Группа E2I

уштт

Начальник Департамента "Энергореновация" РАО "ЕЭС России"

В.А.Стенин

ТРУБОПРОВОДЫ СТАНЦИОННЫЕ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ

Общие Технические условия-на капитальный ремонт ТУ 34-38-20120-94

Дата введения 01.01.95

Генеральный директор А00Т*"ЦКБ Энергоремонт"

Ю.В.Трофимов

ТУ 34-38-20120-94 Концов за соседние трубопровода, опоры или подвеска не допускается* 2,5*3. Место раза следует определять руководствуясь требованиями Правил и РД 34*15*027-89 (РТМ-1с-89).

2*5.4* После удаления участка трубопровода свободные концы оставшихся труб долины быть закрыты заглушками,

2*5*5* Вид сварки, метода подготовки кромок и сборки труб под сварку, условия прихваткп, режимы сварки, необходимость и режимы предварительного а сопутствующего подогрева и термической обработка должны определяться согласно требованиям проектно-конструкторской документации и РД 34*15.027-89 (PIW-Ic-89).

2.5*6. Требования по подготовке под сварку кромок деталей и сборочных единиц опор и подвесок, типы сварных соединений, формы в размеры швов, порядок и условия стыковка должны соответствовать требованиям проектло-конструкторской документации или ГОСТ 5264-80.

2.5.7. Отклонения от параллельности уплотнительных поверхностей фланцев при контрольной сборке (без прокладок) фланцевых соединений яе должны превышать величин, указанных в табл.Х

Таблица I

Диаметр трубопро- Допусхаемая непараллельное:^ фланцев (мм) поп оабочем давлении, "Ша (кгс/см-) вода, мм до 1,6 (16)вхл св. 1.6(16) мдо 6.4(64)вкл. св.6,4 (64) ......... До 106 вкл. 0,2 0,1 0,05 Свыше Х06 0,3 0,1 0,05

2.5.8. При сборке фланцевых соединений должен обеспечиваться холодный натяг шпилек в соответствии с указаниями проектно-монтажной документации, л0и отсутствии таких указаний следует руководствоваться

....... «    О    плшмпнгпим    iia*et»a    wa

КИ при давлении в трубопроводе Pj«= 6,4; P2^cr8,0; Р3 «12; Р^*Х4,0 ЫПа

17 34-38-20120-94

{соответственно 64, 80, 120, 140 кгс/см ).

Таблица 2

Диаметр условного прохода,мм Величина холодного натяга, мм для фланцев с зубчатыми прокладками, имеющими не более семи гребней для фланцев без прокладок, с плоскими прокладками и с зубчатыми прокладками более семи гоебней Pi ъ , pj h . р* Рг Рз , р. 80 0,03 0,03 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 100 0,04 0,04 0,05 0,05 0,06 0,04 0,09 О.И 125 0,05 0,04 0,05 0,06 0,06 0,06 0,08 0,09 150 0,05 0,04 0,06 0,06 0,07 0,08 0,10 0,11 175 0,05 0,05 0,07 0,08 0,08 0,09 0,10 О.И 200 0,06 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,09 0,10 250 0,06 - 0,06 - 0,08 - 0,11 - 275 0,07 0,05 *»* 0,07 - 0,07 - 0,12 300 0.07 - - - 0,09 - - -

2.5.9. Регулировка опор и подвесок должна выполняться в соответст^ вив с указаниями проектно-монтажной документации и "Инструкции по монтажу и регулировке пружинных креплений паропроводов".

2.5Л0. Для обеспечения проектного уклона трубопровода допускается установка под подошвы опор стальных прокладок с приваркой вх к жёстким конструкциям или закладным частям. Установка прокладок между опорами и трубопроводом не допускается.

- 12 -    ТУ    34-36-20120-94

3, ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВИМ ЧАСТОТА ТРУБОПРОВОДА

3.1. Трубы, гнутые трубы и отводи

3.Z.I. Трубы, гнутые трубы и отвода трубопроводов подлежат визуальному контролю, измерениям и неразрушающему контролю в соответствии с требованиями РД 34.17.421-92.

3.1.2.    Трубы, гнутые трубы и отвода, имеющие недопустимые дефекты, должны быть заменены.

