• Текст документа
  • Статус
Оглавление
Поиск в тексте
Недействующий


ПНАЭ Г-7-008-89

     
     
ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА В ОБЛАСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ

     
     
ПРАВИЛА УСТРОЙСТВА И БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ АТОМНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ УСТАНОВОК

С изменениями от 2000 и 2006 гг.



Дата введения 1990-01-01



Настоящие Правила устанавливают основные требования к проектированию, конструированию, изготовлению, монтажу, эксплуатации и ремонту оборудования и трубопроводов атомных электростанций (АЭС), атомных теплоцентралей (АТЭЦ), атомных станций теплоснабжения (ACT), атомных станций промышленного теплоснабжения (АСПТ) и установок с исследовательскими или опытными реакторами.

Правила составлены на основе действовавших Правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования атомных электростанций, опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок, 1972 г., с учетом накопленного отечественного и зарубежного опыта создания и эксплуатации атомных энергетических установок, а также предложений и замечаний заинтересованных министерств, ведомств, организаций и предприятий.

Внесение изменений и дополнений в настоящие Правила производится в соответствии с положением Госатомэнергонадзора СССР о порядке разработки нормативно-технической документации в области атомной энергетики.

Основные термины и определения, использованные в Правилах, приведены в справочном Приложении 1.

Правила обязательны для всех министерств, ведомств, организаций и предприятий, проектирующих, конструирующих, изготавливающих, монтирующих, эксплуатирующих атомные энергетические установки, подконтрольные Госатомнадзору СССР.

ВНЕСЕНЫ: Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Постановлением Госатомнадзора России от 27.12.1999 N 10 c 01.09.2000, Изменение, утвержденное и введенное в действие Постановлением Ростехнадзора от 14.08.2006 N 2 c 01.11.2006.

Изменения внесены изготовителем базы данных.

     1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Назначение Правил

1.1.1. Настоящие Правила распространяются на работающие под давлением (включая гидростатическое) и вакуумом сосуды (в том числе на корпуса реакторов и на их страховочные корпуса и кожухи, на парогенераторы и теплообменники), на корпуса насосов и арматуру и на трубопроводы систем атомных станций (АЭС, АТЭЦ, ACT, АСПТ) с водо-водяными и водографитовыми реакторами, реакторами на быстрых нейтронах с жидкометаллическим теплоносителем и установок с исследовательскими или опытными реакторами указанных типов (в дальнейшем сосуды, корпуса насосов и арматура именуются "оборудование", а все перечисленные атомные станции и установки именуются АЭУ - атомные энергетические установки), отнесенные к группам А, В и С настоящих Правил.

1.1.2. Требования настоящих Правил не распространяются на следующие элементы оборудования и трубопроводов по п.1.1.1:

1) тепловыделяющие элементы и сборки, стержни систем управления и защиты (СУЗ) и другие конструкционные элементы внутри корпусов реакторов, технологических и иных каналов, содержащие делящиеся, поглощающие или замедляющие материалы;

2) трубы и устройства, встроенные внутрь оборудования, разрушение которых не приводит к выходу рабочей среды за пределы этого оборудования или к перетечке через разделяющие различные среды герметичные элементы (в том числе среды с разными параметрами);

3) механические и электрические устройства, расположенные внутри оборудования (например, механизмы перегрузочных устройств, исполнительные органы СУЗ);

4) элементы, расположенные в корпусах оборудования или в трубопроводах с целью изучения работоспособности этих элементов;

5) внутреннюю металлическую облицовку бетонных корпусов исследовательских реакторов;

6) корпуса оборудования, изготовленные из неметаллических материалов;

7) корпуса турбин, отсечную арматуру промперегрева, перепускные трубопроводы в пределах турбины и трубопроводы отбора пара (при наличии запорного органа на трубопроводе) от турбины до запорного органа;

8) опоры и подвески оборудования трубопроводов;

9) металлоконструкции и кожухи, герметизирующие внутреннее пространство водографитовых реакторов, включая заключенную в кожух графитовую кладку и относящиеся к ней элементы;

10) металлоконструкции перегрузочного и обмывочного боксов с находящимся в них оборудованием (кроме пробок, герметизирующих перегрузочные каналы реактора) для реакторов на быстрых нейтронах;

11) набивные прокладки и неметаллические элементы узлов уплотнений;

12) части машин, не представляющие собой самостоятельные сосуды (например, конденсаторы и теплообменники, конструктивно встроенные в машины и др.).

1.1.3. На оборудование и трубопроводы АЭУ, не указанные в п.1.1.1, распространяются "Правила устройства и безопасной эксплуатации сосудов, работающих под давлением" и "Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" Госгортехнадзора России, строительные нормы и правила (СНиП) и все относящиеся к ним нормативные документы в пределах сферы действия соответствующих правил.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.1.4. Оборудование и трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила, подразделяются на группы А, В и С в зависимости от степени влияния системы, составной частью которой они являются, на безопасность АЭУ и входят в классы безопасности 1, 2 и 3 по классификации "Общих положений обеспечения безопасности атомных станций (ОПБ-88)".

1.1.5. В группу А, относящуюся к 1 классу безопасности, входит оборудование и трубопроводы, разрушение которых является исходным событием, приводящим к превышению установленных для проектных аварий пределов повреждения тепловыделяющих элементов при проектном функционировании систем безопасности, а также корпуса реакторов и технологические каналы любых АЭУ независимо от последствий их разрушения.

1.1.6. В группу В, относящуюся к 2 классу безопасности, входит оборудование и трубопроводы, разрушение которых приводит к неустранимой штатными запорными органами утечке теплоносителя, обеспечивающего охлаждение активной зоны реактора, и (или) требует введения в действие систем безопасности, а также оборудование и трубопроводы систем АЭУ с реакторами на быстрых нейтронах, работающие в контакте с жидкометаллическим теплоносителем независимо от последствий их разрушения (за исключением оборудования и трубопроводов, относящихся к группе А).

1.1.7. В группу С, относящуюся к 3 классу безопасности, входит:

1) не вошедшее в группу А и В оборудование и трубопроводы, разрушение которых приводит к утечке теплоносителя, обеспечивающего охлаждение активной зоны реактора;

2) оборудование и трубопроводы, разрушение которых приводит к выходу из строя одной из систем безопасности или одного из ее каналов;

3) оборудование и трубопроводы, разрушение которых приводит к выходу высоко- и среднеактивных радиоактивных сред (по определению "Санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных станций" - СПАЭС).

1.1.8. Примеры типовых перечней систем, на которые распространяются настоящие Правила с указанием групп, входящих в системы оборудования и трубопроводов приведены в рекомендуемом Приложении 2.

Подразделение арматуры трубопроводов по группам должно соответствовать требованиям нормативно-технического документа "Арматура для оборудования и трубопроводов АЭС. Общие технические требования ОТТ-87"*.
________________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют НП-068-05, здесь и далее по тексту. - Примечание изготовителя базы данных.

1.1.9. Конкретная номенклатура оборудования и трубопроводов с указанием их принадлежности к группам А, В и С и отнесение их к классам безопасности по "Классификации" устанавливается разработчиками проекта АЭУ на стадии технического проекта реакторной установки и проекта АЭУ.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.1.10. Оборудование и трубопроводы, в состав которых входят изделия (детали, сборочные единицы) разных групп, относятся к группе с более высокими требованиями.

1.1.11. Границами между оборудованием и (или) трубопроводами различных групп являются запорные органы и предохранительные устройства. При этом сами органы и устройства относятся к группе с более высокими требованиями.

Границами между оборудованием и трубопроводами могут являться сопрягающие их сварные соединения.

В системах с насосами, питающимися от работающих под атмосферным давлением емкостей (баков), границами являются запорные органы на всасе насосов или (в случае их отсутствия) сварные соединения всасывающих патрубков насоса с трубопроводами.

1.1.12. Категории сварных соединений устанавливаются в соответствии с НТД "Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварные соединения и наплавки. Правила контроля" (в дальнейшем именуется ПК).

Сварные соединения на границах оборудования и (или) трубопроводов разных групп относятся к более высокой категории. Сварные соединения приварки опор, подвесок, подъемных деталей, подкладных листов и т.п. непосредственно к оборудованию и трубопроводам, работающим под давлением, относятся к оборудованию и трубопроводам и должны иметь соответствующую категорию согласно ПК.

1.2. Документация

1.2.1. Вся проектная, конструкторская, технологическая, монтажная, эксплуатационная и ремонтная документация на оборудование и трубопроводы, попадающие под действие п.1.1.1, должна отвечать требованиям настоящих правил.

Указанная документация должна разрабатываться предприятиями и организациями, имеющими лицензию Госатомнадзора России на выполнение соответствующих работ.

Перечисленная документация должна разрабатываться в соответствии с проектом АЭУ или техническим проектом реакторной установки.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.2.2. (Исключен, Изм. N 1).

1.2.3. Конструкторскими и проектными организациями на чертежах общих видов оборудования или сборочных чертежах, а также на чертежах трубопроводов должна указываться их принадлежность к соответствующей группе.

1.2.4. Изготовление, монтаж и ремонт оборудования и трубопроводов должны вести предприятия (организации), располагающие квалифицированными кадрами, технологическими и контрольными службами и всеми техническими средствами, необходимыми для выполнения соответствующих работ, и имеющие лицензию Госатомнадзора России на право их выполнения, выдаваемое в установленном порядке.

1.2.5. Выполнение ремонтных работ с применением сварки в процессе эксплуатации допускается проводить по технологии, разработанной эксплуатирующей организацией и согласованной с конструкторской организацией и предприятием - изготовителем (монтажной организацией) ремонтируемых оборудования и трубопроводов. При этом технология сварки должна отвечать требованиям НД "Оборудование и трубопроводы атомных энергетических установок. Сварка и наплавка. Основные положения" (в дальнейшем именуется ОП).

1.2.6. Все изменения проектной и конструкторской документации, необходимость в которых возникает при изготовлении, монтаже и эксплуатации оборудования и трубопроводов, должны осуществляться в соответствии с порядком, установленным Госатомнадзором России. Вносимые изменения должны быть отражены в конструкторской (проектной) документации и в документации, передаваемой эксплуатирующей организации предприятием-изготовителем и монтажной организацией, в том числе в паспортах оборудования и трубопроводов.

Технические задания (спецификация) и конструкторская документация (включая технические условия на полуфабрикаты) на оборудование и трубопроводы, поставляемые по импорту, должны быть одобрены Госатомнадзором России.

1.2.7. Предприятие-изготовитель оборудования должно передать администрации АЭУ вместе с поставляемым оборудованием паспорт, оформленный согласно обязательному Приложению 3, а также документацию в объеме, указанном в технических условиях на изделие. На корпуса насосов (за исключением главных циркуляционных) должны представляться паспорта, в которых следует указывать сведения согласно перечню, приведенному в обязательном Приложении 4.

На корпуса главных циркуляционных насосов оформляются паспорта по форме Приложения 3.

Арматура для оборудования и трубопроводов с внутренним диаметром присоединительных штуцеров (патрубков) более 150 мм и все предохранительные клапаны (основные и вспомогательные) должны иметь паспорта. Для остальной арматуры допускается оформление паспорта на партию изделий. Форма паспорта должна соответствовать приведенной в ОТТ-87.

Паспорта на арматуру и предохранительные клапаны должны прилагаться к паспортам оборудования и трубопроводов. Допускается прилагать указанные паспорта к паспортам оборудования после его монтажа.

1.2.4-1.2.7. (Измененная редакция, Изм. N 1).

1.2.8. Комплектующие приборы, арматура и предохранительные устройства должны поставляться с инструкциями по монтажу, наладке и эксплуатации.

1.2.9. Формы паспортов или свидетельств на технологические каналы, каналы СУЗ (чехлы и корпуса приводов СУЗ) и другие каналы устанавливаются предприятием-изготовителем по согласованию с конструкторской организацией и при одобрении Госатомнадзором России.

1.2.10. Предприятия (организации), выполнявшие соответствующие работы, должны передать администрации АЭУ оформленные согласно обязательным Приложениям 5-7 свидетельство об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопроводов или (и) свидетельство о монтаже трубопроводов и свидетельство о монтаже (доизготовлении) сосуда.

1.2.11. Администрация АЭУ с использованием передаваемой по п.1.2.10 документации должна составить паспорт на трубопроводы по форме, приведенной в обязательном Приложении 8.

1.2.9-1.2.11. (Измененная редакция, Изм. N 1).

1.2.12. Предприятием-владельцем АЭУ на основе проектной (конструкторской) документации должна быть разработана и утверждена в установленном порядке эксплуатационная документация (рабочие инструкции по эксплуатации оборудования и трубопроводов, их освидетельствованию, контролю за состоянием металла и др.).

1.2.13. На корпусах сосудов на видном месте предприятием-изготовителем должна быть установлена пластинка с нанесенными на ней маркировкой следующими данными:

1) наименование или товарный знак предприятия-изготовителя;

2) заводской номер;

3) год изготовления;

4) расчетное давление (в корпусе, трубах, камерах);

5) расчетная температура (в корпусе, трубах, камерах);

6) давление гидравлических (пневматических) испытаний;

7) тип рабочей среды (жидкость, газ, жидкий металл).

Аналогичные данные предприятие-изготовитель должно наносить также на одной из наиболее видных частей другого оборудования. Нанесение указанных данных краской не допускается. Место и способ маркировки должны указываться в сборочном чертеже оборудования.

Табличка с такими же данными должна устанавливаться предприятием-владельцем АЭУ у входа в необслуживаемые помещения, где размещаются оборудование и трубопроводы.

1.3. Общие требования к персоналу

1.3.1. Все должностные лица, инженерно-технические работники (ИТР) и другой персонал обязаны выполнять требования настоящих Правил при проектировании (конструировании), изготовлении, монтаже, эксплуатации и ремонте оборудования и трубопроводов АЭУ.

1.3.2. Должностные лица и ИТР, занятые проектированием (конструированием), изготовлением, монтажом, эксплуатацией и ремонтом оборудования и трубопроводов, должны проходить проверку знаний по соответствующим разделам настоящих Правил и относящейся к ним нормативно-технической документации не реже одного раза в три года в порядке, устанавливаемом "Типовым положением о порядке проверки знаний правил, норм и инструкций по безопасности в атомной энергетике у руководителей и инженерно-технических работников РД-3-3*", а также в соответствии с другими документами Госатомнадзора России.
________________
* Не применяется на основании приказа Ростехнадзора от 24.01.2011 N 26. - Примечание изготовителя базы данных.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

1.3.3. К обслуживанию оборудования и трубопроводов могут быть допущены лица, достигшие 18-летнего возраста, прошедшие медицинское освидетельствование, обучение по соответствующей программе и имеющие удостоверение на право обслуживания оборудования и трубопроводов.

1.4. Ответственность за выполнение правил

1.4.1. Должностные лица на предприятиях, занятых изготовлением, монтажом, эксплуатацией и ремонтом оборудования и трубопроводов АЭУ, а также должностные лица и ИТР проектных (конструкторских) организаций, виновные в нарушении настоящих Правил, несут дисциплинарную, административную и уголовную ответственность.

1.4.2. Выдача должностными лицами указаний или распоряжений, принуждающих подчиненных им лиц нарушать правила безопасности и инструкции, самовольное возобновление работ, остановленных органами Госатомнадзора России, а также непринятие мер по устранению нарушений правил и инструкций, совершенных рабочими или другими подчиненными им лицами, являются грубейшими нарушениями Правил. В зависимости от характера нарушений и их последствий все указанные лица несут ответственность в дисциплинарном, административном или судебном порядке.

1.4.1, 1.4.2. (Измененная редакция, Изм. N 1).

1.4.3, 1.4.4, 1.4.5. (Исключены, Изм. N 1).


2. КОНСТРУКЦИИ

2.1. Общие требования

2.1.1. Конструкции оборудования и трубопроводов должны отвечать требованиям настоящих Правил и "Норм расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. ПН АЭ Г-7-002-86" (в дальнейшем именуются "Нормы расчета на прочность").

2.1.2. Конструкции оборудования и трубопроводов должны обеспечивать работоспособность, надежность и безопасность их эксплуатации в течение срока службы, который должен быть указан в технических условиях на изделие и паспортах.

2.1.3. Конструкция и компоновка оборудования и трубопроводов должны обеспечивать возможность проведения их осмотра, ремонта, гидравлических (пневматических) испытаний, контроля основного металла и сварных соединений неразрушающими методами после изготовления (монтажа) и в процессе эксплуатации, а также замены оборудования и трубопроводов со сроком службы менее установленного для эксплуатации АЭУ в целом.

2.1.4. При проектировании (конструировании) следует предусматривать применение материалов, обеспечивающих работоспособность конструкций в рабочих средах, включая среды, используемые при очистке, промывке и дезактивации, в течение предусмотренного срока службы.

