предохранительных устройств следует проводить после влияющего на настройку ремонта предохранительных устройств или схемы управления, но не реже одного раза в 12 месяцев (для атомных энергетических установок -не реже одного раза в топливную кампанию).

Работы должны выполняться по рабочей программе, а их результаты должны оформляться актом.

Результаты проверки предохранительных устройств, сведения об их настройке записываются в сменный журнал оперативного персонала.

Результаты настройки предохранительных устройств записываются также в документации ремонтного персонала, выполнившего указанные операции.

После настройки предохранительной арматуры узел настройки должен быть опломбирован, данные о настройке должны быть занесены в сменный журнал оперативного персонала.

Если в результате проверки, настройки выявлены дефекты, отказы срабатывания предохранительных устройств или схемы управления, следует выполнить ремонт и провести повторную проверку.

57.    Трубопроводы должны быть снабжены средствами контроля давления, в качестве которых могут применяться приборы прямого действия с показаниями по месту (манометры, датчики) и вторичная аппаратура для дистанционной передачи, обработки и представления информации по давлению.

58.    Средства контроля давления должны снабжаться устройствами, предохраняющими их от непосредственного воздействия измеряемой среды и внешних факторов, а также устройствами, обеспечивающими возможность продувки и дренирования импульсных линий.

Схема установки средств контроля давления должна предусматривать возможность проверки их работоспособности, обслуживания и ремонта, замены.

Средства контроля давления и соединяющие их с трубопроводом импульсные трубки должны быть защищены от перегрева и замерзания в соответствии с ПКД.

Пределы измерений средств контроля давления должны обеспечивать контроль параметров во всех режимах эксплуатации и иметь необходимый запас для контроля максимальных отклонений параметров в аварийных режимах.

Погрешности измерений средств контроля давления должны обеспечивать выполнение измерений в соответствии с установленными ПКД нормами точности.

Средства измерения должны проходить периодическую поверку (калибровку).

При давлении измеряемой среды более 2,2 Мпа перед средством контроля давления должны устанавливаться не менее двух запорных клапанов.

59. Класс точности манометров должен быть не ниже:

1)    2,5 - при рабочем давлении до 2,5 МПа;

2)    1,5 - при рабочем давлении более 2,5 МПа до 14 МПа;

3)    1,0 - при рабочем давлении более 14 МПа.

Шкала манометров выбирается из условия, чтобы при рабочем давлении стрелка манометра находилась во второй трети шкалы.

На шкале манометра должна быть нанесена красная черта, указывающая допустимое давление. Взамен красной черты допускается прикреплять к корпусу манометра металлическую пластинку, окрашенную в красный цвет и плотно прилегающую к стеклу манометра (или самоклеющуюся пленку, захватывающую корпус манометра во избежание сдвига стекла).

Манометр должен быть установлен так, чтобы его показания были отчетливо видны обслуживающему персоналу, при этом шкала его должна

быть расположена вертикально или с наклоном вперед до 30° для улучшения видимости показаний.

Номинальный диаметр манометров, устанавливаемых на высоте до 2 м от уровня площадки наблюдения за манометрами, должен быть не менее 100 мм, на высоте от 2 до 3 м - не менее 150 мм и на высоте от 3 до 5 м - не менее 250 мм.

При расположении манометра на высоте более 5 м должна быть смонтирована площадка обслуживания так, чтобы показания манометра были видны обслуживающему персоналу, или должен быть установлен дублирующий манометр на высоте, обеспечивающей отчетливую видимость показаний дублирующего манометра.

Между манометром и трубопроводом должен быть установлен трехходовой кран или заменяющее его устройство, позволяющее проводить периодическую проверку манометра с помощью контрольного устройства.

Проверка исправности манометра обслуживающим персоналом в процессе эксплуатации трубопровода проводится с помощью трехходового крана или заменяющих его запорных вентилей путем «установки стрелки манометра на 0».

Манометры должны быть поверены не реже одного раза в 12 месяцев, на каждом из них должно быть установлено клеймо или пломба.

Кроме указанной поверки не реже одного раза в шесть месяцев обслуживающий персонал должен проводить дополнительную проверку рабочих манометров контрольным манометром с записью результатов в журнал контрольных проверок манометров.