3.1.3.    Трубы, подлегаше установке взамен дефектных, должны быть очищены, осмотрены и проверены на соответствие требованиям

ТУ 14-3-460-75, ТУ 14-3-420-75, ТУ 14-3-796-79, ТУ 3-923-75 либо другим стандартам и техническим условиям, указе--ним в проектно-конструкторской документации.

3.1.4.    Гнутые трубы и отводы должны быть проверены на соответствие ИХ ОСТ 108.030.40-79 и ОСТ 108.030.129-79.

3.1.5.    Трубы, гнутые трубы и отвода из легированных сталей должны быть проверены стилоскопированием в соответствии с "Методическими указаниями по проведению спектрального анализа металла деталей знер-гетических установок с помощью стилоскопа".

3.1.6.    Гибы труб диаметром 108 мм и более должны быть проверены на овальность.

3.1.7.    Овальность не должна превышать следующих значений:

835 при S jj/Дн - 0,08 и R /Дд - 1,0

8# при S jj/Дд - 0,08 и R /Лц - 3,5

65! при 5 д/Дд - 0,08 и ^ /_и - более 3,5. где: S_н - номинальная толщина стенки трубы,

Д,, - номинальный наружный диаметр изгибаемой трубы,

R - минимальный или указанный в сертификате радиус гиба.

3.1.8.    Для отводов трубопроводов с условным давлением 4,0 миа (40 кгс/см²) допускается овальность до 10# при условии достаточной прочности, подтвержденной расчетом по ОСТ 108.031.02-75.

ТУ 34-38-20120-94

3.1.9.    Подготовку труб под сварку, сборку, прихватку и сварку соединен»! производить согласно требованиям РД 34.15.027-89 (РИИс-89).

Рекимы сварки, необходимость и реками предварительного и сопутствующего подогрева и термической обработки определять по РД 34.15.027-89 (PTU-Ic-89).

3.1.10.    Гнутые труби и отводы должны быть подготовлены под сварцг при изготовлении на предприятии -изготовителе. Сборку в сварку выполнять в соответствии с указаниями проектно-консрукторской додоентации, а при их отсутствии - РД.34.15.027-89 (PTS-Ic-ВЭ).

Режимы сварки, необходимость и режимы предварительного я сопутствующего подогрева и термической обработки определять по РД 34.15.027-ВЭ (Pm-Ic-89).

3.2. бессонные детали и коллекторы

3.2.1.    Фасонные детали (тройники, штампованные, штампосварные я литые колена, переходи) и коллекторы необходимо проверить в соответствии с требованиями РД 34.17.421-92.

3.2.2.    Фасонные детали и коллекторы, устанавливаемые взамен дефектных, должны быть проверены на соответствие указаниям проектно-конструкторской документации, а при их отсутствии > ОСТ 108.030.40-79 я

ОСТ 108.030.129-79.

3.2.3.    Овальность любого сечения холен не долина быть более 3.5JS.

3.2.4.    басонные детали в коллекторы должны быть подготовлены под сварку на предприятия-изготовителе.

3.2.5.    Сборку под сварку, выполнять согласно указаний проектно--конструкторской документации, а при отсутствии -РД 34.15.027-89

(Рта-1с-8Э). Режимы сварки, необходимость я режимы предварительного и сопутствующего подогрева в термической обработки определять согласно РД 34.15.027-89 tPTM-Ic-89).

3.3. Прокладки

3.3.1. Паронитовые прокладки перед применением следует проверять

ТУ 34-35-20120-94

изгибанием вокруг стержня. При этом прокладка не должна трескаться и расслаиваться.

3.3.2.    Поверхность парокитовой прокладки с одной стороны должна быть ровной и глянцевитой; противоположная сторона прокладки может быть матовой.

3.3.3.    Для гладких фланцев наружный диаметр прокладки должен быть на 2-3 мм меньше расстояния между краями противоположных отверстий для болтов. Зазор по диаметру прокладки во впадине должен составлять 2-3 ш для труб диаметром до 125 мм включительно и 3-5 мм для труб диаметром свыше 125 мм. Диаметр отверстия прокладки должен быть на 2-5 мм больше внутреннего диаметра трубы.

3.3.4.    Металлические прокладка не долкны иметь видимых дефектов: рваных или смятых зубьев, раковин, забоин и т.п.

3.3.5.    Узкость толщин металлической прокладки, измеренных в двух диаметрально противоположных точках, не должна быть более 0,1 мм.