2.1.5. В конструкциях оборудования и трубопроводов с радиоактивным теплоносителем должна быть предусмотрена возможность дренажа теплоносителя, дезактивации поверхностей и удаления дезактивирующих растворов.

В указанных конструкциях не должно быть зон, из которых невозможно удаление продуктов загрязнений вместе с моющими и дезактивирующими растворами. Если подвод и удаление промывочных и дезактивирующих растворов, а также дренаж теплоносителя из контура нельзя осуществлять через рабочие коммуникации, то должны быть предусмотрены подводящие и сливные трубопроводы или другие устройства, обеспечивающие промывку и удаление растворов из контура и дренаж теплоносителя.

В оборудовании и трубопроводах, контактирующих с жидкометаллическим теплоносителем или продуктами его выделений, по решению конструкторской организации допускается неполное удаление продуктов загрязнений, если этого невозможно избежать по условиям ведения технологического процесса.

2.1.6. В оборудовании и трубопроводах должна быть предусмотрена возможность удаления воздуха при заполнении средой, а также рабочей среды и конденсата, образующегося в процессе разогрева или расхолаживания контура.

2.1.7. В проекте АЭУ должны быть предусмотрены системы или устройства, защищающие оборудование и трубопроводы от превышения давления или температуры путем массоотвода, теплоотвода, изменения физических и (или) химических свойств среды с учетом опережающего срабатывания аварийной защиты ядерного реактора. Также должны быть предусмотрены контрольно-измерительные устройства, позволяющие контролировать правильность ведения технологического процесса и целостность оборудования и трубопроводов.

2.1.8. В проекте АЭУ должны быть предусмотрены стационарные или съемные (разборные) площадки, лестницы и другие приспособления для удобства обслуживания и осмотров.

Конструкция оборудования должна предусматривать его надежное крепление к строительным конструкциям.

2.1.9. Все элементы оборудования и трубопроводов с температурой наружной поверхности стенки выше 45 °С, расположенные в обслуживаемых помещениях и помещениях ограниченного доступа, должны быть теплоизолированы. При этом температура наружной поверхности теплоизоляции в обслуживаемых помещениях не должна превышать 45 °С, в помещениях ограниченного доступа 60 °С. В необслуживаемых помещениях тепловую изоляцию допускается устанавливать на стенках блоков. На главных циркуляционных трубопроводах на всем их протяжении и на других трубопроводах в местах, подлежащих контролю неразрушающими методами в процессе эксплуатации, теплоизоляция должна выполняться съемной.

Изоляция должна быть также съемной в местах установки табличек по п.1.2.13.

На импульсные трубные проводки КИПиА теплоизоляцию допускается не устанавливать.

2.1.10. При наличии разъемов оборудование группы А во всех случаях и оборудование группы В в случаях, определяемых конструкторской документацией, должно комплектоваться устройствами, обеспечивающими контролируемый затяг шпилек. Эти устройства должны входить в объем поставки оборудования или в состав соответствующего технологического оборудования (перегрузочного, ремонтного).

2.1.11. Срок службы оборудования или трубопроводов может быть продлен на период, превышающий указанный в паспорте, на основании технического решения, составляемого администрацией АЭУ с участием конструкторской (проектной) организации, предприятия-изготовителя и головной материаловедческой организации. К решению должны быть приложены расчет на прочность, подтверждающий возможность продления срока службы, и акты обследования состояния металла. Кроме того, должны быть представлены акты, подтверждающие возможность выполнения оборудованием своих функций в течение продлеваемого срока службы с обеспечением всех требований по ядерной, радиационной и технической безопасности. Указанные решения должны быть утверждены эксплуатирующей организацией и одобрены Госатомнадзором России.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

2.2. Оборудование

2.2.1. Крышки и днища

2.2.1.1. Для оборудования групп А и В следует применять крышки и днища сферической, эллиптической, торосферической (кроме арматуры), тарельчатой (в виде приваренного к фланцу сферического сегмента) формы.

Для оборудования группы, кроме указанных выше типов крышек и днищ, допускается применение конических и плоских крышек и днищ.

2.2.1.2. Отношение номинальной высоты эллиптических крышек и днищ, измеренной от внутренней поверхности, к номинальному внутреннему диаметру цилиндрической части ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должно быть не менее 0,2, а отношение номинального диаметра центрального отверстия, если таковое имеется, к номинальному внутреннему диаметру крышки для днища ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - не более 0,6 (рис.1).

Рис.1. Эллиптическое днище

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.1. Эллиптическое днище:

а - без отверстия; б - с отверстием;

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,2, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,6, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - согласно п.2.2.1.5


2.2.1.3. Отношение номинальной высоты выпуклой части торосферических и тарельчатых крышек и днищ, измеренной от их внутренней поверхности, к номинальному внутреннему диаметру цилиндрической части ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должно быть не менее 0,25, а отношение номинального диаметра центрального отверстия, если таковое имеется, к номинальному внутреннему диаметру крышки или днища ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - не более 0,6 (рис.2). Отношение номинальных радиусов ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) и ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), определяющих форму сферического сегмента и тора, к номинальному внутреннему диаметру цилиндрической части крышки или днища должны составлять соответственно не более 1,0 и не менее 0,1 (рис.2).

Рис.2. Торосферическое днище

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.2. Торосферическое днище: а - без отверстия; б - с отверстием;

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,25, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,6, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)1, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,1, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - согласно п.2.2.1.5

2.2.1.4. Сварные соединения крышек и днищ с обечайками (трубами) и фланцами должны быть стыковыми. Применение угловых и тавровых сварных соединений допускается только при обеспечении возможности контроля их качества неразрушающими методами в объеме, установленном ПК.

2.2.1.5. Подлежащие приварке к обечайкам, трубам или фланцам эллиптические, сферические, торосферические, тарельчатые, конические и плоские крышки и днища должны иметь цилиндрическую отбортовку или расточку.

Минимальная длина отбортовки (расточки) крышек и днищ (рис.1 и 2) должна соответствовать нормам табл.1.

Таблица 1

Номинальная толщина стенки крышки
или днища в месте отбортовки ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), мм

Длина отбортовки (расточки) ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), мм, не менее

До 5 включительно

15

Свыше 5 до 10

2ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)+5

Свыше 10 до 20

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)+15

Свыше 20 до 150

0,5ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)+25

Свыше 150

100



Указанные требования по длине отбортовки (расточки) не распространяются на днища и крышки, изготавливаемые по стандартам, в которых имеются специальные требования по выполнению и размерам отбортовки (расточки).

2.2.1.6. На отбортованных плоских крышках и днищах радиус кривизны перехода от плоской части к цилиндрической должен быть не менее 5 мм.

2.2.2. Расположение люков

2.2.2.1. Оборудование должно иметь съемные крышки или достаточное для его осмотра и ремонта количество люков, расположенных в доступных для обслуживания местах. При наличии съемных деталей, обеспечивающих возможность проведения внутреннего осмотра оборудования, устройство в нем люков не требуется.

2.2.2.2. Оборудование групп В и С, состоящее из цилиндрического корпуса с днищами и вваренными в него решетками с закрепленными в них трубками допускается изготавливать без люков.

2.2.2.3. Проходные размеры люков овальной формы по наименьшей и наибольшим осям должны быть соответственно не менее 320 и 420 мм. Допускается устройство люков круглой формы диаметром в свету не менее 400 мм.

Сосуды с номинальным внутренним диаметром менее 800 мм, а также сосуды групп В и С АЭУ с реакторами на быстрых нейтронах с жидкометаллическим теплоносителем с номинальным внутренним диаметром до 1400 мм должны иметь круглые или овальные люки с минимальным размером в свету не менее 80 мм.

2.2.2.4. Крышки люков, как правило, следует выполнять съемными или шарнирно-откидными. Крышки люков, используемых только для осмотра оборудования при изготовлении, монтаже и перед пуском в эксплуатацию, допускается выполнять приварными. Допускается применение люков с приварными крышками, конструкция которых предусматривает их удаление перед осмотром и последующую повторную приварку крышки к уплотняемому люку после осмотра оборудования с последующим контролем сварного соединения.

2.2.2.5. Крышки люков, для подъема которых требуются прикладывать усилие более 196 Н (20 кгс), должны иметь приспособления, облегчающие их открытие или позволяющие применять грузоподъемные механизмы.

2.2.2.6. Конструкция шарнирно-откидных и вставных болтов, хомутов, а также зажимных приспособлений люков крышек и фланцев должна обеспечивать их фиксацию в заданном положении (предохранять от сдвига).

2.2.3. Расстояния между отверстиями

2.2.3.1. Минимальное расстояние по срединной линии между центрами - двух соседних отверстий не должно быть менее 1,4 полусуммы диаметров этих отверстий (рис.3). Контроль указанного расстояния допускается проводить путем измерения расстояний по наружной и внутренней поверхностям с последующим пересчетом.

Рис.3. Расположение отверстий по криволинейной поверхности

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.3. Расположение отверстий по криволинейной поверхности: ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

2.2.3.2. Расстояние по внутренней поверхности от кромки отверстия в сферических, эллиптических, торосферических и тарельчатых крышках и днищах до их цилиндрической части, измеренное по проекции, должно быть не менее 0,1 внутреннего диаметра цилиндрической части (рис.4).

Рис.4. Расположение отверстий в днище

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.4. Расположение отверстий в днище, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

2.2.3.3. Расстояние между центром отверстия под болт или шпильку во фланцах, крышках или нажимных кольцах и их кромкой (внутренней или наружной) должно быть не менее 0,85 диаметра отверстия (рис.5). Указанное требование не распространяется на фланцы с откидными болтами.

Рис.5. Отверстия под болты и шпильки

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.5. Отверстия под болты и шпильки, а - гнездо шпильки; б - отверстие под болт, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

2.2.3.4. В случае технической необходимости, определяемой конструкторской (проектной) организацией, допускаются отступления от требований п.2.2.1-2.2.3 при условии выполнения расчета на прочность в полном объеме, требуемом "Нормами расчета на прочность", или проведения соответствующих экспериментальных исследований.

2.2.4. Разъемные соединения

С целью повышения сопротивления циклической повреждаемости крепежных деталей рекомендуется использовать положения, изложенные в Приложении 14.

2.3. Трубопроводы

2.3.1. Соединение деталей и сборочных единиц трубопроводов между собой и присоединение трубопроводов к оборудованию должно производиться сваркой. Допускается использование разъемных фланцевых соединений трубопроводов (включая резьбовые соединения с уплотнением шар по конусу), если их необходимость определяется требованиями обслуживания оборудования или трубопроводов.

2.3.2. Компенсация тепловых расширений трубопроводов может осуществляться как за счет их самокомпенсации, так и с помощью специальных компенсаторов. Применение линзовых компенсаторов допускается только для трубопроводов, работающих при рабочем давлении до 2,45 МПа (24 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)).

2.3.3. Средний радиус кривизны колен (гнутых отводов) трубопроводов должен составлять:

1) при изготовлении методом холодной гибки - не менее 3,5 номинального наружного диаметра колена (нормально изогнутые колена);

2) при изготовлении методами горячего деформирования с применением гибки, протяжки, штамповки, осадки, а также для штампосварных колен - не менее номинального наружного диаметра колена (крутоизогнутые колена, если средний радиус их кривизны менее 3,5 номинального наружного диаметра колена).

Номинальный наружный диаметр принимается равным его значению на концах колена (в местах присоединения колена к другим деталям трубопроводов).

2.3.4. Допускается применение штампосварных колен, изготовленных из двух заготовок, сваренных двумя продольными швами или кольцевым швом, при соблюдении требований п.2.3.3.

2.3.5. Применение сварных секторных отводов, сварных тройников и переходов допускается для трубопроводов группы В с рабочим давлением до 1,57 МПа (16 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) и расчетной температурой до 100 °С, а также для трубопроводов группы С с рабочим давлением до 3,9 МПа (40 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) и расчетной температурой до 350 °С.

В сварных секторах угол ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должен быть не более 15°, расстояние ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - не менее 100 мм (рис.6).

Рис.6. Схема секторного отвода

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.6. Схема секторного отвода: ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)150*, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)100 мм

________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

2.3.6. Расположение отверстий на прямых участках трубопроводов должно удовлетворять требованиям п.2.2.3. Расположение отверстий на криволинейных участках колен не допускается, за исключением отверстий диаметром, не более 0,1 номинального наружного диаметра колена, но не более 20 мм для приварки штуцеров, труб и бобышек систем контрольно-измерительных устройств в количестве не более одного отверстия на колено.

2.3.7. В нижних точках каждого отключаемого задвижками участка трубопровода, не имеющего естественного стока за счет уклона, следует предусматривать устройства для дренажа трубопровода. Для трубопроводов с номинальным наружным диаметром до 89 мм, изготовленных из коррозийно-стойких сталей аустенитного класса, указанное требование не является обязательным.

Устройство дренажей должно обеспечивать возможность проверки исправности их состояния.

2.3.8. В верхних точках трубопроводов (при отсутствии возможности удаления воздуха через оборудование) для отвода воздуха должны устанавливаться воздушники. На трубопроводах, работающих под вакуумом, воздушники допускается не устанавливать при наличии возможности удаления воздуха при гидравлических испытаниях другим способом.

2.3.9. На дренажных трубопроводах и линиях воздушников контуров с радиоактивным теплоносителем должны устанавливаться два запорных органа, причем для воздушников допускается устанавливать один дроссельный и один запорный орган.

Допускается объединение линий отвода воздуха и линий дренажа в общий трубопровод после первых запорных органов с установкой на нем общего запорного органа. Линии отвода воздуха из неотключаемых друг от друга участков оборудования или трубопроводов допускается объединять после дроссельных вентилей.

2.3.10. Все участки паропроводов, которые могут быть отключены запорными органами, для возможности прогрева и продувки должны быть снабжены в концевых точках штуцером с вентилем, а при рабочем давлении свыше 2,15 МПа (22 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) и на паропроводах систем группы В независимо от давления - штуцером и двумя последовательно расположенными вентилями - запорным и дроссельным. В случае прогрева участка паропровода в двух направлениях должна быть предусмотрена продувка с каждого конца участка.

2.3.11. Горизонтальные участки трубопроводов должны иметь уклон не менее 0,004 в сторону организованного дренажа. Для паропроводов указанный уклон должен сохраняться при температуре, равной температуре насыщения пара при рабочем давлении.

На горизонтальных участках трубопроводов с номинальным наружным диаметром до 60 мм из коррозионно-стойких сталей аустенитного класса, работающих в контакте с водой, пароводяной смесью и паром, допускается отсутствие уклона при условии обеспечения возможности промывки трубопроводов. На горизонтальных участках трубопроводов с номинальным наружным диаметром более 60 мм из сталей того же структурного класса или из плакированных сталей перлитного класса, работающих в контакте с указанными средами, допускается отсутствие уклона, если отношение длины этих участков к номинальному внутреннему диаметру трубопровода не превышает 25.

2.3.12. Для паропроводов насыщенного пара и для тупиковых участков паропроводов перегретого пара должен обеспечиваться непрерывный отвод конденсата.

2.4. Сварные соединения

2.4.1. Общие требования

2.4.1.1. Сварка и наплавка должны проводиться в соответствии с требованиями и указаниями ОП.

2.4.1.2. Стыковые сварные соединения должны выполняться с полным проплавлением.

Примечание. Сварные соединения с остающимися стальными подкладками (в том числе с подкладными кольцами) считаются сварными соединениями с полным проплавлением.

2.4.1.3. Угловые сварные соединения с конструкционным зазором допускается применять при их расположении в зонах, не подверженных воздействию внешних силовых изгибающих нагрузок (например, при вварке труб в трубные доски, при приварке технологических каналов к стоякам, защитных антикоррозийных рубашек и измерительных устройств к корпусам и др.), а также при наличии специальных креплений, опор, связок или других конструкторских решений, разгружающих сварные соединения от указанных нагрузок.

2.4.1.4. Тавровые сварные соединения с конструкционным зазором допускается применять для приварки опор и вспомогательных деталей (подвесок, скоб, ребер жесткости) к оборудованию и трубопроводам, а также направляющих ребер в арматуре [последнее только при расчетном давлении не выше 4,9 МПа (50 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006))].

2.4.1.5. Применение нахлестночных сварных соединений допускается при приварке к оборудованию и трубопроводам укрепляющих накладок, опорных плит, закладных листов, пластин, планок под площадки, лестницы, кронштейны, мембраны и т.п. Привариваемые изнутри корпусов оборудования кольца, укрепляющие отверстия люков, штуцеров и т.п., должны иметь сигнальные отверстия для контроля герметичности.

2.4.1.6. В стыковых сварных соединениях элементов с различной номинальной толщиной стенки должен быть обеспечен плавный переход от одного элемента к другому. Конкретные формы указанного перехода должны устанавливаться конструкторской (проектной) организацией исходя из требований расчета на прочность и необходимости обеспечения контроля сварных соединений всеми предусмотренными методами.