При отсутствии контрольного манометра допускается дополнительную проверку проводить проверенным рабочим манометром, имеющим с проверяемым манометром одинаковую шкалу и класс точности.

Манометры не допускаются к применению в следующих случаях:

1) на манометре отсутствует пломба или клеймо с отметкой о проведении

поверки;

2)    истек срок поверки манометра;

3)    стрелка манометра при его отключении не возвращается к нулевой отметке шкалы на величину, превышающую половину допускаемой погрешности для данного манометра;

4)    разбито стекло или имеются другие повреждения манометра, которые могут отразиться на правильности его показаний.

60.    Арматура должна иметь четкую маркировку на корпусе, на которой указываются:

1)    наименование или товарный знак организации-изготовителя;

2)    условный проход;

3)    условное давление и температура среды (или рабочее давление и допустимая температура);

4)    направление потока среды (при наличии конструктивной необходимости);

5)    марка материала корпуса.

61.    Арматура с внутренним диаметром присоединительных патрубков более 15 мм и все предохранительные клапаны должны поставляться с паспортами и инструкциями по эксплуатации на каждую арматуру (предохранительный клапан), разработанными организацисй-изготовитслем.

Для остальной арматуры допускается оформление паспорта на партию изделий. В паспорте на арматуру должны быть указаны применяемые материалы, режимы термической обработки и результаты неразрушающего контроля, если проведение этих операций было предусмотрено ТУ. Данные должны относиться к основным деталям арматуры: корпусу, крышке, шпинделю, затвору и крепежу.

62.    На маховиках запорной арматуры должно быть указано направление вращения маховика при открытии или закрытии арматуры.

Маховик запорной арматуры трубопровода должен быть окрашен в соответствии с требованиями эксплуатирующей организации.

63.    Трубопровод, расчетное давление которого ниже давления питающего его источника, должен иметь редуцирующее устройство с манометром и предохранительным клапаном, которые устанавливаются со стороны меньшего давления (редукционно-охладительные устройства или другие редуцирующие устройства).

64.    Редуцирующие устройства должны обеспечивать автоматическое регулирование давления, а редукционно-охладительные устройства, кроме того, - автоматическое регулирование температуры.

65.    В целях облегчения открытия задвижек и вентилей, требующих значительного вращающего момента, а также для прогрева паропроводов (в технически обоснованных случаях) они должны быть оснащены обводными линиями (байпасами), диаметр которых определяется проектной организацией.

III. Материалы и полуфабрикаты Общие требования

66.    Применяемые при изготовлении трубопроводов пара и горячей воды материалы и полуфабрикаты должны обеспечивать безопасные эксплуатационные параметры, определяемые их механическими свойствами, химическим составом, технологией изготовления, методами и объемом испытаний и контроля качества, гарантированным уровнем расчетных и технологических характеристик, и должны соответствовать требованиям ПКД и НД на материалы.

67.    Допускается применение других материалов при условии, что качество и свойства материалов будут не ниже установленных в НД и ТУ и при наличии соответствующего заключения (разрешения, технического решения) эксплуатирующей организации, согласованного с проектной организацией и головной материаловедческой организацией.

68.    Данные о качестве и свойствах материалов и полуфабрикатов должны быть подтверждены предприятием-изготовителем материала или полуфабриката и соответствующей маркировкой.

(далее - РОУ), быстродействующие редукционно-охладительные установки и коллекторы, которые являются частью трубопроводов, транспортирующих водяной пар с рабочим давлением* более 0,07 МПа или горячую воду с температурой свыше 115 °С, за исключением:

1)    трубопроводов I категории наружным диаметром менее 51 мм и трубопроводов II, III и IV категорий наружным диаметром менее 76 мм;

2)    сливных, продувочных и выхлопных трубопроводов, РОУ и других устройств, соединенных с атмосферой;

3)    трубопроводов ядерных энергетических установок судов, авиационных и космических летательных аппаратов;

4)    трубопроводов, изготовленных из неметаллических материалов;

5)    трубопроводов и регистров отопления зданий и сооружений, а также трубопроводов горячей воды, используемых для хозяйственных нужд;

6)    трубопроводов, встроенных внутрь оборудования;

7)    перепускных трубопроводов в пределах турбин, трубопроводов обвязки турбин до запорной арматуры, включая отборы пара от турбины.