3.3.6. Ширина притупления зубцоз не должна быть более 0,2 мм.

3.4. Крепёжные детали

3.4.1.    Шпилька диаметром 42 т и более должны проверяться в срока и объемах, предусматриваемых РД 34.17.421-92.

3.4.2.    Резьба деталей должна быть чистой, без срывов, вмятин, задиров и заусенцев; гребки в впадины резьбы должны иметь закругления, переход резьбы к ненарезанной части должен быть плавным без засечек, задиров и надрезов.

3.4.3.    Гайка должна навинчиваться на шпильку вручную с небольшим усилием без слабины (шатания).

3.4.4.    Кривизна шпильки не долкна быть более 0,2 мм на 100 мм её длины.

3.4.5.    Отклонение от перпендикулярности опорной поверхности гайки к геометрической оси резьбы не должно превышать 0,3 мм для гаек диаметром да 27 мм включительно и 0,5 ш для таек диаметром более 27 ш.

-15 -    ГУ    34-38-20120-94

3.4.6.    Крепежные детали, устанавливаемые взамен дефектных* должны соответствовать требованиям стандартов и другой нормативно-технической документация, указанной в проектно-конструкторской доумен-тации на трубопровод.

3.4.7.    Шпильки и гайки, предназначенные для работы при температуре выше 400°С должны иметь маркировку, а перед установкой проверены стилоскопированлем и неразрушющиш методами контроля в соответствии с требованиям РД 34.17.401-88.

3.5. Опоры л подвески

3.5.1.    Резьбы тяг и хомутов должны быть чистыми без трещин» забоин, вгдтин, срывов, задиров, заусенцев и коррозионных повреждений. Исполнение резьбы долкно соответствовать второму классу точности по ГОСТ 6357-81.

Допускаются следы хоррозиз на резьбе в виде мелких точех размером до 0,5 мм и глубиной до 0,2 т при расстоянии между ними не менее 5,0 мм.

3.5.2.    Зазоры между витками пружин в свободном состоянии должны быть равномерными.

Неравномерность зазоров не должка превышать I0JS от величины расчётного зазора.

3.5.3.    Отклонение пружины от перпендикулярности не должно быть более 2% сё высоты в свободном состоянии.

3.5.4.    Детали и сборочные единицы опор и подвесок, применяемые дда замены дефектных, должны удовлетворять требованиям стандартов а нормативно-технической документации на их изготовление и применение, указанным в проектно-конструкторской документации на трубопроводы.

3*5.5. Пружины, поставляемые для ремонта, должны контролироваться перед установкой на соответствие требованиям стандартов,указанным в проектно-конструкторской документации на трубопровода.

3.5.6. Каждая пружина перед установкой должна быть тарирована.

ТУ 34-38-20120-94

4. ТРЕБОВАНИЯ К СОБРАННОЕ ТРУБОПРОВОДУ

4Л. Направление и величина уклона трубопровода должны соответствовать указаниям монтажной документации*

При отсутствии таких указаний величина уклона должна быть не менее: 0,004 - для трубопроводов перегретого пара;

0,006 - для трубопроводов насыщенного пара;

0,002 - для трубопроводов вода*

Уклон трубопроводов вода устанавливается в сторону, противоположную движению среды, а трубопроводов пара - в сторону движения среды.

4*2. В соответствии с указаниями проектно-конструкторской документации и РД 34*17.421-92 на трубопроводах должны быть установлены (восстановлены) реперы я указатели тепловых перемещений и реперы для измерения остаточной деформации.

4.3.    Опоры и подвески после выполнения теплоизоляционных работ должны быть установлены с учётом тепловых перемещений*

Пружины опор и подвесок долины быть отрегулированы на проектную нагрузку*

4.4.    Не допускается защемление собранного и покрытого тепловой изоляцией трубопровода в опорах-и.строительных конструкциях.

Зазоры между строительными конструкциями и тепловой изоляцией трубопровода должны быть достаточными для его температурного расширения.

4.5.    Сварные соединения и репера трубопроводов условным давлением 1,6 МПа и более и температурой среды 250°С и выше должны иметь указатели ₉внступающие над тепловой изоляцией.

4.6.    Отремонтированный трубопровод не должен снижать работоспособность, надёжность и экономичность тепловых установок, с которыми он технологически связан.