2.4.2. Расположение сварных соединений

2.4.2.1. Изготовление сварных труб и обечаек с номинальным наружным диаметром до 920 мм с продольными швами из трех и более секторов не допускается. При изготовлении труб и обечаек из двух секторов центральный угол малого сектора ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должен быть не менее 90° (рис.7).

Рис.7. Труба, изготовленная из двух секторов

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.7. Труба, изготовленная из двух секторов,
а - ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)90° - допускается; б - ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)<90° - не допускается


Допускается изготовление сварных труб и обечаек с номинальным наружным диаметром более 920 мм из трех секторов; при этом центральный угол каждого сектора должен быть не менее 90°.

2.4.2.2. Продольные сварные соединения корпусов оборудования, предназначенного для работы в горизонтальном положении, не следует располагать в пределах нижнего центрального угла, равного 140 °С (рис.8), за исключением случаев, когда обеспечена доступность указанных соединений для осмотра и контроля в процессе эксплуатации.

Рис.8. Расположение сварных швов в нижней части оборудования и трубопроводов

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.8. Расположение сварных швов в нижней части оборудования и трубопроводов,
а - рекомендуемое; б - нерекомендуемое

2.4.2.3. Сварные соединения должны располагаться, как правило, вне опор.

Расположение опор над (под) сварными соединениями допускается при одновременном соблюдении следующих условий:

1) конструкция и размещение опоры обеспечивают возможность контроля сварного соединения под опорой в процессе эксплуатации (рис.9);

2) при изготовлении или монтаже оборудования выполненное сварное соединение подвергается сплошному ультразвуковому или радиографическому контролю, а участок сварного соединения, расположенный под опорой, кроме того подвергается магнитопорошковому или капиллярному контролю.

Рис.9. Расположение опор в зоне сварных швов

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.9. Расположение опор в зоне сварных швов,
а - допускаемое; б - недопускаемое


Во всех случаях не допускается перекрывать опорами зоны пересечения и сопряжения сварных соединений.

2.4.2.4. Наличие сварных швов на участках труб, подлежащих гибке, как правило, не допускается.

2.4.2.5. В пределах криволинейного участка сварных колен допускается только одно поперечное кольцевое соединение.

Штампосварные колена должны удовлетворять следующим требованиям:

1) номинальный наружный диаметр колена должен быть больше 100 мм, а средний радиус его кривизны должен соответствовать нормам, приведенным в п.2.3.3;

2) все сварные соединения колена должны быть подвергнуты сплошному неразрушающему контролю методами, предусмотренными для сварных соединений соответствующей категории;

3) на коленах с продольными сварными соединениями в пределах криволинейного участка не допускается наличие поперечных кольцевых сварных соединений.

2.4.2.6. В секторных отводах, изготовленных из сварных труб, расстояние между сопряжениями поперечного кольцевого шва отвода с продольными или спиральными швами соединяемых секторов или труб должно быть не менее 100 мм (рис.10). Указанное расстояние измеряется между точками сопряжения осей соответствующих швов.

Рис.10. Расположение сварных швов в секторных отводах

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.10. Расположение сварных швов в секторных отводах, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)100 мм

2.4.2.7. Расположение поперечных сварных соединений на кольцевых коллекторах и спирально изогнутых трубах поверхностей теплообмена допускается при условии сплошного радиографического или ультразвукового контроля указанных соединений.

В случае недоступности поперечных сварных соединений спирально изогнутых труб поверхностей теплообмена для сплошного контроля после окончания их изготовления допускается выполнение сварных соединений и проведение указанного контроля до гибки труб.

2.4.3. Расстояния между сварными швами

2.4.3.1. В поперечных стыковых сварных соединениях деталей (сборочных единиц) с продольными сварными соединениями совмещение осей продольных швов двух соседних деталей не допускается. Оси указанных швов должны быть смещены относительно друг друга на расстояние, составляющее не менее трехкратной номинальной толщины более толстостенной из соединяемых деталей, но не менее чем на 100 мм (последнее условие не распространяется на сварные соединения деталей с номинальным наружным диаметром менее 100 мм).

Для цилиндрических деталей (сборочных единиц) с продольными швами, выполненными автоматической сваркой, допускается уменьшение указанного расстояния (в том числе расположение продольных швов соединяемых деталей по одной оси) при условии радиографического и ультразвукового, а также капиллярного или магнитопорошкового контроля участков сопряжения или пересечения продольных и поперечных сварных соединений (ультразвуковой контроль сварных соединений деталей из сталей аустенитного класса не является обязательным).

2.4.3.2. При сварке днищ или крышек из нескольких деталей (листов) с расположением сварных швов по хорде расстояние от внешнего края шва до параллельного хорде диаметра днища или крышки должно быть не менее 0,2 номинального внутреннего диаметра днища или крышки (рис.11).

Рис.11. Расположение хордовых швов на днище

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.11. Расположение хордовых швов на днище, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Расстояние между внешним краем кругового сварного шва на днищах и крышках (за исключением сферических и тарельчатых) и центром днища или крышки должно быть не более 0,25 номинального внутреннего диаметра днища или крышки, а минимальное расстояние между краями двух соседних радиальных или меридиональных сварных швов должно быть не менее трех номинальных толщин днища или крышки, но не менее 100 мм (рис.12). При этом требование по расположению кругового шва не распространяется на швы приварки крышек и днищ к фланцам и обечайкам.

Рис.12. Расположение радиальных и круговых швов на днище

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.12. Расположение радиальных и круговых швов на днище,
ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

2.4.3.3. Расстояние ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) между краем углового сварного шва приварки штуцера, люка, трубы или других цилиндрических полых деталей и краем ближайшего стыкового сварного шва оборудования или трубопровода должно быть одновременно не меньше трехкратной расчетной высоты углового шва ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) и трехкратной номинальной толщины стенки привариваемой детали (рис.13).

Рис.13. Расположение сварных швов приварки патрубков

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.13. Расположение сварных швов приварки патрубков,
ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006); ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006); ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006); ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006); ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006);ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006))

2.4.3.4. Расстояние ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) между краем стыкового сварного шва оборудования или трубопровода и центром ближайшего к нему отверстия должно быть не менее 0,9 диаметра отверстия при одновременном соблюдении требований п.2.4.3.3 (рис.13).

2.4.3.5. Допускается уменьшение указанных в п.2.4.3.3 и 2.4.3.4 расстояний (в том числе расположение отверстий в стыковом сварном шве) при одновременном соблюдении следующих требований:

1) сверление отверстий должно быть произведено после термической обработки (если таковая предусмотрена) стыкового сварного соединения и его сплошного неразрушающего контроля методами, предусмотренными для сварных соединений соответствующей категории; сверление отверстий допускается производить до термической обработки сварного соединения, если после приварки патрубков (штуцеров) и выполнения термической обработки производится расточка (рассверловка) отверстия с удалением корневой части шва; в этом случае термическую обработку стыковых сварных соединений, в которых выполнены отверстия для приварки патрубков, допускается совмещать с термической обработкой (если таковая предусмотрена) угловых сварных соединений приварки патрубков;

2) предел текучести металла шва стыкового сварного соединения при расчетной температуре должен быть не ниже предела текучести основного металла (пределы текучести принимаются по стандартам или техническим условиям на материалы и (или) таблицам Норм расчета на прочность и ПК; при отсутствии таких сведений в указанной документации допускается использовать сертификатные данные); это требование не является обязательным в случае приварки патрубков (штуцеров) и труб без развальцовки, если напряжения в стыковом сварном соединении оборудования или трубопровода не превышают пределы текучести металла шва и основного металла при расчетной температуре;

3) внутренняя поверхность отверстий должна быть подвергнута капиллярному или магнитопорошковому контролю.

Указанные требования должны быть оговорены в конструкторской документации на изделие.

2.4.3.6. Расстояние между осями соседних поперечных стыковых сварных швов на цилиндрических и конических изделиях должны быть не менее трехкратной номинальной толщины стенки сваренных деталей (по большой толщине), но не менее 100 мм для изделий, имеющих в зоне сварных соединений номинальный наружный диаметр свыше 100 мм и не менее указанного диаметра при его значении до 100 мм включительно.

Указанное требование не распространяется на сварные швы приварки трубопроводов к патрубкам оборудования и арматуры, если указанные патрубки подвергались термической обработке в составе оборудования и арматуры, а также на сварные швы приварки трубных досок и элементов типа колец, имеющих толщину более, чем в два раза превышающую толщину отбортовки под сварку.

2.4.3.7. Расстояние от края сварного шва штуцера до края ближайшего поперечного сварного шва трубы при приварке штуцеров к камерам измерительных диафрагм должны быть одновременно не менее трех толщин стенки привариваемого штуцера и трехкратной расчетной высоты углового шва. Допускается размещение штуцеров с наружным диаметром до 30 мм в зоне термического влияния кольцевых швов измерительных устройств с соплами и диафрагмами.

2.4.3.8. Расстояние ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) между краями ближайших угловых швов приварки патрубков (штуцеров) или труб к оборудованию или трубопроводам должно быть не менее трех расчетных высот углового шва или трех номинальных толщин стенок привариваемых патрубков или труб (рис.13). При различных значениях указанных высот или толщин следует принимать их большее значение. Требования настоящего пункта не распространяются на вварку труб в трубные доски (решетки) и коллекторы, трубные доски технологических каналов, каналов СУЗ и других каналов.

2.4.3.9. При приварке не нагружаемых давлением плоских деталей к поверхностям оборудования и трубопроводов расстояние между краем углового шва приварки этих деталей и краем ближайшего стыкового шва оборудования или трубопровода (ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)), а также между краями угловых швов ближайших привариваемых деталей (ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) должно быть не менее трех расчетных высот угловых швов (рис.14).

Рис.14. Расположение сварных швов приварки деталей к поверхностям оборудования и трубопроводов

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.14. Расположение сварных швов приварки деталей к поверхностям оборудования и трубопроводов


Расстояние ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) определяется по наибольшей расчетной высоте углового шва (при различных ее значениях).

При приварке внутрикорпусных (внекорпусных) деталей и устройств допускается пересечение стыковых швов оборудования угловыми швами с расчетной высотой не более 0,5 номинальной толщины стенки корпуса, но не более 10 мм.

2.4.3.10. Расстояние между краем шва стыкового сварного соединения трубопровода с патрубком (штуцером) оборудования и краем шва ближайшего стыкового сварного соединения на трубопроводе должно быть не менее 100 мм для трубопроводов с номинальным наружным диаметром свыше 100 мм и не менее номинального наружного диаметра для трубопроводов меньшего диаметра (рис.15).

Рис.15. Расположение сварных швов при приварке трубопроводов к патрубку

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.15. Расположение сварных швов при приварке трубопроводов к патрубку,
при ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)100 мм, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)100 мм;
при ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)100 мм, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

2.4.3.11. В подлежащих местной термической обработке стыковых сварных соединениях цилиндрических деталей длина свободного прямого участка в каждую сторону от оси шва (или от осей крайних швов при одновременной местной термической обработке группы сварных соединений) должно быть не менее значения, определяемого по формуле:

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006),

где ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - длина свободного прямого участка; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - номинальный наружный диаметр соединяемых деталей; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - номинальная толщина соединяемых деталей.

При этом длина указанных участков должна быть не менее номинального наружного диаметра сваренных деталей при его значениях до 100 мм включительно и не менее 100 мм при значениях диаметра более 100 мм.

Примечание. Свободным прямым участком считается участок (с наклоном не более 15°) от оси шва до края ближайшей приварной детали, начала гиба, края соседнего поперечного сварного шва и т.д.

2.4.3.12. В подлежащих ультразвуковому контролю стыковых сварных соединениях длина свободного прямого участка в каждую сторону от оси шва должна быть не менее указанной в табл.2.

Таблица 2

Номинальная толщина сваренных деталей
(по большему значению) ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), мм

Длина свободного прямого участка ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), мм, не менее

До 15 включительно

100

Свыше 15 до 30 включительно

5ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)+25

Свыше 30 до 36 включительно

175

Свыше 36

4ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)+30


2.4.3.13. Расстояние от края стыкового сварного шва до начала криволинейного участка гиба на трубопроводах с номинальным наружным диаметром 100 мм и более должно быть не менее 100 мм, а для трубопроводов с номинальным наружным диаметром до 100 мм - не менее номинального наружного диаметра трубы (рис.16).

Рис.16. Расположение сварных швов при приварке колец к трубе

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.16. Расположение сварных швов при приварке колец к трубе:
при ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)>100 мм ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)100 мм,
при ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)100 мм ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)



Для штампованных, кованых и штампосварных колен (отводов), гнутых труб поверхностей теплообмена и крутоизогнутых колен допускается уменьшение прямого участка колена (отвода), а также расположение поперечного сварного шва на границе прямого и криволинейного участков.

2.4.3.14. При приварке к оборудованию или трубопроводам деталей (сборочных единиц), прямые участки которых имеют ограниченную длину или отсутствуют (тройники, арматура, крутоизогнутые колена, штампованные и штампосварные переходы и т.п.), требования п.2.4.3.1-2.4.3.13 не являются обязательными при условии обеспечения возможности проведения местной термической обработки или (и) ультразвукового контроля сварных соединений. При этом возможность выполнения указанного условия должна быть подтверждена предприятием-изготовителем (монтажной организацией) в процессе разработки чертежей изделий конструкторской организацией.

2.4.3.15. При вварке патрубков (штуцеров) в трубопроводы из труб с продольными или спиральными швами не допускается выход сварных швов труб в угловые (верхние и нижние) точки пересечения образующих трубы и штуцера. Измеряемое на наружной поверхности минимальное расстояние от указанных точек до осей сварных швов труб должно быть не менее 100 мм (рис.17).

Рис.17. Вварка штуцеров в трубопроводы со спиральными швами

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.17. Вварка штуцеров в трубопроводы со спиральными швами:
1, 2 - угловые точки пересечения образующих штуцера и трубопроводов;
а - не допускается; б - допускается, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)100 мм


При приварке накладок под опоры и подвески к трубопроводам из труб со спиральными швами минимальное расстояние между краем углового шва приварки накладки и краем стыкового спирального шва трубы должно быть не менее трех номинальных толщин стенки трубы.

2.5. Специальные требования к оборудованию и трубопроводам аэу с реакторами на быстрых нейтронах с жидкометаллическим теплоносителем

2.5.1. На оборудование и трубопроводы АЭУ с реакторами на быстрых нейтронах с жидкометаллическим теплоносителем распространяются все требования п.2.1-2.4, а также требования, изложенные в настоящем пункте.

2.5.2. Корпус реактора и примыкающие к нему трубопроводы первого контура с жидкометаллическим теплоносителем должны быть заключены в страховочные корпуса (кожухи) до максимально возможного уровня теплоносителя (с учетом повышения уровня при эксплуатации) в корпусе реактора.

На трубопроводах страховочные кожухи следует выполнять до запорной (отсечной) арматуры включительно.

Угловые сварные швы приварки страховочных корпусов (кожухов) к оборудованию и трубопроводам допускается выполнять с конструкционным зазором.

Необходимость установки страховочных кожухов за первой запорной арматурой, дополнительной арматуры и т.п. определяется конструкторской организацией в соответствии с требованиями ОПБ-88.

2.5.3. Присоединение вспомогательных трубопроводов к корпусу реактора, а также устройство люков в страховочном корпусе в пределах зоны (по высоте), заполненной жидкометаллическим теплоносителем ниже уровня, при котором происходит нарушение циркуляции теплоносителя первого контура, не допускается.

Присоединение патрубков вспомогательных трубопроводов к страховочному корпусу ниже уровня теплоносителя по первому контуру допускается при условии их демонтажа и глушения патрубков на страховочном корпусе после заполнения реактора теплоносителем.

2.5.4. Устройство люков в пределах зоны, заполняемой жидкометаллическим теплоносителем до максимально возможного уровня, не допускается.

2.5.5. Приварка трубопроводов с номинальным наружным диаметром более 300 мм к корпусу реактора или страховочному корпусу должна выполняться стыковым сварным швом к отбортованной части корпуса.

2.5.6. При изготовлении страховочных корпусов (кожухов) допускается применение секторных отводов и сварных переходов.

2.5.7. При проектировании оборудования с жидкометаллическим теплоносителем должны предусматриваться меры по поддержанию температуры теплоносителя выше температуры его затвердевания (для натрия рекомендуется минимальная температура разогрева, равная 200 °С). С этой целью все оборудование и трубопроводы, постоянно или периодически заполняемые жидкометаллическим теплоносителем или его парами, должны оснащаться системой электрического или газового обогрева и приборами для контроля и регулирования температуры. Системы электрического обогрева и температурного контроля оборудования и трубопроводов первого контура должны иметь необходимое резервирование.