4. Все трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила, делятся на четыре категории (таблица № 1 настоящих Правил).

Таблица № 1

Категории и группы трубопроводов

Категория 1рубопроводов Г руппа Рабочие параметры среды температура, °С давление, МПа I 1 Выше 560 Не ограничено 2 Выше 520 до 560 включительно Не ограничено 3 Выше 450 до 520 включительно Не ограничено 4 До 450 включительно Более 8.0 II 1 Выше 350 до 450 включительно До 8,0 включительно 2 До 350 включительно Более 4,0 до 8,0 III I Выше 250 до 350 включительно До 4,0 включительно 2 До 250 включительно Более 1,6 до 4,0

* Здесь и далее указывается избыточное давление.

При отсутствии или неполноте сертификатных данных организация-изготовитель или организация, проводящая монтаж или ремонт трубопровода, должна провести исследования для определения недостающих данных с документированием результатов исследований.

69.    При выборе материалов для трубопроводов, сооружаемых в районах с холодным климатом, кроме рабочих параметров должно учитываться влияние низких температур при эксплуатации, монтаже, погрузочно-разгрузочных работах и хранении, если оно не учтено в организационно-технических мероприятиях.

Стальные полуфабрикаты. Общие требования

70.    Организация-изготовитель полуфабрикатов должна осуществлять контроль химического состава материала. В сертификат должны быть внесены результаты химического анализа, полученные непосредственно для полуфабрикатов, или аналогичные данные по сертификату на заготовку (кроме отливок), использованные для его изготовления.

71.    Полуфабрикаты должны поставляться в термически обработанном состоянии. Режим термической обработки должен быть указан в сертификате организации-изготовителя полуфабриката.

Допускается поставка полуфабрикатов без термической обработки в следующих случаях:

1) если механические и технологические характеристики металла, установленные в ПКД и 1Щ, обеспечиваются технологией изготовления полуфабриката;

2)    если в организации-изготовителе оборудования полуфабрикат подвергается горячему формообразованию, совмещенному с термической обработкой, или последующей термической обработке.

В этих случаях организация-изготовитель полуфабрикатов должна контролировать свойства на термически обработанных образцах.

Категория трубопроводов	Г руппа	Рабочие параметры среды
		температура, °С	давление, МПа
IV _		Выше 115 до 250	Более 0,07 до 1,6 включительно

Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует относить к категории, соответствующей максимальному значению параметра среды.

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

1)    для паропроводов от парогенератора, сепаратора-пароперегревателя -давление и температуру пара по их номинальным значениям на выходе (за пароперегревателем);

2)    для паропроводов от нерегулируемых и регулируемых отборов пара турбины (в том числе для паропроводов промежуточного перегрева) -максимальные значения давления и температуры редуцированного пара, установленные в проектной и конструкторской документации (далее - ПКД);

3)    для паропроводов от редукционных установок и РОУ - максимальные значения давления и температуры редуцированного пара, принятые в ПКД;

4)    для трубопроводов питательной воды,    установленных после

деаэраторов повышенного давления, - номинальное давление воды с учетом гидростатического давления столба жидкости и температуру насыщения в деаэраторе;

5)    для трубопроводов питательной воды,    установленных после

питательных насосов и подогревателей высокого давления (далее - ПВД), -наибольшее давление, создаваемое в напорном трубопроводе питательным электронасосом при закрытой задвижке и максимальном давлении на всасывающей линии насоса (при применении    питательных насосов

с турбоприводом и электронасосов с гидромуфтой    - 1,05 номинального

давления насоса), и максимальную расчетную температуру воды за последним ПВД.

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

7.    Оценка соответствия трубопроводов должна проводиться с учетом требований федеральных норм и правил в области использования атомной энергии, устанавливающих правила оценки соответствия продукции, для которой устанавливаются требования, связанные с обеспечением безопасности в области использования атомной энергии.