ТУ 34*33-20120-94

5. ИСПЫТАНИЯ

5Л. Отремонтированный трубопровод должен подвергаться приемосдаточным испытаниям и техническому освидетельствованию органами Гос гортехнадзора.

5.2* Приемо-сдаточные испытания отремонтированного трубопровода включают наружный осмотр, гидравлические испытания и опробование на паровую плотность.

5.3. Наружный осмотр и гидравлические испытания долины проводиться после выполнения всех сварочных работ, термообработки п контроля сварных соединений просвечиванием или ультразвуком, установка и закрепления опор и подвесок, а также после устранения всех выявленных дефектов.

5,4* Гидравлические испытания трубопроводов должны проводиться пробным давлением воды согласно требованиям Госгортехнадзора.

5.5.    Гидравлическое испытание считается успешным, если после.пятиминутной выдержки трубопровода под установленным пробным давлением и снижения этого давления до рабочего не обнаружено остаточной, деформации металла, признаков его разрыва, течи, запотевания в сварных соединениях и в основном металле.

5.6.    Гидравлическое испытание допускается не проводить при положительных результатах стопроцетной проверки сварных соединений и деталей трубопровода методами неразрушающего контроля.

5.7.    Опробование трубопровода на паровую плотность должно проводиться при рабочих параметрах.пара.

5.8.    При опробовании на паровую плотность-трубопровод должен, быть прогрет со скоростью повышения температуры 2-3° в минуту. При этом необходимо по индикаторам и реперам следить за тепловым расширением трубопровода, за положением опор и подвесок.

5.9.    Опробование на паровую плотность считается успешным, если

ТУ 34-38-20120-94

после десятиминутной выдержки трубопровода при рабочих параметрах пара нфбнаружено свищей, парения, защемления или недопустимого смешения трубопровода в целом и отдельных его моментов.

6.    КОНСЕРВАЦИЯ

6.1.    Трубопровод, выводимый после ремонта в резерв, должен быть законсервирован.

6.2.    Консервация наружных поверхностей трубопровода должна выполняться в соответствии с указаниями конструкторской документации. При отсутствии таких указаний хонсервацив следует выполнять с применением следующих материалов:

1)    для поверхностей, подлежащих покрытии тепловой иэоляпкей,-лах БТ-5100 по ГОСТ 312-79 ( толщина защитного слоя от 0,08 до 0,2 мм);

2)    для поверхностей, не подлежащих покрытие тепловой изоляцаей-желеэный сурик по ГОСТ 8135-74 (толщина слоя от 0,05 до 0,3 мм);

3)    для поверхностей, прошедших механическую обработку,- консерва-ционная смаэха K-I7 по ГОСТ 10877-76.

6.3.    Консервация внутренних поверхностей трубопровода должна осуществляться заполнением его деаэрированной водой под давлением О,3-0,6 МПа (3,0-6,0 кгс/см^г).

6.4., Трубопровод, подвергавшийся при ремонте кислотной промывке, до заполнения деаэрированной водой должен пройти пассивацию.

6.5. Материалн, применяемые для консервации, долины нметь сертификаты, удостоверяющие их качество в срок годности.

7.    МАРКИРОВКА

7.1. На составных частях отремонтированного трубопровода должна быть сохранена (перенесена) маркировка заводов-вэготовителей.

- 19 -

7.2.    На сварных швах трубопроводов, выполненных при ремонте, должны быть нанесены клейма в соответствии с РД 34.15.027-89 (PTM-Ic-89),

7.3.    Отремонтированный трубопровод должен быть окрашен н обозначен надписями в соответствии с требованиями Правил.

8. КОМПЛЕКТНОСТЬ

8.1.    При сдаче в ремонт заказчик должен передавать исполнителю конструкторскую документацию на трубопроводы, а также документацию, в которой содержатся сведения о дефектах и повреждениях составных частей и деталей трубопроводов, выявленных в период эксплуатации.

8.2.    Комплектность документации, передаваемой заказчиком перед ремонтом и возвращаемой от испог ятеля после ремонта, должна соответствовать требованиям РДИ 34-38-043-86, РД 34.15.027-89 (PTM-IC-89)

и "Правил организации технического обслуживания и ремонта оборудования зданий и сооружений электростанций и сетей".