2.5.8. Оборудование и трубопроводы с жидкометаллическим теплоносителем должны иметь системы контроля утечек теплоносителя и контроля герметичности страховочных корпусов (кожухов), как правило, со 100%-ным резервированием.

2.5.9. Системы обогрева оборудования и трубопроводов, в которых жидкометаллический теплоноситель может охлаждаться ниже температуры плавления ("замораживаться"), должны обеспечивать возможность их последовательного разогрева, начиная от объемов со свободной поверхностью теплоносителя.

2.5.10. Коммуникации, заполненные жидкометаллическим теплоносителем, которые могут быть отсечены от объема со свободной поверхностью указанного теплоносителя, должны иметь устройства, предохраняющие их от повышения давления выше расчетного значения.

2.5.11. В оборудовании и трубопроводах должна быть предусмотрена возможность дренирования жидкометаллического теплоносителя за исключением оборудования, для которого в связи с функциональным назначением или требованиями безопасности такое дренирование нецелесообразно (например, холодные фильтры-ловушки очистки теплоносителя первого и второго контуров, промежуточные теплообменники).

2.5.12. Конструкция насосов, приводов СУЗ, арматуры и других устройств должна исключать возможность попадания масла, воды и других веществ из систем охлаждения и смазки в теплоноситель (полностью или сверх установленных в проекте пределов).

2.5.13. На всех трубопроводах сдувки (сброса) газа из полостей с жидкометаллическим теплоносителем (сдувочных, вакуумно-отборных) должны устанавливаться ловушки паров жидкого металла.

3. МАТЕРИАЛЫ

3.1. Общие требования

3.1.1. Материалы для изготовления оборудования и трубопроводов должны выбираться с учетом требуемых физико-механических характеристик, технологичности, свариваемости и работоспособности в условиях эксплуатации в течение срока службы.

3.1.2. Для изготовления, монтажа и ремонта оборудования и трубопроводов следует применять основные материалы, приведенные в обязательном Приложении 9. Допускается применение плакированных и наплавленных основных материалов, если материалы основного и плакирующего слоев указаны в Приложении 9, а наплавочные материалы - в ОП.

3.1.3. Качество и свойства основных материалов (полуфабрикатов и заготовок) должны удовлетворять требованиям соответствующих стандартов и технических условий и должны быть подтверждены сертификатами заводов-поставщиков.

3.1.4. Данные сертификатов должны подтверждать соответствие поставляемых основных материалов требованиям стандартов или технических условий на конкретные полуфабрикаты и заготовки. При неполноте сертификатных данных применение материалов допускается только после проведения предприятием-изготовителем оборудования и трубопроводов необходимых испытаний и исследований, подтверждающих полное соответствие материалов требованиям стандартов или технических условий.

3.1.5. Предприятие-изготовитель оборудования и трубопроводов должно осуществлять входной контроль качества поступающих основных материалов по номенклатуре и в объеме, устанавливаемыми техническими условиями на изделие. Оценка качества материалов проводится в соответствии с требованиями стандартов и технических условий на конкретные полуфабрикаты и заготовки.

3.1.6. Методы и объем контроля основных материалов должны определяться на основании стандартов и технических условий конструкторской (проектной) организацией, указываться в конструкторской документации и согласовываться с предприятием-изготовителем (монтажной организацией). Для головного объекта (проекта первой АЭУ с реактором данного типа) методы и объемы контроля основных материалов должны согласовываться также с головной материаловедческой организацией.

3.1.7. Для сварки и наплавки оборудования и трубопроводов следует применять сварочные и наплавочные материалы, допущенные ОП. Входной контроль сварочных и наплавочных материалов должен проводиться согласно требованиям и указаниям ПК.

3.2. Полуфабрикаты

3.2.1. Качество полуфабрикатов должно удовлетворять требованиям стандартов и (или) технических условий.

3.2.2. При составлении технических условий на полуфабрикаты для оборудования и трубопроводов групп А и В рекомендуется включать в них требования, изложенные в рекомендуемом Приложении 10.

3.2.2*. Применение труб с продольными или спиральными швами, а также кованосверленых, ценробежнолитых, биметаллических и других труб, изготавливаемых по специальной технологии, разрешается только при их поставке по стандартам или техническим условиям, разрешенным к применению Госатомнадзором России.
________________
* Вероятно ошибка оригинала. Следует читать 3.2.3. - Примечание изготовителя базы данных.

Для труб с продольными или спиральными швами должен быть предусмотрен сплошной ультразвуковой или радиографический контроль сварных соединений независимо от категорий сварных соединений подлежащих изготовлению (монтажу) трубопроводов. Остальные требования должны быть не ниже установленных для бесшовных труб того же сортамента из стали той же марки и для сварных соединений соответствующей категории.

Требования настоящего пункта в части согласования стандартов и технических условий с Госатомнадзором России не распространяется на трубы, изготавливаемые из штампованных полуобечаек.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

3.2.4. Плакированные и наплавленные листы должны подвергаться ультразвуковому контролю или контролю другими методами, обеспечивающими выявление отслоений плакирующего (наплавленного) слоя от основного слоя металла. При этом нормы оценки качества устанавливаются стандартами или техническими условиями на плакированные или наплавленные листы.

3.2.5. Качество литых полуфабрикатов, используемых для изготовления крышек и корпусных деталей оборудования, должно удовлетворять требованиям "Правил контроля стальных отливок для атомных энергетических установок"*.
_______________
* На территории Российской Федерации документ не действует. Действуют ПНАЭ Г-7-025-90. - Примечание изготовителя базы данных.


3.3. Крепежные детали

3.3.1. Материалы крепежных деталей должны удовлетворять требованиям стандартов, указанных в обязательном Приложении 9.

3.3.2. Крепежные детали (болты, шпильки, гайки) для соединения фланцев, узлов уплотнения разъемов и присоединения крышек, как правило изготавливаются из сталей того же структурного класса, что и соединяемые элементы.

Допускается применение крепежных деталей из материалов различных структурных классов в следующих случаях:

1) если расчетная температура эксплуатации крепежных деталей не превышает 50 °С;

2) во всех других случаях, когда работоспособность соединения подтверждена расчетом или экспериментально.

3.4. Новые материалы

3.4.1. К новым материалам относятся:

1) основные материалы, не приведенные в Приложении 9 настоящих Правил;

2) основные материалы, приведенные в Приложении 9, в случае их применения при температурах, превышающих максимально допустимые по указанному приложению;

3) сварочные и наплавочные материалы (покрытые электроды, сварочные и наплавочные проволоки и ленты, флюсы и защитные газы), не предусмотренные ОП для сварки (наплавки) деталей из сталей (сплавов) соответствующих марок (сочетаний марок) применительно к конкретным способам сварки (наплавки).

3.4.2. Основные материалы, марки которых приведены в Приложении 9, выплавляемые методами, не предусмотренными указанными в приложении стандартами и техническими условиями (в том числе вакуумно-дуговым или электрошлаковым переплавом), к новым материалам не относятся.

3.4.3. Для включения в настоящие Правила или ОП новых материалов министерство (ведомство) или эксплуатирующая организация, заинтересованные в применении новых материалов, должны обратиться с соответствующим предложением в Госатомнадзор России, приложив к нему отчет, содержащий данные испытаний и исследований новых материалов, а также стандарты или технические условия на полуфабрикаты и сварочные (наплавочные) материалы.

Перечень сведений, которые должны быть представлены в отчете, приведен в обязательном Приложении 11.

Отчет должен быть согласован с головной материаловедческой организацией.

3.4.4. Для изготовления конкретного оборудования или трубопроводов допускается применение новых материалов по совместному техническому решению конструкторской (проектной) организации, головной отраслевой материаловедческой организации и предприятия-изготовителя (монтажной организации), согласованному с министерством (ведомством), в ведении которого находится конструкторская (проектная) организация, и одобренному в установленном порядке Госатомнадзором России.

К указанному решению должны быть приложены стандарты или технические условия на полуфабрикаты и (или) сварочные (наплавочные) материалы и сведения о физико-механических, технологических и коррозионных свойствах основного металла и (или) сварных соединений (наплавленного металла), определяющих возможность изготовления оборудования и трубопроводов с обеспечением требуемой работоспособности. При этом объем и номенклатура представляемых сведений, из числа указанных в Приложении 11, должны определяться организациями, составившими техническое решение, в зависимости от конкретных условий эксплуатации оборудования и трубопроводов.

3.4.3, 3.4.4. (Измененная редакция, Изм. N 1).

4. ИЗГОТОВЛЕНИЕ И МОНТАЖ

4.1. Общие требования

4.1.1. Изготовление, монтаж и ремонт оборудования и трубопроводов следует вести в соответствии с производственно-технологической документацией (технологическими инструкциями, картами технологических процессов и др.), регламентирующей содержание и порядок выполнения всех технологических и контрольных операций. Производственно-технологическая документация должна быть разработана предприятием-изготовителем (монтажной или ремонтной организацией) или привлеченной им специализированной организацией с соблюдением требований настоящих Правил и других распространяющихся на соответствующее оборудование и трубопроводы нормативно-технических документов, а также чертежей и технических условий на изделие. Технологическая документация на монтаж головных образцов оборудования и трубопроводов, а также вносимые в нее изменения (в том числе и для последующих серийных образцов) должны согласовываться с конструкторской организацией.

4.1.2. Производственно-технологическая документация на выплавку и разливку металла, термическую резку, обработку давлением, сварку, наплавку и термическую обработку должна быть согласована с головной отраслевой материаловедческой организацией. На исправление дефектов в металле изделий (в том числе в сварных соединениях и наплавках) с помощью сварки должны согласовываться с головной материаловедческой организацией только типовые технологические инструкции, регламентирующие технологию исправления наиболее часто встречающихся (типовых) дефектов.

Указанное согласование не является обязательным, если производственно-технологическая документация составлена в полном соответствии с отраслевыми технологическими стандартами, руководящими техническими материалами или инструкциями (при наличии таковых), разработанными, согласованными и утвержденными в установленном порядке. При этом отраслевые документы должны содержать конкретные технологические требования и указания (включая режимы сварки, наплавки, термической обработки и т.п.), полностью отражающие требования настоящих Правил и ОП.

При наличии согласованных с головной отраслевой материаловедческой организацией технологических инструкций согласование карт технологических процессов не требуется.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.1.3. При изготовлении, монтаже и ремонте предприятие-изготовитель (монтажная, ремонтная организации) должно осуществлять производственный технический контроль в объеме, предусмотренном конструкторской, производственно-технологической и производственно-контрольной документацией. Результаты указанного контроля должны удовлетворять требованиям настоящих Правил, ОП, ПК и другой нормативно-технической и конструкторской документации, распространяющейся на контролируемые оборудование и трубопроводы.

4.1.4. Сварку и наплавку, включая все операции по подготовке и сборке под сварку и наплавку, выполнению сварных соединений и наплавленных деталей, их последующей термической обработке и т.п., следует проводить в соответствии с требованиями и указаниями ОП, за исключением выполнения наплавок твердыми сплавами (в том числе наплавки уплотнительных поверхностей арматуры), которое должно проводиться в соответствии с требованиями отраслевых нормативно-технических документов и (или) ОТТ-87.

Контроль качества сварных соединений и наплавок следует осуществлять в соответствии с требованиями и указаниями ПК за исключением наплавок твердыми сплавами, контролируемых по отраслевым нормативно-техническим документам и (или) ОТТ-87.

4.1.5. Детали и сборочные единицы должны иметь указанную на чертеже маркировку, позволяющую идентифицировать их в процессе изготовления.

Маркировка деталей и сборочных единиц выполняется красками, электрографическим или ударным (клеймение) способами.

Маркировка деталей и сборочных единиц из сталей аустенитного класса и железоникелевых сплавов электрографическим способом не допускается.

Глубина отпечатков при нанесении маркировки ударным способом не должна превышать 0,3 мм. Кромки клейм не должны иметь острых граней.

4.1.6. Изготовленные изделия (сборочные единицы, детали) перед отправлением на монтаж подлежат очистке, консервации и упаковке (включая заглушку отверстий) в соответствии с требованиями технических условий на изделия.

4.1.7. Транспортирование и хранение материалов, предназначенных для изготовления, монтажа и ремонта оборудования и трубопроводов, а также готового оборудования и сборочных единиц оборудования и трубопроводов должны проводиться в соответствии с требованиями стандартов и технических условий на конкретные материалы, технических условий на изделия и соответствующих инструкций.

4.2. Методы изготовления и монтажа

4.2.1. Резка полуфабрикатов (заготовок) и вырезка отверстий должны проводиться по технологии, исключающей образование трещин. После термической резки следует проводить механическую обработку кромок, предусмотренную производственно-технологической документацией.

4.2.2 Днища и крышки, а также их детали следует изготавливать штамповкой из целого листа или сварной листовой заготовки (из предварительно сваренных между собой листов).

Допускается изготовление днищ, крышек и их деталей свободной ковкой машинным способом при условии их последующего сплошного ультразвукового или радиографического контроля.

4.2.3. Высадку горловин в обечайках, днищах, крышках и других деталях или сборочных единицах следует выполнять машинным способом.

4.2.4. Допускается раздача или обжатие концов труб для обеспечения сопряжения их внутренних поверхностей при выполнении сварных соединений.

Холодная раздача (обжатие) допускается только на трубах, для которых регламентированное стандартами или техническими условиями минимальное значение относительного удлинения металла при температуре 20 °С составляет не менее 18%. При этом изменение фактического наружного диаметра концов труб должно быть не более 3% его номинального значения.

Допустимость применения и условия горячей раздачи (обжатия) концов труб устанавливаются производственно-технологической документацией.

4.2.5. Сопрягаемые поверхности приварных деталей (накладок, ребер жесткости, скоб, подвесок и др.) должны иметь ту же конфигурацию, что и поверхность изделия в местах приварки указанных деталей.

Допустимый зазор между краями поверхности подлежащей приварке детали и поверхностью изделия должен быть не менее половины расчетной высоты углового шва, но не более 5 мм, если в конструкторской документации не установлены более жесткие требования.

4.2.6. Холодный натяг трубопроводов следует проводить после выполнения всех сварных соединений (за исключением замыкающего) на участке натяга, их термической обработке (если предусмотрено ее проведение), контроля качества выполненных сварных соединений всеми предусмотренными методами и окончательного закрепления неподвижных опор на концах участка натяга. Величина холодного натяга (расстояние между концами сближаемых труб) должна быть указана в проектной документации.

Выполнение холодного натяга монтажная организация должна оформить актом, прилагаемым к паспорту трубопровода.

4.2.7. При изготовлении из листов, труб, поковок и сортового проката деталей с номинальной толщиной стенки менее 8 мм, подлежащих эксплуатации при рабочем абсолютном давлении менее 0,133 Па (вакуум) или в средах, содержащих гелий, следует соблюдать требования конструкторской документации по расположению волокон для исключения возможности проникновения наружной или внутренней среды вдоль волокон детали в местах их перерезывания.

4.3. Допуски

4.3.1. Отклонение наружного диаметра и овальность цилиндрических изделий (кроме труб), изготовленных из листов, поковок и отливок, должно быть не более 1% его номинального значения, но не более 20 мм.

На отдельных участках цилиндрических изделий (сборочных единиц) в местах расположения сварных соединений, в том числе в местах приварки штуцеров (патрубков), труб, опор, цапф и других деталей, допускается увеличение отклонения наружного диаметра и овальности до 1,5% его номинального значения, но не более чем до 30 мм.

Указанные требования действительны, если технической документацией на изделие не установлены меньшие значения отклонений наружного диаметра и величины овальности.

Овальность определяют по формуле:

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)%,


где ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) и ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - наибольший и наименьший наружный диаметры изделия, измеренные в одном поперечном сечении.

4.3.2. Отклонение наружного диаметра и овальность конических изделий должны удовлетворять требованиям конструкторской документации.

4.3.3. Отклонение наружного диаметра и овальность цилиндрических изделий, изготавливаемых из труб без дополнительной обработки, связанной с изменением диаметра, должны удовлетворять требованиям стандартов или технических условий на применяемые трубы за исключением прямых участков, примыкающих к гибам на длине, равной двум номинальным наружным диаметрам трубы. На указанных участках, а также на деталях (сборочных единицах), изготавливаемых из труб с дополнительной обработкой, связанной с изменением диаметра, отклонения наружного диаметра и овальность должны удовлетворять требованиям конструкторской документации.

4.3.4. Отклонение внутреннего диаметра сферических днищ и крышек должно быть не более 1% его номинального значения, но не более 20 мм, если технической документацией на изделие не установлены меньшие значения.

4.3.5. Отклонения от заданного чертежом профиля эллиптических и других выпуклых (вогнутых) днищ и крышек (кроме сферических) должны быть не более 1% номинального значения внутреннего диаметра днища (крышки), но не более 20 мм, если технической документацией на изделие не установлены меньшие значения.