Конструкторская, проектная и технологическая документация на оборудование, а также на детали и сборочные единицы трубопроводов, изготовленные до вступления в силу настоящих Правил или находящиеся в изготовлении на момент их вступления в силу, переработке не подлежит.

Термины и определения, используемые в настоящих Правилах, приведены в приложении № 1.

II. Конструкция трубопроводов Общие требования

8.    Конструкции трубопроводов должны отвечать требованиям настоящих Правил, а их прочность и работоспособность должны быть обоснованы для всех проектных режимов эксплуатации в течение установленного генеральным проектировщиком срока службы трубопроводов.

9.    Разработка ПКД на изготовление и эксплуатацию трубопровода должна осуществляться проектной организацией объекта использования атомной энергии или организацией-исполнителем соответствующих работ до начала их выполнения в соответствии с настоящими Правилами, а также иными нормативными правовыми актами и документами эксплуатирующей организации (в том числе документами по стандартизации, регламентирующими требования к проектированию, устройству.

изготовлению, реконструкции (модернизации), наладке, монтажу, ремонту, техническому диагностированию и эксплуатации трубопроводов) (далее - НД).

10.    Изменения в конструкции трубопровода и его элементов, необходимость в которых может возникнуть при монтаже, эксплуатации, ремонте или реконструкции (модернизации), должны быть согласованы с генеральной проектной организацией.

11.    Расчеты трубопроводов на прочность с учетом всех нагружающих факторов (давление, вес, температурное расширение) должны проводиться по нормам расчета прочности.

На основании данных расчетов проектная организация устанавливает расчетный срок службы для трубопроводов всех категорий, а также расчетный ресурс для трубопроводов I и II категории (при условии, что число их пусков из холодного состояния за расчетный срок службы не превысит 3 ООО). Для всех остальных трубопроводов должно быть установлено расчетное число пусков из холодного состояния.

Установленные расчетные характеристики должны быть внесены в паспорта трубопроводов.

12.    Трубопроводы должны быть спроектированы так, чтобы имелась возможность выполнения всех видов контроля, требуемых настоящими Правилами.

13.    Соединение деталей и элементов трубопроводов должно проводиться сваркой.

Применение фланцевых соединений может быть допущено только для присоединения трубопроводов к арматуре и деталям оборудования, имеющим фланцы.

Резьбовые соединения допускаются для присоединения чугунной арматуры на трубопроводах 4 класса безопасности с условным проходом не более 100 мм.

14.    Тройниковые соединения, изготавливаемые из труб с продольным соединением, допускается применять для трубопроводов 3 и 4 класса

безопасности, при этом должна быть выполнена проверка качества всех сварных соединений радиографией или методом ультразвукового контроля (далее - УЗК).

15.    Должны быть предусмотрены меры по защите трубопроводов и их несущих металлических конструкций от коррозии.

16.    Все элементы трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше 45 °С, расположенные в обслуживаемых помещениях, должны быть покрыты тепловой изоляцией, температура наружной поверхности которой не должна превышать 45 °С, в помещениях ограниченного доступа -60 °С.

На трубопроводах I категории в местах расположения сварных соединений и точек измерения ползучести металла тепловая изоляция должна быть съемной.

17.    Не допускается приварка каких-либо деталей к сварным соединениям, а также к коленам трубопроводов I и II категорий.

Криволинейные элементы

18.    Конструкция криволинейных элементов должна соответствовать

ПКД.

19.    Штампосварные колена допускается применять с одним или двумя продольными сварными швами диаметрального расположения при условии проведения контроля радиографией или УЗК по всей длине швов.

20.    Сварные секторные колена допускается применять для трубопроводов III и IV категории. Угол сектора не должен превышать 30°. Расстояние между соседними сварными соединениями по внутренней стороне колена должно обеспечивать возможность контроля этих соединений с обеих сторон по наружной поверхности. Принятие спиральношовных труб для изготовления секторных колен не допускается.

21.    Толщина стенки колена на каждом его участке не должна быть менее значений, установленных расчетом на прочность и техническими условиями (далее - ТУ) на изготовление, и должна быть внесена в паспорт трубопровода.