9. ГАРАНТИИ

9.1.    Исполнитель ремонта должен гарантировать соответствие отремонтированного трубопровода или отдельно отремонтированных его составных частей требованиям настоящих ОТУ при соблюдении электростанцией .заказчиком условий эксплуатации.

9.2.    Гарантийный.срок эксплуатации должен составлять 12 месяцев со дня ввода трубопровода в эксплуатацию после ремонта ври наработке не менее 6CQQ часов и при общей наработке не более паркового ресурса.

ТУ 34-38-20120-94

ПРЕДИСЛОВИЕ

X. Разработан АООТ "ЦКБ Энергоремонт"

Исполнители: А.П.ЕУРяк, Л.М.Абрамова. Л.АЛ.&нуйлова

2. Взамен ТУ 34-38-20120-84

3» Настоящие технические условия являются переизданием ТУ 34-38-20120-84 в связи с изменением нормативных документов Госстандарта РФ, органов государственного надзора и отраслей промышленности. В ТУ внесены необходимые изменения по наименованиям, обозначениям и отдельным, требованиям нормативных документов, на которые даны ссылки в ТУ, с сохранением согласования организациями и предприятиями.

4,Согласовано:

ПО "Кр-сный котельщик"

Барнаульский котельный завод НПО ЦКТИ им.Ползунова ПО "Союзтехэнерго"

Союзанергоремтрест

Главтехуправление

Примечание. Наименование согласуют х организаций и предприятий сохранены без изменения.

- 3 -

СОДЕРЖАНИЕ

1.    Введение

1.1.    Общие положения

1.2.    Общие технические сведения

2.    Общие технические требования

2.1.    Требования х материалам

2.2.    Метрологическое обеспечение

2.3.    Подготовка х дефектации

2.4.    Требования к дефектации

2.5.    Требования в разборке и сборке

3.    Требования.к составным частям трубопровода

3.1.    Трубы, гнутые трубы в отводы

3.2.    Фасонные детали и коллекторы

3.3.    Прокладка

3.4.    Крепеянне детали

3.5.    Опоры и подвески

4.    Требования к собранному трубопровода

5.    Испытания

6.    Консервация

7.    Маркировка

8.    Комплектность

9.    Гарантии

Приложение I. Перечень документов .упомянутых

Приложение 2. Перечень контрольного инструмента Диет регистрация изменений

-4-

I. ВВЕДЕНИЕ

1.1.    Обаяв положения

1.1.1.    Настоящие общее технические условия (ОТУ) распространяв^-ся на капитальные ремонт станционных трубопроводов пара и горячее вода тепловых электростанций (в дальнейшем - ремонт трубопроводов), подведомственных Госгортехнадзору.

1.1.2.    ОТУ обязательны для предприятий а организаций Министерства топлива в энергетики Российской Федерации, производящих ремонт тепломеханического оборудования злектростанций, принимающих его из ремонте в эксплуатирующих отремонтированные трубопроводы, а также разрабатывающих документацию на ремонт трубопроводов.

1.1.3.    Настоящие ОЗУ не распространяются кат.

1)    трубопроводы первой категории условным проходам менее 70 мм;

2)    трубопроводы второй и третьей категорий условным проходом менее 100 мм;

3)    трубопроводы четвертой категории;

4)    пароперепусхные трубопроводы в пределах паровых турбин и отбора пара от турбины да задвижки;

5)    сливные, продувочные и выхлопные трубопроводы;.

6)    трубопроводную арматуру, тепловую изоляцию и контрольно-измерительные приборы, установленные на трубопроводах.

1.Х.4. Перечень документов, на которце имеются ссылки в ОТУ, приведён в обязательном приложении I.

I.K. иошие технические сведения

1.2.1. По функциональному назначению трубопроводы подразделяются на следующие группы:

1) главные паропровода, подающие пар от парогенераторов к турбинам, предшключенвым турбинам, турбонасосам, редукционно-охладительным установкам и другим потребителям свексго пара, а также от турбин

-5 *

хо вторичным пароперегревателям и от них к части такого давления турбин;

2)    питательные трубопроводы, предназначенные для подача воды питательными насосами от деаэраторных баков к парогенераторам, от питательных баков деаэрированной воды к питательным насосам, от питательных насосов к регенеративным подогревателям высокого давления и

от подогревателей до сборных или переключательных магистралей; х питательным трубопроводам откосятся также отводы от магистралей к котлам и обводные линия "холодного*¹ питания регенеративных подогревателей высокого давления;

3)    трубопроводы регенеративного цикла, предназначенные для подачи пара из отборов турбин и конденсата турбин к подогревателям,

деаэраторам и испарителям.