4.3.6. В высаженных горловинах радиус галтели на наружной поверхности горловины ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должен быть не менее номинальной толщины стенки детали в месте высадки горловины ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), но не менее 20 мм (рис.18).

Рис.18. Схема высаженной горловины

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)


Рис.18. Схема высаженной горловины, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)30 мм



Допускается уменьшение значения ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) до 0,25ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) при значениях ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) свыше 20 мм и до 5 мм при значениях ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) до 20 мм включительно при условии, что после высадки горловины деталь подвергают термической обработке (для деталей из сталей аустенитного класса и из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей перлитного класса допускается совмещение операций горячей высадки горловины и термической обработки), а после ее выполнения проводят капиллярный или магнитопорошковый контроль наружной и внутренней поверхностей горловины в пределах зоны, указанной на рис.18. При номинальном внутреннем диаметре высаженной горловины менее 200 мм указанный контроль ее внутренней поверхности может не проводиться по совместному решению конструкторской и головной материаловедческой организаций. Капиллярный и магнитопорошковый контроль следует проводить после механической обработки горловины в случае выполнения такой обработки).

Приведенные требования к радиусам галтелей должны быть выдержаны как до, так и после механической обработки горловин.

4.3.7. Овальность гнутых участков труб (определяемых по формуле п.4.3.1) не должна превышать 6% на деталях трубопроводов (коленах, отводах и др.) группы А, 8% на деталях трубопроводов группы В и 12% на деталях трубопроводов группы С, если меньшие значения овальности не установлены технической документацией на изделие.

Для гнутых участков труб на деталях трубопроводов групп В и С допускаются более высокие значения овальности при условии выполнения расчета на прочность, подтверждающего допустимость соответствующей овальности. Расчет должен быть согласован с организацией, определяемой Госатомнадзором России в каждом конкретном случае.

Овальность гнутых участков труб поверхностей теплообмена оборудования всех групп не должна превышать 12%, если меньшие значения не установлены технической документацией на изделие.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

4.3.8. Приведенные в настоящем пункте требования по овальности не распространяются на тонкостенные цилиндрические изделия с отношением номинальной толщины стенки к номинальному наружному диаметру менее 0,02, изменяющие свою форму под действием собственной массы и (или) массы присоединяемых деталей. В этом случае значения овальности должны соответствовать установленным техническими условиями на изделие.

4.3.9.Утонение (утолщение) ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) стенки гнутых участков труб должно удовлетворять требованиям чертежей и технических условий на изделие.

Значение утонения (утолщения) определяют по формуле:

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)%,


где ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - фактическая толщина стенки по измерениям прямого участка трубы до изготовления гиба; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - фактическая толщина стенки по измерениям гнутого участка после изготовления.

4.3.10. На внутреннем обводе гнутых участков труб высота волнистости (гофр) не должна превышать норм, установленных чертежами и техническими условиями на изделие. Ширина каждой гофры должна превышать ее высоту не менее чем в три раза.

Исправление недопустимой волнистости с помощью механической обработки или термической резки (строжки) не допускается. Технология исправления такой волнистости другими методами должна быть согласована с головной материаловедческой организацией.

Местные неровности в начале и конце гиба допускается исправлять с помощью механической обработки или термической резки (строжки) по технологии, согласованной с головной материаловедческой организацией.

4.4. Термическая обработка

4.4.1. Термической обработке следует подвергать заготовки, детали, сборочные единицы и другие изделия, если ее проведение предусмотрено настоящими Правилами, ОП, другими нормативно-техническими документами, конструкторской или производственно-технологической документацией.

Необходимость проведения термической обработки сборочных единиц и деталей в процессе изготовления или монтажа должна указываться в конструкторской документации.

4.4.2. Вид термической обработки (отпуск, нормализация или закалка с последующим отпуском, аустенизация и т.п.) и ее режимы (скорость нагрева, температура и время выдержки, условия охлаждения и т.п.) устанавливаются стандартами или техническими условиями на полуфабрикаты или изделия, а при отсутствии в стандартах и технических условиях соответствующих указаний - производственно-технологической документацией.

4.4.3. Обечайки, полуобечайки, днища, крышки и другие детали из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей после холодной вальцовки или штамповки подлежат термической обработке, если отношение номинальной толщины стенки к номинальному внутреннему радиусу обечайки (полуобечайки) или к наименьшему радиусу кривизны днища или крышки превышает 0,05.

4.4.4. Гнутые участки труб из углеродистой и кремнемарганцовистых сталей подлежат термической обработке, если отношение среднего радиуса гиба к номинальному наружному диаметру трубы составляет менее 3,5, а отношение номинальной толщины стенки трубы к ее номинальному наружному диаметру превышает 0,05.

4.4.5. Термическую обработку деталей из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей после горячей вальцовки, гибки или штамповки допускается не проводить, если в момент окончания операции деформирования температура металла была не ниже 700 °С.

4.4.6. В случаях, не указанных в п.4.4.3 и 4.4.4, необходимость термической обработки деталей после деформации устанавливается стандартами, чертежами изделий и производственно-технологической документацией в зависимости от свойств материала деталей и максимального значения деформации.

4.4.7. В случаях, предусмотренных производственно-технологической документацией, допускается совмещение термической обработки после деформирования деталей (сборочных единиц) из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей, а также из сталей аустенитного класса с последующей термической обработкой изделия после двух технологических операций (например, сварки).

4.4.8. В процессе проведения термической обработки должен быть обеспечен контроль за соблюдением заданных производственно-технологической документацией режимов нагрева и выдержки с фиксацией их параметров.

4.4.9. При закалке и нормализации изделие следует помещать в термическую печь целиком.

4.4.10. При отпуске и аустенизации изделий большой длины допускается термическая обработка изделия в печи по частям с обеспечением перепада температур металла изделия в зоне границы нагрева и на расстояния 1 м от края печи не более 100 °С по технологии, согласованной с головной материаловедческой организацией.

4.4.11. В случаях, указанных в конструкторской и (или) производственно-технологической документации, при отпуске и аустенизации гнутых участков труб допускается местная термическая обработка участка гиба и примыкающих к нему с каждой стороны прямых участков труб протяженностью не менее трехкратной номинальной толщины ее стенки, но не менее 100 мм.

4.4.12. Свойства металла изделий, прошедших термическую обработку, проверяются путем испытаний образцов, вырезанных из припусков или из отдельных контрольных проб, отобранных из заготовок. Пробы должны отбираться из материала той же партии (плавки), что и контролируемое изделие и должны быть подвергнуты термической обработке в том же объеме и по тем же режимам (вместе с контролируемым изделием или отдельно от него), что и изделие в процессе изготовления или монтажа с учетом отпусков в случаях исправления дефектов металла.

Примечание. Под термином "тот же режим термической обработки" следует понимать термическую обработку одного вида (отпуск, нормализация или закалка с отпуском, аустенизация и т.п.) с одинаковой температурой и продолжительностью выдержки с учетом допусков, установленных производственно-технологической документацией.

4.4.13. При технологических отпусках контрольных проб допускается уменьшение продолжительности выдержки по сравнению с установленной для производственных изделий, но не более чем на 20%.

Примечание. Здесь и далее под термином "продолжительность выдержки" следует понимать номинальную (среднюю) продолжительность выдержки, установленную производственно-технологической документацией для отдельного отпуска. Суммарная продолжительность выдержки определяется как сумма номинальных (средних) продолжительностей выдержки, установленных для отдельных отпусков.

4.4.14. Если контролируемые производственные изделия подлежат многократным технологическим отпускам при одной температуре с одинаковой суммарной продолжительностью выдержки, контрольную пробу допускается подвергать однократному отпуску при той же температуре с продолжительностью выдержки не менее 80% и не более 100% суммарной продолжительности выдержки производственных отпусков.

4.4.15. Если контролируемые производственные изделия подлежат многократным технологическим отпускам при различных температурах с одинаковой продолжительностью (суммарной продолжительностью) выдержки при одной и той же температуре, контрольную пробу допускается подвергать однократному отпуску с продолжительностью выдержки при каждой температуре не менее 80% и не более 100% продолжительности (суммарной продолжительности) выдержки соответствующего производственного отпуска (отпусков). При этом сначала проводят выдержку при более низкой температуре, а затем при более высокой. Время перехода от одной температуры к другой в продолжительность выдержки не засчитывается.

В случаях, когда среди предусмотренных для производственных изделий многократных отпусков при различных температурах имеются отпуски с одной и той же температурой и одинаковой суммарной продолжительностью выдержки, в процессе проведения однократного отпуска контрольной пробы продолжительность выдержки при каждой такой температуре должна составлять не менее 80% и не более 100% суммарной продолжительности соответствующих производственных отпусков.

4.4.16. Допускается проверка свойств металла на одной контрольной пробе с соблюдением указаний п.4.4.13-4.4.15 в случаях, когда предусмотренная при одной и той же температуре продолжительность (суммарная продолжительность) выдержки производственных отпусков различна, но разница между максимальной и минимальной продолжительностью (суммарной продолжительностью) выдержки не превышает 20% максимальной продолжительности (суммарной продолжительности) выдержки. При этом в процессе проведения отпуска контрольной пробы продолжительность выдержки должна составлять не менее 80% и не более 100% максимальной продолжительности выдержки производственного отпуска (максимальной суммарной продолжительности выдержки соответствующих производственных отпусков).

4.4.17. Если контролируемые производственные изделия подлежат отпускам при различных температурах (кроме случаев, указанных в п.4.4.15) или (и) с различной продолжительностью выдержки (кроме случаев, указанных в п.4.4.16), проверку свойств металла следует проводить на двух отдельных контрольных пробах.

Первая контрольная проба должна быть подвергнута (с учетом указаний п.4.4.13-4.4.15) тому же отпуску, что и производственное изделие, для которого предусмотрена наименьшая температура отпуска и (или) минимальная продолжительность выдержки (при однократном отпуске) или наиболее низкие температуры и (или) наименьшая суммарная продолжительность выдержки при наибольшей для данного изделия температуре отпуска (при многократных отпусках).

Если среди контролируемых производственных изделий имеются как подлежащие, так и не подлежащие технологическому отпуску, первую контрольную пробу отпуску не подвергают.

Проверку свойств металла на первой пробе допускается не проводить, если до начала изготовления (монтажа) производственных изделий свойства металла заготовок были проверены и соответствовали установленным требованиям.

Вторая контрольная проба должна быть подвергнута (с учетом указаний п.4.4.13-4.4.15) тому же отпуску, что и производственное изделие, для которого предусмотрены наиболее высокая температура отпуска и (или) максимальная продолжительность выдержки (при однократном отпуске) или наиболее высокие температуры отпусков и (или) максимальная суммарная продолжительность выдержки при наибольшей для данного изделия температуре отпуска (при многократных отпусках).

При определении максимальной суммарной продолжительности выдержки следует учитывать все предусмотренные производственно-технологической документацией обязательные и возможные отпуски, в том числе отпуски после исправления дефектов в основном материале и сварных соединениях.

4.4.18. Если контролируемые производственные изделия из углеродистых и кремнемарганцовистых сталей подлежат многократной нормализации (закалке) или нагревам под деформацию при температурах нормализации (закалки), контрольную пробу допускается подвергать только нормализации (закалке) по последнему режиму.

4.5. Контроль качества основных материалов

4.5.1. После резки и механической обработки торцы деталей (сборочных единиц) и кромки отверстий должны быть проконтролированы на отсутствие трещин, расслоений и других дефектов. Необходимость, методы и объемы контроля, а также нормы оценки качества устанавливаются производственно-технологической документацией с учетом требований стандартов и технических условий на соответствующие полуфабрикаты (заготовки) конструкторской документацией.

4.5.2. Объем контроля на соответствие изделий требованиям п.4.3 устанавливается конструкторской документацией (таблицами контроля) и (или) производственно-технологической документацией.

4.5.3. Крутоизогнутые колена (отводы) с номинальным наружным диаметром свыше 57 мм и нормальноизогнутые колена с номинальным наружным диаметром свыше 150 мм, предназначенные для изготовления оборудования и трубопроводов групп А и В, подлежат сплошному контролю на овальность (п.4.3.7) и на утонение (утолщение) стенки (п.4.3.9).

В остальных случаях контроль овальности и утонения (утолщения) стенки колен на криволинейных участках проводят выборочно в объеме не менее 10% колен каждого типоразмера, изготовленных по одному заказу и по одной и той же технологии (но не менее двух колен).

4.5.4. При проверке свойств основного металла после термической обработки (п.4.4.12) определяют механические свойства металла и его стойкость против межкристаллитной коррозии (последнее только для коррозионно-стойких сталей аустенитного класса и железоникелевых сплавов). Необходимость, объем и температуры испытаний, определяемые характеристики и показатели, их нормативного значения, а также типы и количество образцов устанавливаются конструкторской документацией (таблицами контроля) и производственно-технологической документацией с учетом требований стандартов и (или) технических условий на соответствующие полуфабрикаты (заготовки).

4.5.5. Результаты контроля должны быть зафиксированы в отчетной документации, форма которой устанавливается предприятием-изготовителем (монтажной организацией).

5. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ (ПНЕВМАТИЧЕСКИЕ) ИСПЫТАНИЯ

5.1. Общие требования

5.1.1. Гидравлические (пневматические) испытания проводят с целью проверки прочности и плотности оборудования, трубопроводов, их деталей и сборочных единиц, нагружаемых давлением.

5.1.2. Гидравлические испытания проводят:

1) после изготовления предприятием-изготовителем оборудования или элементов трубопроводов, поставляемых на монтаж;

2) после монтажа оборудования и трубопроводов;

3) в процессе эксплуатации оборудования и трубопроводов, нагружаемых давлением воды, пара или пароводяной смеси.

5.1.3. Допускается вместо гидравлических испытаний проводить пневматические испытания оборудования и трубопроводов, нагружаемых давлением газа, работающих под вакуумом, находящихся в контакте с жидкометаллическим теплоносителем, а также страховочных корпусов (кожухов) АЭУ с реакторами на быстрых нейтронах и защитных оболочек ACT. Возможность такой замены должна быть одобрена Госатомнадзором России.

Допускается не проводить гидравлические испытания (после изготовления и в процессе эксплуатации) корпусов опытных и исследовательских ядерных реакторов, работающих под давлением веса наполняющей их жидкости, при условии проведения в процессе изготовления 100%-ного контроля сварных швов ультразвуковой дефектоскопией или радиографическим методом и методами поверхностной дефектоскопии.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.1.4. Гидравлические (пневматические) испытания после монтажа и в процессе эксплуатации проводятся в сроки, указанные в п.8.2.6.

5.1.5. Проведение гидравлических (пневматических) испытаний после монтажа при сдаче оборудования и трубопроводов в эксплуатацию, а также в процессе эксплуатации (за исключением случаев ремонта, специально оговоренных в настоящем документе), является обязательным.

5.1.6. Проведение гидравлических испытаний деталей или сборочных единиц трубопроводов, изготовленных на монтажных площадках, допускается совмещать с гидравлическими испытаниями после завершения монтажа.

5.1.7. Оборудование и трубопроводы после изготовления и монтажа должны подвергаться гидравлическим испытаниям до нанесения защитных антикоррозионных покрытий или тепловой изоляции.

На оборудовании и трубопроводах, в процессе эксплуатации контактирующих с жидкометаллическим теплоносителем, допускается нанесение тепловой изоляции до гидравлических испытаний указанным теплоносителем.

Допускается проводить металлизацию (без нанесения лакокрасочных покрытий) сварных соединений трубопроводов до гидравлических испытаний, если это невозможно провести после окончания монтажа, что должно быть оговорено в конструкторской документации.

5.1.8. Гидравлические (пневматические) испытания оборудования и трубопроводов в процессе эксплуатации должны проводиться после снятия тепловой изоляции в местах, указанных в п.2.1.9, а также оговоренных в конструкторской документации.