Замер толщины стенок следует проводить по методике, указанной в ПКД на изделие.

22.    Применение колен, кривизна которых образовывается за счет складок (гофр) по внутренней стороне колена, не допускается.

23.    Максимальная овальность поперечного сечения колена вычисляется по формуле:

а =    ~ °^а™) 100%,

где D_acax, D„_mm - максимальный и минимальный наружные диаметры в измеряемом сечении колена.

Овальность поперечного сечения колена не должна превышать величин, указанных в ПКД.

Сварные соединения и их расположение

24.    Расположение всех сварных соединений трубопроводов (включая швы приварных деталей) должно обеспечивать возможность их контроля методами, предусмотренными настоящими Правилами и ПКД.

25.    Для соединения труб и фасонных деталей должна применяться сварка встык с полным проплавлением.

Угловые сварные соединения допускаются для приварки к трубопроводам штуцеров, плоских фланцев. Угловые соединения должны выполняться с полным проплавлением.

Допускаются угловые сварные соединения с конструктивным зазором (конструктивным непроваром) для труб и шгуцеров с внутренним диаметром 100 мм и менее и плоских фланцев с условным давлением не более 2,5 МПа и температурой не более 350 °С. Контроль качества таких соединений должен выполняться по ПКД.

Нахлесточные соединения допускаются в случаях, предусмотренных

ПКД.

26.    В стыковых сварных соединениях элементов с различной толщиной стенок должен быть обеспечен плавный переход от большего к меньшему

сечению путем соответствующей односторонней или двусторонней механической обработки конца элемента с более толстой стенкой.

Угол наклона поверхностей переходов не должен превышать 20°.

Если разница в толщине соединяемых элементов составляет не более 30 % от толщины тонкого элемента, но нс более 5 мм, то допускается применение сварных швов без предварительного утонения толстого элемента. Форма швов должна обеспечивать плавный переход от толстого элемента к тонкому.

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

27.    При сварке труб и других элементов с продольными и спиральными сварными швами последние должны быть смещены один относительно другого. Смещение должно быть не менее трехкратной толщины стенки свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм для труб с наружным диаметром более 100 мм.

28.    Для поперечных стыковых сварных соединений, не подлежащих УЗК или местной термической обработке, расстояние между осями соседних сварных соединений на прямых участках трубопровода должно составлять не менее трехкратной толщины стенки свариваемых труб (элементов), но не менее 100 мм. Расстояние от оси сварного шва до начала закругления колена должно быть не менее 100 мм.

29.    Для поперечных стыковых сварных соединений, подлежащих УЗК, длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси соединения (до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, оси соседнего поперечного соединения) должна быть не менее величин, приведенных в таблице № 2 настоящих Правил.

Таблица № 2

Номинальная толщина стенки свариваемых труб (элементов), 5, им Минимальная длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси соединения, мм До 15 100 Выше 15 до 30 55 + 25 Выше 30 до 36 175 Более 36 45 + 30

30.    Для поперечных стыковых сварных соединений, подлежащих местной термической обработке, длина свободного прямого участка трубы (элемента) в каждую сторону от оси соединения (в том числе до ближайших приварных деталей и элементов, начала гиба, соседнего поперечного соединения) должна быть не менее величины /, но не менее 100 мм и определяется по формуле:

1 = 2JdJ,

где:

D_m - средний диаметр трубы (элемента);

Dm = D_a -5;

здесь D_a - номинальный наружный диаметр, мм;

S - номинальная толщина стенки трубы (элемента), мм.

31.    При установке крутоизогнутых, штампованных и штампосварных колен допускается расположение поперечных сварных соединений у начала закругления и сварка между собой крутоизогнутых колен без прямого участка.

32.    Для угловых сварных соединений труб и штуцеров с элементами трубопроводов расстояние от наружной поверхности элемента до начала гиба

трубы или до оси поперечного стыкового соединения должно составлять:

1) для труб (штуцеров) наружным диаметром до 100 мм - не менее наружного диаметра трубы, но не менее 50 мм;

2)    для труб (штуцеров) наружным диаметром 100 мм и более - не менее

100 мм.