1.2.2.    В соответствии с "Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" (далее по тексту -Правила) все трубопроводы пара и горячей воды рабочим давлением более 0,07 МПа (0,7кгс/см²) и температурой выше Н5°С делятся на четыре категории.

1.2.3.    Категория трубопровода,определённая по рабочим параметрам среды (при отсутствии на трубопроводе устройств,изменяют*.эти параметры), относится хо всему трубопроводу, независимо от его протяженности.

1.2.4.    Требования Правил распространяются на станционные, трубопроводы первой категории условным проходом 70 мм и более и трубопроводы второй и третьей категорий условным проходом 100 мм и более*

1.2.5.    Трубопроводы следует сдавать в рёмоят по истечении планового межремонтного периода, установленного на основании действующих норм технической эксплуатации.

1.2.6.    Допускается сдача в ремонт трубопровода до истечения пла*»

нового межремонтного периода при аварийном повреждении или аварийном

-б -

состояния» подтверждениях акте».

2. ОБШИВ ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ

2.1. Требования к материалам и полуфабрикатам

2ДД* При ремонте трубопроводов должны применяться материалы, указанные в проектно-конструкторской документации или в Правилах и нормативно*технической документации,

2Д,2. По согласованиям с Госгортехнадзором и при положительных заключениях организации, проектировавшей данный трубопровод и специализированной организация по металловедение и сварке допускается:

X) замена материалов одних марок на материалы других марок;

2)    применение материалов, ке указанных в Правилах;

3)    применение материалов для ремонта трубопровода, параметры которого выше установленных для данных материалов.

2.1.3. Качество и свойства материалов должны быть подтверждены сертификатами иди паспортами предприятий-изготовзтелей,

2Д.4. Материалы, на которые отсутствуют сертификаты или паспорта , допускается применять после получения положительных результатов их испытания (анализа) по стандартизированным методикам,

2.1*5. Материал полуфабрикатов (крепежные детали, фланцы, заглушки и др.) должен соответствовать требованиям стандартов иля нормативно-технической документация.

2Л.6. Материал прокладок фланцевых соединений при отсутствии указаний в проектно-конструкторской документации следует выбирать, исходя т условий работы (среда, параметры).

2Л.7. .Сварочные материалы, применяемые при ремонте трубопроводов, должны соответствовать требованиям проектно-конструкторской документация я РД 34.15.027-89 (РТМДс-ВЭ).

2.1.6. Сварочные материалы перед применением должны иитЬ иидосдгГ-нутн контролю согласно требованиям РД 34.15.027-89 (РИ-1с-89).

2.1.9. Фасонные детали и сборочные единицы трубопроводов.устанавливаемые во время ремонта, долкиы соответствовать требованиям проект-

ТУ 34-38-20120-94

ко-хонструкторской документации и быть изготовлен согласно требованиям ОСТ 108.030.129-79 и другой нормативно-технической документации.

2.1.10.    На наружной и внутренней поверхностях деталей не должно быть плен, трещин, рванин, закатов, глубоких рисок з грубой рябизны. При наличия таких дефектов детали должны быть заменены или, если дефекты в допустимых пределах, то они должны быть полностью удалена путём местной пологой зачистки холодным способом - сплошным шлифованием, проточкой или расточкой.

2.1.11.    Качество поверхностей фасонных деталей, изготовленных из труб, должно удовлетворять требованиям стандартов ала технических условий на эти трубы.

2.1.12.    Материалы, полуфабрик гы и детали из легированных сталей, а также сборочные единицы и детали, предназначенные для работы под давлением, устанавливаемые на трубопроводах, должны быть подвергнуты входному контролю согласно РД 34.17.401-88.

2.2. Метрологическое обеспечение

2.2.1.    Контроль металла и сварных соединений, измерения трубопроводов должны выполняться специальной службой предприятия и приборами и средствами измерения, прошедшими Государственную поверку.