5.1.9. Гидравлические испытания отдельных деталей и сборочных единиц оборудования и трубопроводов после их изготовления допускается не проводить в следующих случаях:

1) предприятие-изготовитель осуществляет гидравлические испытания этих деталей и сборочных единиц в составе укрупненных сборочных единиц или изделий;

2) предприятие-изготовитель не содержащего сварных соединений I и Iн категории оборудования группы В из сталей перлитного класса или высокохромистых сталей осуществляет сплошной ультразвуковой и радиографический контроль основного металла и сварных соединений, а из сталей аустенитного класса и железоникелевых сплавов - сплошной радиографический контроль основного металла и сварных соединений при соблюдении всех других требований ПК и конструкторской документации;

3) предприятие-изготовитель оборудования группы С из сталей перлитного класса и из высокохромистых сталей осуществляет сплошной ультразвуковой контроль всех сварных соединений, а также их радиографический контроль в удвоенном объеме по сравнению с предусмотренным ПК, а из сталей аустенитного класса и железоникелевых сталей - сплошной радиографический контроль всех сварных соединений; при этом должны соблюдаться все другие требования ПК и конструкторской документации;

4) предприятие-изготовитель деталей и сборочных единиц трубопроводов групп В и С из сталей перлитного класса и из высокохромистых сталей осуществляет сплошной ультразвуковой контроль всех сварных соединений, а также радиографический контроль сварных соединений IIа, IIна категорий в объеме 100%, IIв, IIнв и IIIа категорий - в объеме 50%, IIIв - в объеме 25%, а из сталей аустенитного класса - сплошной радиографический контроль всех сварных соединений, при этом должны соблюдаться все требования ПК и конструкторской документации; кроме того, должен быть проведен дополнительный капиллярный или магнитопорошковый контроль механически обработанных поверхностей (расточек, переходов, гибов труб и т.д.) и ультразвуковой или радиографический контроль металла в зонах концентрации напряжений и в зонах, подвергавшихся деформации более 5% при изготовлении (гибов и раздаваемых концов труб, вытянутых горловин и т.п.) и объеме, устанавливаемом конструкторской документацией (для трубопроводов группы С указанный дополнительный контроль допускается не проводить).

5.1.10. Нормы оценки качества при контроле по п.5.1.9 должны приниматься для основного металла по стандартам или техническим условиям на соответствующие материалы и полуфабрикаты, а для сварных соединений - по ПК.

5.1.11.Гидравлические (пневматические) испытания отдельных деталей (например, труб) на предприятии-изготовителе допускается не проводить, если они прошли гидравлические испытания на предприятии-поставщике этих изделий и после этого не подвергались операциям, в процессе которых материал указанных деталей претерпевал пластические деформации.

5.1.12. Гидравлические (пневматические) испытания после изготовления элементов оборудования и трубопроводов, нагружаемых в процессе эксплуатации наружным давлением, допускается проводить при нагружении внутренним давлением.

5.2. Определение давления гидравлических (пневматических) испытаний

5.2.1. Давление гидравлических испытаний должно быть не менее определяемого по формуле:

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (нижняя граница)


и не более давления, при котором в испытуемом изделии возникнут общие мембранные напряжения, равные 1,35ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), а сумма общих или местных мембранных и общих изгибных напряжений достигнет 1,7ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (верхняя граница).

В вышеприведенной формуле ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)1,25 для оборудования и трубопроводов и ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)1 для защитных оболочек и страховочных корпусов (кожухов), ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - расчетное давление при испытаниях на предприятии-изготовителе или рабочее давление при испытаниях после монтажа и в процессе эксплуатации, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - номинальное допустимое напряжение при температуре гидравлических испытаний ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), для рассматриваемого элемента конструкции, ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - номинальное допускаемое напряжение при расчетной температуре ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) рассматриваемого элемента конструкции.

Для элементов, нагружаемых наружным давлением, должно также выполняться условие:

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006).


Примечание. Значения ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - общие и местные мембранные и общие изгибные напряжения; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - допускаемое наружное давление при температуре гидравлических испытаний определяют по Нормам расчета на прочность.

5.2.2. При давлении ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) до 0,49 МПа (5 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) значение ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должно быть более 1,5ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), но не менее 0,2 МПа (2 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)).

При давлении ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) более 0,49 МПа (5 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) значение ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должно определяться из условий п.5.2.1, но быть не менее (ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)+0,29) МПа [(ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)+3) кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)].

Указанные требования не распространяются на оборудование и трубопроводы жидкометаллическим теплоносителем.

5.2.3. В случае, если гидравлическим (пневматическим) испытаниям подвергаются система или контур, состоящие из оборудования и трубопроводов, работающих при разных рабочих давлениях и (или) расчетных температурах, или изготовленных из материалов с различными ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) и (или) ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), то давление гидравлических (пневматических) испытаний этой системы (контура) следует принимать равным минимальному значению верхней границы давлений испытаний, выбранному из всех соответствующих значений для оборудования и трубопроводов, составляющих систему (контур).

5.2.4. Значения давления гидравлических испытаний для оборудования и сборочных единиц (блоков) трубопроводов должны указываться предприятием-изготовителем в паспорте оборудования и свидетельстве об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопровода.

Значения давлений гидравлических (пневматических) испытаний систем (контуров) должны определяться проектной организацией, сообщаться предприятию - владельцу оборудования и трубопроводов, которое уточняет эти значения на основе данных, содержащихся в паспортах оборудования и трубопроводов, комплектующих систему (контур).

5.3. Определение температуры гидравлических (пневматических) испытаний

5.3.1. Гидравлические (пневматические) испытания оборудования и трубопроводов должны проводиться при температуре испытательной среды, при которой температура металла испытуемого оборудования и трубопроводов не будет ниже минимальной допускаемой, определяемой согласно Нормам расчета на прочность. При этом во всех случаях температура испытательной и окружающей среды не должна быть ниже 5 °С.

5.3.2. Допускается проведение гидравлических (пневматических) испытаний после изготовления или монтажа без проведения расчета по п.5.3.1 при температуре металла не менее 5 °С в следующих случаях:

1) изделие изготовлено из коррозионно-стойкой стали аустенитного класса, цветного или железоникелевого сплава;

2) изделие изготовлено из материалов с пределом текучести при температуре 20 °С менее 295 МПа (30 кгс/ммПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) и имеет наибольшую толщину стенки не более 25 мм;

3) изделие изготовлено из материалов с пределом текучести при температуре 20 °С менее 590 МПа (60 кгс/ммПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) и имеет наибольшую толщину стенки не более 16 мм.

Допускается также без проведения расчета по п.5.3.1 определять минимальную допускаемую температуру металла при гидравлических испытаниях ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) из следующих соотношений:

при ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006);

при ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006);

при ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006),


где ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - критическая температура хрупкости материала в исходном состоянии, °С; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - наибольшая номинальная толщина стенки изделия, мм; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - предел текучести материала при температуре 20 °С, МПа.

Значение ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должно либо задаваться в конструкторской документации и подтверждаться в процессе изготовления, либо определяться по методикам, приведенным в Нормах расчета на прочность.

5.3.3. Допускаемая температура металла при гидравлических испытаниях, проводимых после изготовления, должна определяться конструкторской (проектной) организацией согласно п.5.3.1, 5.3.2 и указываться в чертежах, паспортах оборудования и свидетельствах об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопроводов.

Указанную температуру допускается определять с использованием фактических свойств металла, примененного при изготовлении.

5.3.4. Допускаемая температура металла при гидравлических (пневматических) испытаниях оборудования и трубопроводов в составе системы (контура) после монтажа принимается максимальной из всех указанных согласно п.5.3.3 в паспортах оборудования (свидетельствах об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопроводов), и приводится предприятием-владельцем в комплексной программе (инструкции) проведения гидравлических (пневматических) испытаний.

5.3.5. Допускаемая температура металла при гидравлических (пневматических) испытаниях в процессе эксплуатации (в том числе после ремонта) устанавливается администрацией АЭУ на основе данных расчета на прочность, паспортов оборудования и трубопроводов, чисел циклов нагружения, зафиксированных в процессе эксплуатации, фактических флюенсов нейтронов с энергией ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,5 МэВ, данных испытаний образцов-свидетелей, устанавливаемых в корпуса ядерных реакторов.

5.3.6. Если на основе анализа на стадии проектирования по пп.5.3.1-5.3.3 допускаемая температура металла при гидравлических (пневматических) испытаниях окажется такой, что ее невозможно обеспечить штатными средствами данной АЭУ, то разработчик проекта АЭУ должен предусмотреть в составе проекта специальное устройство для обеспечения требуемой температуры.

5.3.5, 5.3.6. (Измененная редакция, Изм. N 1).

5.4. Требования к проведению гидравлических (пневматических) испытаний

5.4.1. Время выдержки оборудования и трубопроводов под давлением ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) при гидравлических испытаниях должно быть не менее 10 мин. После выдержки давление гидравлических испытаний снижается до значений 0,8ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) и проводится осмотр оборудования и трубопроводов в доступных местах в течение времени, необходимого для осмотра. Минимально допускаемая температура металла при выдержке должна определяться по нормам расчета на прочность. Измерение давления при гидравлических испытаниях должно проводиться по двум независимым проверенным манометрам или каналам измерений.

Погрешность измерения давления при гидравлических испытаниях с учетом класса точности датчика (манометра) не должна превышать ±5% номинального значения давления испытаний. Класс точности датчика (манометра) должен быть не менее 1,5.

5.4.2. Время выдержки под давлением ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) при испытаниях после изготовления арматуры с внутренним диаметром присоединительных патрубков не более 100 мм допускается устанавливать по технической документации на изделие.

5.4.3. В процессе гидравлических испытаний допускается колебание давления вследствие изменения температуры жидкости. Допускаемые значения колебаний температуры и давления в каждом конкретном случае должны устанавливаться расчетом или экспериментально, при этом давление не должно выходить за нижнюю и верхнюю границы по п.5.2.1, 5.2.3. Понижение температуры ниже устанавливаемой по подразд.5.3 не допускается.

Допускается компенсировать предусмотренные конструкцией уплотнений валов насосов протечки путем подкачки испытательной среды.

5.4.4. Гидравлические испытания должны проводиться с использованием негорючей среды, не оказывающей вредного влияния на оборудование или трубопровод.

Требования к качеству испытательной среды устанавливаются техническими условиями на изделие и должны указываться в паспортах оборудования и трубопроводов или в свидетельствах об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопроводов.

5.4.5. Контроль температуры металла должен проводиться приборами термоконтроля. Контроль температуры допускается не проводить, если температура жидкости и температура окружающей среды выше температуры гидравлических испытаний, установленной по подразд.5.3.

Температура должна контролироваться датчиками и приборами с суммарной погрешностью, не превышающей ±3% максимального значения измеряемой температуры.

5.4.6. При проведении гидравлических испытаний оборудования и трубопроводов должны быть приняты меры для исключения скопления газовых пузырей в полостях, заполненных жидкостью.

5.5. Пневматические испытания

5.5.1. Давление пневматических испытаний ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) должно быть не менее определяемого по формуле:

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (нижняя граница),


где ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)1,15 для оборудования и трубопроводов; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)1 для защитных оболочек и страховочных корпусов (кожухов).

Верхняя граница та же, что и в п.5.2.1.

Для элементов, нагружаемых давлением, должно выполняться также условие

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006).


Требования п.5.2.2 при пневматических испытаниях не имеют силы.

5.5.2. Если в оборудовании и трубопроводах в процессе эксплуатации имеется столб жидкого металла, который невозможно иметь в процессе пневматических испытаний, то нижняя граница давления пневматических испытаний должна определяться по формуле

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006),


где ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - высота столба жидкого металла; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - удельная масса жидкого металла при расчетной температуре; ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) - рабочее давление газа над уровнем жидкого металла.

5.5.3. При пневматических испытаниях защитных оболочек, страховочных корпусов (кожухов) охватываемые ими оборудование или трубопроводы могут находиться под наружным давлением, вследствие чего в оборудовании или трубопроводах может оказаться необходимым создавать противодавление ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006). В этом случае должно выполняться следующее условие:

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006).

5.5.4. При определении минимально допустимой температуры металла следует руководствоваться указаниями п.5.3.

5.5.5. При пневматических испытаниях должны соблюдаться требования пп.5.2.3, 5.2.4, подразд.5.3, 5.4.1 (в части требований к погрешности изменений и класса точности прибора), пп.5.4.3, 5.4.5.

5.5.6. Время выдержки оборудования и трубопроводов под давлением ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) при пневматических испытаниях должно быть не менее 30 мин. После выдержки давление снижается, и проводится осмотр оборудования и трубопроводов в доступных местах в течение необходимого времени. Осмотр проводится при давлении, определяемом лицом, ответственным за проведение испытаний, исходя из условий безопасности, но во всех случаях это давление не должно превышать 0,85ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006).

Время выдержки под давлением арматуры с внутренним диаметром присоединительных патрубков не более 100 мм при пневматических испытаниях устанавливается техническими условиями на поставку.

5.5.7. Предназначенные для пневматических испытаний вентили наполнительного трубопровода и приборы измерения давления и температуры должны быть выведены за пределы помещения, в котором находится испытываемое оборудование, в безопасное для персонала место. Во время подъема давления газа в испытываемом оборудовании и трубопроводах, выдержки под давлением ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) и снижения давления до значения, установленного для осмотра, персонал должен находиться в безопасном месте.

5.6. Программы проведения гидравлических (пневматических) испытаний

5.6.1. Перед проведением гидравлических (пневматических) испытаний оборудования и сборочных единиц (деталей) трубопроводов предприятием-изготовителем должна быть составлена производственная программа (или технологическая инструкция, технологический процесс) испытаний.

5.6.2. Для проведения гидравлических (пневматических) после монтажа и в процессе эксплуатации проектной организацией должна быть составлена комплексная программа испытаний, на основе которой администрацией АЭУ (или специализированной организацией, определяемой решением соответствующего министерства) должна быть составлена рабочая программа испытаний.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

5.6.3. Производственная программа (технологическая инструкция, технологический процесс гидравлических (пневматических) испытаний оборудования и сборочных единиц (деталей) трубопроводов после изготовления должна включать следующие данные:

1) наименование оборудования или сборочных единиц (деталей) трубопроводов;

2) расчетное давление;

3) давление гидравлических (пневматических) испытаний;

4) температура гидравлических (пневматических) испытаний;

5) испытательные среды и требования к их качеству;

6) допустимые скорости повышения и снижения давления;

7) допустимые скорости повышения и снижения температуры;

8) время выдержки при давлении испытаний ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006));

9) давление, при котором должен проводиться осмотр;

10) источник давления;

11) метод нагрева испытательной среды (при необходимости);

12) точки установки датчиков (приборов) контроля давления и их класс точности;

13) точки установки датчиков (приборов) контроля температур и их класс точности;

14) допускаемые пределы колебаний давления и температуры в процессе выдержки;

15) требования по технике безопасности;

16) места установки технологических заглушек;

17) перечень организационных мероприятий, включая назначение ответственных за испытания лиц.

Программа должна быть утверждена главным инженером (директором) предприятия-изготовителя и согласована с соответствующей конструкторской организацией.

5.6.4. Комплексная программа гидравлических (пневматических) испытаний систем, их частей или отдельных видов оборудования и трубопроводов после монтажа и в процессе эксплуатации должна включать следующие данные:

1) наименования и границы испытуемой системы (части системы, оборудования, трубопроводов);

2) рабочее давление;

3) давление гидравлических (пневматических) испытаний;

4) температура гидравлических (пневматических) испытаний;

5) испытательные среды и требования к их качеству;

6) допустимые скорости повышения и понижения давления;

7) допустимые скорости повышения и понижения температуры;

8) давление, при котором должен проводиться осмотр;

9) способы заполнения и дренирования испытательной среды;

10) источник создания давления;

11) метод нагрева испытательной среды (при необходимости);

12) точки установки датчиков (приборов) контроля давления

13) точки установки датчиков (приборов) контроля температуры;

14) допускаемые пределы колебаний давления и температуры в процессе выдержки.

Комплексная программа должна быть согласована руководством проектной организации и утверждена администрацией АЭУ.

5.6.5. Рабочая программа гидравлических (пневматических) испытаний помимо сведений, перечисленных в п.5.6.4, должна содержать следующие данные:

1) уточнение по паспортам комплектующих испытуемых оборудования и трубопроводов значений давления и температуры гидравлических (пневматических) испытаний;

2) место подключения источника давления;

3) перечень используемых датчиков и приборов контроля давления и температуры с указанием класса точности;

4) график проведения испытаний (ступени подъема и сброса давления, подъема и снижения температуры, время выдержки и т.п.);

5) способы контроля состояния испытуемого оборудования и трубопроводов в процессе осмотра и после завершения испытаний;

6) меры по подготовке к проведению испытаний (с указанием перекрываемой и открываемой арматуры, ограничивающей испытуемую систему или ее часть);

7) перечень мест снятия тепловой изоляции;

8) меры защиты от превышения давления свыше испытательного;

9) требования по технике безопасности;

10) организационные мероприятия (включая назначение ответственного за испытания лица);

11) номер комплексной программы, на основе которой составлена рабочая программа.

Рабочая программа должна быть утверждена администрацией АЭУ.

5.6.4, 5.6.5. (Измененная редакция, Изм. N 1).

5.6.6. После завершения испытаний должен быть составлен протокол, включающий следующие данные:

1) наименование предприятия, проводившего испытания;

2) наименование испытанной системы (части системы, оборудования, трубопроводов, сборочных единиц, деталей);

3) расчетное (рабочее) давление;

4) расчетные температуры;

5) давление испытаний;

6) температура испытаний;

7) испытательная среда;

8) время выдержки при давлении испытаний;

9) давление, при котором производится осмотр;

10) номер рабочей (производственной) программы;

11) результат испытаний;

12) подпись ответственного лица и дата.