2*2.2. Приборы, применяемые для дефектоскопии металла сварных соединений, должны обеспечивать выполнение контроля в соответствии о требованиями РД 2730.940.103-92 и РД 34.15.027-89 (Р1М-1с-89).

2.2.3.    Перечень рекомендуемого контрольного инструмента приведён 0 приложении 2*

2.3.    Подготовка к дефектации

2.3.1.    Дефектация и последующий ремонт трубопроводов должны производиться после их отключения с соблюдением ^Правил техники беасгшо-гости при эксплуатации тепломеханического .оборудования олектростанций и тепловых сетей".

2.3.2.    Участки и сварные соединения трубопроводов, подлежащие

ТУ 34-38-20120-94

контрою н ремонту» должны быть освобождены от тепловой изоляция» а поверхность очищена от загрязнений» окалины» коррозии. Степень очистки КО ниже 2 по ГОСТ 9,402-80,

2.3.3.    Поверхности прямых участков» гибов и околошовной зоны сварных соединений трубопроводов» подлежащие ультразвуковой дефекто-скопни, должны быть зачищены до металлического блеска. Шероховатость-не менее ^,40 по ГОСТ 2789-73.

2.3.4.    Поверхности труб, подлежащие цветной дефектоскопии или травление» следует шлифовать и полировать.

2.3.5.    Ширина участка сварного соединения и околошовной зоны,подготовленные для ультразвукового контроля, дилжна быть не менее (2,55*+40 мм) с каждой стороны шва по всей длине данного соединения при номинальной толщине трубопроводов мекее 70мм я не менее (1;35«£+ 40)мм при нс овальной толщине более 70 мм, где5* - номинальная толщина стенки трубопроводов контролируемого соединения.

2.3.6.    Сварные швы и прилегающая к ним поверхность основного металла элементов и опор трубопроводов, подлежащие техническому осмотру должны быть очищены от шлака и других загрязнений на ширине не мепее 20 ш по обе стороны от шва.

2.3.7.    Применяемые для ремонта новые Детали и сборочные единицы должны быть очищены от консервапиовиой сгаэки.

2.4. Требования к дефектация

2,4,1, Дефектация участков трубопроводов, сварных соединений, опор и подвесок должна производиться после выполлненпя требований яо метрологическому обеспечению и подготовке поверхностей и элементов, подлежащих дефектации,

2.4*2. Трубопроводы ? их сварные соединения подлежат визуальному контролю на определение механических и коррозионных повреждений,из* морениям на соответствие требованиям проектно-конструкторской дли нормативно-технической документации, а также контролю неразрущающими

ТУ 34-38*20120*94

методами и исследованиям быреэок образцов в срок:: и объемах согласно требованиям РД 34.17.421*92.

2.4.3.    Контроль качества сварных соединений необходимо производить согласно РД 34.15.027*89 (РШ-Хс-бЗ)*

2.4.4.    Контроль гибов трубопроводов должен выполняться в соответствии с требованиями И Д 23 СД-80 или при расхождении требований согласно ОП Л 501 ИД-75.

2.4.5.    При дефектации трубопроводов должны регистрироваться провисания _# выпучины, свищи, трещины, коррозионные повреждения и другие видимые дефекты.

2.4.6.    При дефектации фланцевых соединений следует йроверять состояние уплотнительных поверхностей и кренённых деталей.

2.4.7.    При дефектации опор и ^одвесок должны регистрироваться трещины в металле всех элементов опор и подвесок и остаточная деформация пружин.

2.4.8.    Визуальный и измерительный контроль сварных соединений элементов опор и подвесок трубопроводов необходимо проводить в соответствии с требованиями ГОСТ 3242-79.

2.5. Требования к разборке и сборке

2.5.1.    Трубопроводы и вх элементы, на которых обнаружены.поверхностные дефекты (трещины, коррозионные разъедания, свищи, слаэк и др.), остаточная деформация, дефекты сварных соединений подлежат ремонту или вамене в соответствии о требованиями Правил, предприятий—изготовителей, РД 34.17.421-92 гРД 34.15.027-89 (РТИ-1С-89).

2.5.2. Перед вырезкой участка трубопровода, подлежащего замене, следует разгрузить пружины всех опор и подвесок между неподвижными опорами на этом участке, а концы трубопровода, которые образуются после вырезки, предварительно закрепить за неподвижные конструкции для сохранения проектного положения трубопровода. Закрепление этих