5.7. Оценка результатов гидравлических (пневматических) испытаний


Оборудование и трубопроводы считаются выдержавшими гидравлические (пневматические) испытания, если в процессе испытаний и при осмотре не обнаружено течей и разрывов металла, в процессе выдержки по п.5.4.1 падение давления не выходило за пределы, указанные в п.5.4.3, а после испытаний не выявлено видимых остаточных деформаций.

При гидравлических (пневматических) испытаниях оборудования и сборочных единиц (деталей) трубопроводов течи через технологические уплотнения, предназначенные для проведения испытаний, не являются браковочным признаком.

6. ТРЕБОВАНИЯ ПО ОСНАЩЕНИЮ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ АРМАТУРОЙ И КОНТРОЛЬНО-ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМИ ПРИБОРАМИ

6.1. Общие требования

6.1.1. Количество, тип, места установки и другие требования к арматуре и контрольно-измерительным устройствам оборудования и трубопроводов определяются проектной (конструкторской) организацией исходя из конкретных условий эксплуатации и требований настоящих Правил.

6.1.2. Резервирование арматуры и контрольно-измерительных устройств должно осуществляться в соответствии с требованиями ОПБ.

6.1.3. Установка арматуры и контрольно-измерительных устройств должна обеспечивать возможность обслуживания, контроля, ремонта и замены.

6.1.4. Арматура должна отвечать требованиям ОТТ.

6.1.5. Закрытие всех видов приводной арматуры должно происходить при вращении маховика по часовой стрелке, открытие - против часовой стрелки.

6.1.6. На арматуре должны быть указатели крайних положений затвора и указатель промежуточных положений затвора.

Необходимость установки указателя промежуточных положений определяется проектной (конструкторской) организацией.

6.1.7. Предприятие-изготовитель должно поставлять арматуру с паспортом и инструкцией по эксплуатации.

6.1.8. Арматура, требующая для открытия и закрытия усилий более 295 Н (30 кгс) или управляемая дистанционно, должна быть снабжена механизированным приводом.

Допускается для уменьшения усилий при открытии использование обводных линий с соответствующей запорной арматурой на них.

Допускается применение арматуры с ручным приводом с усилием страгивания и дожатия не более 735 Н (75 кгс), если открытие и закрытие ее проводится не чаще, чем один раз в сутки.

6.1.9. Использование регулирующей арматуры в качестве запорной и запорной арматуры в качестве регулирующей не допускается.

6.1.10. Необходимость установки на напоре и всасе насосов запорной арматуры, а также обратного клапана, размещаемого между насосом и запорной арматурой, определяется проектной (конструкторской) документацией.

Установка запорной арматуры на всасе насосов, подключаемых к емкостям, работающим под атмосферным давлением, не требуется.

6.1.11. Участки трубопроводов и оборудование, которые в процессе эксплуатации могут подвергаться осмотру или ремонту, а также трубопроводы низкого давления, подключенные к коммуникациям давлением 2,2 МПа (22 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)) и выше, должны отключаться двумя последовательно расположенными запорными арматурами с дренажем между ними. Трубопроводы систем безопасности, присоединенные к главному циркуляционному контуру, контуру многократной принудительной циркуляции, должны отключаться от него двумя последовательно установленными обратными клапанами и одной запорной арматурой; между запорной арматурой и первым по ходу среды обратным клапаном должен быть установлен дренаж с пропускной способностью, превышающей не менее чем в 10 раз проектную протечку обратного клапана. При выполнении ремонтных работ в процессе эксплуатации блока на мощности запорная арматура должна быть закрыта, вентили на линии дренажа открыты, схемы электрического силового питания разобраны, шкафы питания закрыты и опечатаны, сделаны записи в оперативных журналах. При работе блока на мощности и нахождении системы безопасности в дежурном состоянии запорная арматура может находиться в открытом состоянии.

В период отключения дренажные вентили должны быть открыты, а арматура закрыта и механическим способом исключено перемещение ее подвижных частей, схемы управления разобраны, а маховики либо сняты, либо заперты замком.

Требование по установке дренажных вентилей между запорными на границах высокого и низкого давления не распространяется на импульсные линии КИП.

Проектом должны быть предусмотрены технические и организационные меры, исключающие возможность изменения состояния указанной арматуры при ошибочных действиях обслуживающего персонала.

Участки трубопроводов и оборудование, подключенные к коммуникациям более высокого давления, но не более 2,2 МПа (2,2 кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)), которые в процессе эксплуатации подвергаются осмотру или ремонту, могут отключаться одной запорной арматурой. В период осмотра или ремонта в процессе эксплуатации арматура должна быть закрыта и механическим способом исключено перемещение ее подвижных частей (кроме арматуры, находящейся внутри защитной оболочки), маховики сняты, либо заперты замком, схемы электропитания разобраны, шкафы питания закрыты и опечатаны и сделаны записи в оперативных журналах.

6.1.12. Арматура оборудования и трубопроводов групп А и В, непредусмотренное перемещение запорных органов которой может привести к последствиям, влияющим на безопасность АЭУ, должна иметь замковые устройства и сигнализацию положения запорных органов. Необходимость установки замковых устройств и сигнализации определяется проектной (конструкторской) организацией.

6.2. Предохранительные устройства

6.2.1. Предохранительные устройства должны устанавливаться на оборудовании и трубопроводах, давление в которых может превысить рабочее как за счет происходящих в них физических и химических процессов, так и за счет внешних источников повышения давления, рассчитанных с учетом условий, указанных в п.2.1.7.

Если давление в оборудовании или трубопроводах не может превысить рабочее, то установка предохранительных устройств не требуется. Это обстоятельство должно быть обосновано в проекте.

Оборудование первого контура и страховочный корпус должны быть рассчитаны на нагрузки, возникающие при разгерметизации корпуса реактора и истечении теплоносителя в страховочный корпус.

Все отсекаемые с двух сторон участки оборудования и трубопроводов с однофазной средой (вода, жидкий металл), которые могут прогреваться любым способом, должны быть оснащены предохранительными устройствами.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

6.2.2. Количество предохранительных устройств, их пропускная способность, уставка на открытие (закрытие) должны быть определены проектной (конструкторской) организацией таким образом, чтобы давление в защищаемом оборудовании и трубопроводе при срабатывании этой арматуры не превышало рабочее на 15% (с учетом динамики переходных процессов в оборудовании и трубопроводах и динамики и времени срабатывания предохранительной арматуры) и не вызывало недопустимых динамических воздействий на предохранительную арматуру.

Допускается учитывать при расчете динамики роста давления в защищаемом оборудовании и трубопроводах опережающее срабатывание аварийной защиты атомной энергетической установки.

Для систем с возможным кратковременным локальным повышением давления (например, при химическом воздействии жидкометаллического теплоносителя и воды) допускается местное повышение давления, при котором должны срабатывать предохранительные устройства (с учетом гидравлического сопротивления на участке от места повышения давления до предохранительных устройств). Такая возможность должна быть предусмотрена в проекте и обоснована расчетом на прочность.

6.2.3. В оборудовании и трубопроводах с рабочим давлением до 0,3 МПа допускается превышение давления не более чем на 0,05 МПа. Возможность повышения давления на указанное значение должна быть подтверждена расчетом на прочность соответствующего оборудования и трубопроводов.

6.2.4. Если предохранительное устройство защищает несколько связанных между собой единиц оборудования, то оно должно выбираться и настраиваться исходя из меньшего рабочего давления для каждой из этих единиц оборудования.

6.2.5. Конструкция предохранительных устройств должна обеспечивать ее закрытие после срабатывания при достижении давления не ниже 0,9 рабочего давления, по которому выбиралась уставка на срабатывание этой арматуры.

Указанное требование не распространяется на предохранительные мембраны и гидрозатворы.

6.2.6. Уставка на посадку импульсно-предохранительных устройств с механизированным (электромагнитным или другим) приводом должна устанавливаться проектной (конструкторской) организацией исходя из конкретных условий работы оборудования и трубопроводов.

6.2.7. Количество предохранительной арматуры и (или) предохранительных мембран с принудительным разрывом, устанавливаемых для защиты оборудования и трубопроводов групп А и В, должно быть больше количества, определенного по п.6.2.2, не менее чем на одну единицу.

Указанное требование не распространяется на мембраны прямого разрыва и гидрозатворы.

6.2.8. Расчет пропускной способности предохранительных устройств должен проводиться в соответствии с требованиями нормативных документов Госатомнадзора России.

Пропускная способность предохранительных устройств должна проверяться при соответствующих испытаниях головного образца данной конструкции, проводимых предприятием-изготовителем предохранительной арматуры.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

6.2.9. При выборе количества и пропускной способности предохранительных устройств должна учитываться суммарная производительность всех возможных источников давления с учетом анализа проектных аварий, способных привести к повышению давления.

6.2.10. На напорных трубопроводах между поршневым насосом, у которого нет предохранительного клапана, и запорным органом должен быть установлен предохранительный клапан, исключающий возможность повышения давления в трубопроводах выше рабочего.

6.2.11. Установка запорной арматуры между предохранительным устройством (мембраной или другим защитным устройством по п.2.1.7) и защищаемым ею оборудованием или трубопроводом, а также на отводящих и дренажных трубопроводах предохранительной арматуры не допускается.

Допускается установка запорной арматуры перед импульсными клапанами импульсных предохранительных устройств (ИПУ) и после этих клапанов, если ИПУ снабжены не менее чем двумя импульсными клапанами, а механическая блокировка указанной запорной арматуры допускает вывод из работы только одного из этих клапанов.

6.2.12. Применение импульсных клапанов с рычажным приводом не допускается.

6.2.13. Диаметр условного прохода предохранительной арматуры и импульсного клапана должен быть не менее 15 мм.

6.2.14. В предохранительной арматуре должна быть исключена возможность изменения настройки пружины и других элементов регулировки. У предохранительных пружинных клапанов и у импульсных клапанов ИПУ пружины должны быть защищены от прямого воздействия среды и перегрева.

6.2.15. Допускается установка переключающих устройств перед предохранительной арматурой при наличии удвоенного количества импульсно-предохранительных устройств или предохранительных клапанов и обеспечения при этом защиты оборудования и трубопроводов от превышения давления при любом положении переключающих устройств.

6.2.16. Конструкция предохранительной арматуры должна предусматривать возможность проверки ее исправного действия путем открытия вручную или с пульта управления. У импульсно-предохранительных устройств это требование относится к импульсному клапану. Усилие открытия вручную не должно превышать 196 Н (20 кгс).

В случае невозможности проверки действия предохранительной арматуры на работающем оборудовании должны применяться переключающие устройства, устанавливаемые перед арматурой и позволяющие проводить проверку каждой из них с отключением от оборудования.

Переключающие устройства должны быть такими, чтобы при любом их положении с оборудованием или трубопроводами было соединено столько единиц арматуры, сколько требуется, чтобы обеспечить выполнение требований п.6.2.2.

Указанные в этом пункте требования не распространяются на мембраны и гидрозатворы.

6.2.17. Предохранительные клапаны (для ИПУ - импульсные каналы), защищающие оборудование и трубопроводы групп А и В, должны иметь механизированные (электромагнитные и другие) приводы, обеспечивающие своевременное открытие и закрытие указанных клапанов в соответствии с требованиями пп.6.2.2 или 6.2.3 и 6.2.5. Эти клапаны должны быть устроены и отрегулированы таким образом, чтобы при отказе привода они срабатывали как клапаны прямого действия и обеспечивали выполнение перечисленных выше пунктов. При наличии нескольких клапанов на защищаемом объекте механизированные приводы этих клапанов должны иметь независимые друг от друга каналы управления и энергообеспечения. Механизированные приводы могут быть использованы для проверки исправного действия и принудительного снижения давления в защищаемом объекте. Для оборудования группы С необходимость установки клапанов с таким приводом должна определяться проектной организацией.

6.2.18. Предохранительные устройства должны устанавливаться на патрубках или трубопроводах, непосредственно присоединенных к оборудованию. Допускается установка предохранительных устройств на патрубках, присоединенных к трубопроводам. При установке на одном коллекторе (трубопроводе) нескольких единиц предохранительной арматуры площадь поперечного сечения коллектора (трубопровода) должна быть не менее 1,25 расчетной суммарной площади сечения присоединительных патрубков предохранительной арматуры, установленной на нем. Импульс давления на открытие предохранительной аппаратуры должен браться от защищаемого оборудования. Допускается отбор импульса от трубопровода, на котором установлена предохранительная арматура, с учетом гидравлического сопротивления трубопровода.

6.2.19. На оборудовании и трубопроводах с жидкометаллическим теплоносителем, а также группы С допускается применение предохранительных мембранных устройств, разрушающихся при повышении давления в защищаемом оборудовании на 25% рабочего давления среды (если это подтверждено расчетом). Допускается установка предохранительных мембранных устройств перед предохранительным клапаном при условии, что между ними будет установлено устройство, позволяющее контролировать исправность разрывной мембраны, а также исключающее возможность попадания частей разрушенной разрывной мембраны в предохранительный клапан. При этом испытанием должна быть подтверждена работоспособность сочетания разрывного предохранительного клапана.

Площадь проходного сечения устройства с разрушившейся мембраной должна быть не меньше площади сечения входного патрубка предохранительной арматуры. Маркировка мембраны должна быть видна после ее установки.

6.2.20. В паспорте на предохранительную арматуру должно быть указано значение коэффициента расхода и площадь наименьшего проходного сечения седла при полностью открытом клапане.

На импульсно-предохранительные клапаны требования по указанию этих данных в паспорте не распространяются.

6.2.21. Оборудование, работающее под давлением меньшим, чем давление питающего его источника, должно иметь на подводящем трубопроводе автоматическое редуцирующее устройство (регулятор давления после себя) с манометром и предохранительной арматурой, размещенными на стороне меньшего давления.

Для группы оборудования, работающего от одного питающего источника при одном и том же давлении, допускается устанавливать одно автоматическое редуцирующее устройство с манометром и предохранительной арматурой, расположенными на одной магистрали до первого ответвления. В случаях, когда поддержание постоянного давления за редуцирующим устройством по технологическим причинам невозможно или не требуется, на трубопроводах от питающего источника могут устанавливаться нерегулируемые редуцирующие устройства (шайбы, дроссели и т.п.).

На трубопроводах, соединяющих регенеративные подогреватели турбоустановок по конденсату греющего пара, роль редуцирующих устройств могут выполнять клапаны, регулирующие уровень конденсата в корпусах аппаратов.

6.2.22. Если трубопровод на участке от автоматического редуцирующего устройства до оборудования рассчитан на максимальное давление питающего источника и на оборудовании имеется предохранительное устройство, установка предохранительного устройства после редуцирующего устройства на трубопроводе не требуется.

6.2.23. Если расчетное давление оборудования равно или больше давления питающего источника и в оборудовании исключена возможность повышения давления за счет внешних и внутренних источников энергии, то установка предохранительных устройств не обязательна.

6.2.24. Автоматические регулирующие устройства и предохранительная арматура не требуются:

1) на трубопроводах рециркуляции насосов;

2) на трубопроводах после регуляторов уровня;

3) на трубопроводах продувочных, дренажных и удаления воздуха при сбросе среды в оборудование, оснащенное предохранительными устройствами в соответствии с п.6.2.9.

Необходимость установки дроссельных шайб на этих трубопроводах определяется проектной документацией.

6.2.25. Предохранительные устройства оборудования и трубопроводов должны устанавливаться в местах, доступных для обслуживания и ремонта.

6.2.26. Отводящие трубы при отсутствии самодренируемости должны быть снабжены дренажным устройством. Установка запорной арматуры на дренажных трубах не допускается.

Внутренний диаметр отводящего трубопровода должен быть не менее диаметра выходного патрубка предохранительного клапана и рассчитан таким образом, чтобы при максимальном расходе противодавление у выходного патрубка не превышало максимального значения противодавления, установленного для данного клапана. Рабочая среда, выходящая из предохранительных устройств, должна отводиться в безопасное для персонала место.

6.2.27. Проверка функциональной способности (исправности) действия предохранительной арматуры, в том числе схем управления, с выбросом рабочей среды должна проводиться перед первым пуском оборудования на рабочие параметры и последующими плановыми пусками, но не реже одного раза в 12 месяцев. Если в результате проверки выявляются дефекты или отказы срабатывания арматуры или схемы управления, следует выполнить ремонт и провести повторную проверку.

6.2.28. Проверку настройки предохранительной арматуры следует проводить после монтажа, после влияющего на настройку ремонта арматуры или схемы управления, но не реже одного раза в 12 месяцев, путем подъема давления на оборудовании, с помощью приспособлений, входящих в комплект поставки этой арматуры, или испытанием на стационарном стенде. После настройки предохранительной арматуры на срабатывание узел настройки должен быть опломбирован. Данные по регулировке (настройке) должны быть зарегистрированы в журнале эксплуатации и ремонта предохранительных устройств.

6.2.29. Проверка исправности действия и настройки систем, защищающих оборудование и трубопроводы от превышения давления, или температуры (п.2.1.7) должна проводиться в сроки, установленные в пп.6.2.2 и 6.2.28.

6.2.30. Проверка исправности действия гидрозатворов, замена предохранительных мембран и проверка устройств принудительного разрыва их должны проводиться по графику, утвержденному главным инженером АЭУ.

6.3. Оснащение контрольно-измерительными устройствами

6.3.1. Оборудование и трубопроводы должны быть оснащены контрольно-измерительными устройствами для измерения давления, температуры, расхода, уровня рабочей среды, химического состава теплоносителя и газа, а также контроля перемещений и герметизации.

6.3.2. На парогенераторах, компенсаторах давления, барабанах-сепараторах, деаэраторах должно быть установлено не менее трех независимых указателей уровня и предусмотрена звуковая и световая сигнализация верхнего и нижнего уровней.

6.3.3. На реакторах, парогенераторах, барабанах-сепараторах, компенсаторах давления, главных паропроводах, а также другом оборудовании и трубопроводах, работающих при температуре более 150 °С, для которых конструкторской (проектной) документацией регламентирована скорость изменения температуры, должны предусматриваться устройства по фиксации изменений температуры теплоносителя и (или) металла стенки. Точки контроля температур должны указываться в конструкторской (проектной) документации.

6.3.4. Для корпусов реактора на быстрых нейтронах, парогенераторов, барабанов-сепараторов, а также трубопроводов систем групп В и С наружным диаметром более 300 мм, работающих при температурах более 250 °С, должны устанавливаться устройства, обеспечивающие периодический контроль за перемещением указанного оборудования и трубопроводов, а также фиксация максимальных значений перемещений. Если оборудование и трубопроводы расположены в необслуживаемых помещениях, то контроль и фиксация перемещений должны осуществляться дистанционно.

6.3.5. Схема установки контрольно-измерительных устройств должна предусматривать возможность периодической проверки в лабораторных условиях и (или) по месту установки правильности их функционирования. Порядок и сроки проверки должны указываться в производственных инструкциях по эксплуатации оборудования и трубопроводов.

6.3.6. Объем контроля по п.6.3.1-6.3.4, места установки датчиков и отборных устройств, способы контроля, точность, пределы безопасной эксплуатации должны определяться проектной (конструкторской) организацией и указываться в проектной (конструкторской) документации.

6.3.7. Первичные датчики и отборные устройства, находящиеся в контакте с жидкометаллическим теплоносителем, должны устанавливаться таким образом, чтобы место встройки датчика не было наиболее холодной точкой контура (с целью исключения выпадания в этой зоне примесей, содержащихся в жидкометаллическом теплоносителе). Если длина коммуникаций, содержащих жидкий металл, от датчика к месту подключения к контуру превышает пять номинальных наружных диаметров труб этих коммуникаций, должен быть обеспечен подогрев труб до температуры контура.

6.3.8. Первичные датчики, постоянно работающие на границе раздела жидкий металл-газ (например, уровнемеры), должны быть стойкими к шлакованию их поверхностей примесями, находящимися на свободной поверхности жидкого металла.

6.3.9. Класс точности контрольно-измерительных приборов, применяемых для контроля параметров оборудования и трубопроводов, должен быть не ниже 1,5, а требуемая точность измерения параметров контроля должна быть указана в проектной документации. При этом погрешность измерения температуры не должна превышать 2%.

7. КОНТРОЛЬ ЗА СОСТОЯНИЕМ МЕТАЛЛА ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

7.1. Общие требования

7.1.1. Оборудование и трубопроводы систем групп А и В должны подвергаться периодическому обследованию персоналом АЭУ в объеме, устанавливаемом настоящими Правилами и технической документацией, регламентирующей конкретный порядок осуществления контроля на АЭУ.

Необходимость и объем контроля оборудования и трубопроводов группы С устанавливается конструкторской (проектной) организацией.

7.1.2. Целью контроля за состоянием металла оборудования и трубопроводов в процессе эксплуатации является:

1) выявление и фиксация дефектов металла;

2) выявление и фиксация изменения физико-механических свойств и структуры металла;

3) оценка состояния металла.

7.1.3. Контроль за состоянием металла подразделяется на предэксплуатационный, периодический и внеочередной.

7.1.4. Предэксплуатационный контроль проводится до пуска АЭУ в эксплуатацию.

7.1.5. Периодический контроль проводится планово в процессе эксплуатации АЭУ.

7.1.6. Внеочередной контроль проводиться:

1) после землетрясения, соответствующего по балльности проектному или превышающему его;

2) при нарушении нормальных условий эксплуатации или в аварийных ситуациях, приведших к изменению параметров работы оборудования и трубопроводов до уровня, превышающего расчетный;

3) по решению администрации АЭУ, эксплуатирующей организации или межрегионального территориального округа Госатомнадзора России.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

7.2. Объекты контроля

7.2.1 Конкретный перечень оборудования и трубопроводов, подлежащих контролю, устанавливается типовыми программами контроля, которые разрабатываются эксплуатирующей организацией, согласовываются разработчиками РУ, АЭУ и головной материаловедческой организацией, утверждаются эксплуатирующей организацией. Для проектируемых АЭУ типовая программа эксплуатационного контроля состояния основного металла и сварных соединений разрабатывается и утверждается разработчиками РУ и АЭУ и согласовывается головной материаловедческой организацией.

(Измененная редакция, Изм. N 1; Изм., утвержденное Постановлением Ростехнадзора от 14.08.2006 N 2).

7.2.2. Обязательному контролю подлежат:

1) оборудование группы А (корпуса реакторов ВВЭР, ACT) - сварные соединения и антикоррозионные наплавки, основной металл в зонах концентрации напряжений и зонах, расположенных напротив активной зоны, сварные соединения и радиусные переходы патрубков присоединения трубопроводов, уплотнительные поверхности разъемных соединений корпусов и крышек, сварные швы присоединения опор, шпильки, металл в резьбовых отверстиях под шпильки и опорные бурты нажимных колец;

2) оборудование группы А (корпуса реакторов на быстрых нейтронах) - швы приварки страховочных корпусов к основному корпусу, а также все сварные швы корпуса реактора и швы приварки к нему других элементов в зоне отсутствия страховочного корпуса;

3) оборудование группы А [кроме указанного в 1) и 2)], оборудование группы В - все сварные соединения корпусов и основной металл в зонах концентрации напряжений, швы приварки патрубков к корпусу и крышке, сварные швы коллекторов или трубных досок парогенераторов, внутренняя поверхность корпусов в зоне пар-вода, радиусные переходы патрубков, зоны перемычек между отверстиями в корпусе, сварные швы присоединения опор, болты и шпильки, металл в резьбовых отверстиях под болты и шпильки;

4) трубопроводы группы А и В - сварные соединения и антикоррозионные наплавки труб и коллекторов, гибы, сварные швы приварки патрубков и труб в местах отводов, сварные швы тройников, переходов, присоединения опор (на трубопроводах систем АЭУ с реакторами на быстрых нейтронах указанный контроль должен осуществляться в зонах отсутствия страховочных кожухов и зонах приварки этих кожухов к трубопроводам);

5) страховочные корпуса ACT - зоны проходки трубопроводов.

(Измененная редакция, Изм., утвержденное Постановлением Ростехнадзора от 14.08.2006 N 2).

7.2.3. Допускается осуществлять контроль в отдельных участках перечисленных выше зон оборудования и трубопроводов, указываемых в рабочих программах контроля.

7.3. Методы контроля

7.3.1. Контроль за состоянием металла в процессе эксплуатации осуществляется неразрушающими и разрушающими методами.

7.3.2. При осуществлении контроля за состоянием металла неразрушающими методами применяются:

1) визуальный контроль;

2) капиллярный или магнитопорошковый контроль;

3) ультразвуковой контроль;

4) радиографический контроль;

5) другие методы контроля, обеспечивающие выявление дефектов металла, регламентированные типовой программой контроля, при наличии утвержденных в установленном порядке технологических инструкций и правил их применения.

7.3.3. При проведении контроля за состоянием металла разрушающими методами контроль механических свойств основного металла и сварных соединений оборудования групп А и Б проводится путем испытания образцов-свидетелей, устанавливаемых в оборудование согласно требованиям конструкторской документации.

7.3.4. Контроль механических свойств основного металла и сварных соединений трубопроводов групп А и В проводится разрушающими и (или) неразрушающими методами. При этом контроль разрушающими методами осуществляется путем вырезки образцов из трубопроводов.

7.3.5. С помощью образцов-свидетелей контролируется: изменение механических свойств (предел текучести, временное сопротивление, относительное удлинение, относительное сужение), характеристик сопротивления хрупкому разрушению (критическая температура хрупкости, вязкость разрушения или критическое раскрытие трещины), характеристик сплошной и местной коррозии (в том числе язвенной, коррозии под напряжением, межкристаллитной коррозии).

7.3.6. В местах, где контроль не может быть осуществлен обычными устройствами по условиям радиационной обстановки или размещения оборудования, должны быть предусмотрены соответствующие дистанционные средства для обследования оборудования в этих зонах.

Перечень дистанционных средств и технических заданий на их разработку должен быть представлен в техническом проекте оборудования, а разработка осуществлена специализированной организацией или конструкторской (проектной) организацией.

7.4. Содержание типовой программы контроля

7.4.1. Типовая программа (инструкция, регламент) контроля должна составляться для каждого типа АЭУ.

7.4.2. Типовая программа (инструкция, регламент) контроля должна включать в себя:

1) указание конкретных видов контролируемых оборудования и трубопроводов;

2) перечень зон, контролируемых неразрушающими методами;

3) перечень зон трубопроводов, контролируемых разрушающими методами;

4) перечень и места установки образцов-свидетелей с указанием характеристик, определяемых по этим образцам;

5) виды контроля и их объем для каждой из контролируемых зон;

6) методики контроля (указания на вид документа, где содержится описание методик контроля, или непосредственное описание методик);

7) периодичность каждого из видов контроля;

8) требования к разрешающей способности аппаратуры контроля;

9) нормы оценки результатов контроля (по всем видам контроля);

10) перечень специальных средств контроля.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

7.5. Содержание рабочей программы контроля

7.5.1. На основе типовой программы (инструкции, регламента) контроля администрация АЭУ составляет рабочую программу (инструкцию) контроля.

7.5.2. В рабочей программе (инструкции) контроля должно указываться:

1) конкретный для данной АЭУ перечень контролируемого оборудования и трубопроводов;

2) перечень и координаты зон неразрушающего контроля для конкретных видов оборудования и трубопроводов;

3) координаты зон вырезки образцов для разрушающего контроля;

4) виды и количество образцов-свидетелей с указанием конкретных зон их размещения;

5) описание (или ссылка на соответствующие документы) методик контроля;

6) перечень необходимых для осуществления контроля технических и организационных мероприятий;

7) потребность в персонале для проведения контроля;

8) фамилия и должность ответственного за проведение контроля лица;

9) требования по технике безопасности;

10) указания по организационным вопросам проведения контроля;

11) указания по способам обработки полученных результатов и отчетной документации.

Рабочая программа утверждается администрацией АЭУ.

7.5.1, 7.5.2. (Измененная редакция, Изм. N 1).

7.6. Периодичность контроля

7.6.1. Предэксплуатационный контроль должен проводиться до пуска оборудования и трубопроводов в эксплуатацию для фиксации начального состояния металла, с которым впоследствии сопоставляются данные периодического контроля.

7.6.2. Периодический контроль неразрушающими методами должен проводиться в следующие сроки:

1) первый - не позже, чем через 20000 ч работы оборудования и трубопроводов;

2) последующие - для оборудования группы А и оборудования и трубопроводов группы В, изготовленных из труб или обечаек с продольными сварными швами, не позднее, чем через каждые 30000 ч работы, отсчитываемых от проведенного предыдущего периодического контроля;

3) для остального оборудования и трубопроводов, подлежащих контролю, - через каждые 45000 ч работы, отсчитываемых от проведенного предыдущего контроля.

Выполнение предусмотренного контроля (после первого) может быть распределено по промежуточным этапам в рамках указанной периодичности длительностью не менее 5000 ч.

7.6.3. Контроль механических свойств основного металла и сварных соединений трубопроводов должен проводиться по рабочим программам. Периодичность контроля механических свойств устанавливается типовой программой контроля.

(Измененная редакция, Изм., утвержденное Постановлением Ростехнадзора от 14.08.2006 N 2).

7.6.4. Испытания образцов-свидетелей, установленных в корпус реактора, должны осуществляться не менее 6 раз за расчетный срок службы корпуса. При этом первый раз выгрузка и испытания образцов-свидетелей проводятся через 1 год после начала эксплуатации, а последующие 3 раза - через каждые 3 года в первые 10 лет эксплуатации при условии, что к моменту первой выгрузки флюенс нейтронов на корпусе реактора будет составлять не менее 10ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) нейтр/мПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006), но не более 10ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) нeйтp./мПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,5 MэB).

Для корпусов реакторов, в которых это условие не выполняется, периодичность выгрузки и испытаний образцов-свидетелей устанавливается конструкторской организацией.

В зависимости от результатов испытаний образцов-свидетелей первой выгрузки последующие сроки выгрузки могут быть изменены по согласованию между предприятием-владельцем и конструкторской организацией.

7.6.5. На оборудовании и трубопроводах в зонах действия общих и местных мембранных и общих изгибных напряжений при скорости установившейся ползучести более 10ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) %/ч должно проводиться измерение наружных или внутренних размеров в местах, указанных в проектной (конструкторской) документации в следующие сроки:

первое - перед пуском в эксплуатацию;

второе - через 30000 ч после пуска;

последующие - через каждые 50000 ч после предыдущего измерения.

Из мест, где обнаружена недопустимая остаточная деформация, обязательна вырезка образцов для последующих исследований структуры, свойства и состояния материала.

7.7. Специальные требования к образцам-свидетелям

7.7.1. Перечень характеристик, определяемых на образцах-свидетелях, места их установки и способы крепления в оборудовании и трубопроводах, а также программа испытаний должны быть разработаны (или указаны) конструкторской (проектной) организацией и приведены в конструкторской документации.

7.7.2. С помощью образцов-свидетелей контролируют:

1) изменение механических свойств (предел текучести, временное сопротивление, относительное удлинение, относительное сужение);

2) изменение характеристик сопротивления хрупкому разрушению (критическая температура хрупкости, вязкость разрушения или критическое раскрытие трещины);

3) изменение характеристик циклической прочности (кривые усталости);

4) характеристики сплошной и местной коррозии (в том числе язвенной коррозии под напряжением и межкристаллитной коррозии).

7.7.3. Образцы-свидетели для контроля механических свойств и характеристик сопротивления хрупкому разрушению должны обязательно устанавливаться:

1) в водо-водяной реактор - вблизи зон корпуса, расположенных напротив активной зоны;

2) в водографитовые реакторы РБМК - в технологические каналы;

3) в реактор на быстрых нейтронах - вблизи зон корпуса, на которые воздействует максимальный поток нейтронов.

7.7.4. Установка образцов-свидетелей по п.7.7.3 в корпуса реакторов для контроля влияния излучения при флюенсе нейтронов в конце эксплуатации, не превышающем 10ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) нейтр/мПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,5 МэВ), не является обязательной при условии, что расчетная температура корпуса реактора превышает 250 °С.

7.7.5. Количество образцов-свидетелей должно быть таким, чтобы имелась возможность четкого установления зависимости измеряемых характеристик от флюенса нейтронов.

При каждой выгрузке должно быть испытано:

1) не менее шести образцов для определения механических свойств (не менее трех при комнатной температуре и не менее трех при расчетной температуре);

2) не менее пятнадцати образцов для определения критической температуры хрупкости;

3) не менее пятнадцати образцов для определения характеристик циклической прочности;

4) не менее восьми образцов для определения вязкости разрушения или критического раскрытия трещины;

5) не менее пяти образцов для изучения характеристик коррозии.

7.7.6. В случае технической невозможности размещения образцов-свидетелей в количестве, определяемом п.7.7.5, конструкторская организация после одобрения Госатомнадзором России может уменьшить это количество, но не менее чем требуется для проведения контроля один раз в каждые восемь лет эксплуатации.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

7.7.7. В зоне размещения образцов-свидетелей в корпусах реакторов и технологических каналах в контейнер (сборку) с образцами должны быть установлены индикаторы (детекторы) для определения флюенсов нейтронов, а также температуры (погрешностью не более ±10 °С).

7.7.8. Образцы-свидетели должны изготавливаться предприятием-изготовителем оборудования. Для изготовления образцов-свидетелей должны использоваться припуски штатных заготовок, из которых выполняются элементы оборудования и трубопроводов или (при невозможности изготовления из припусков) - из штатных материалов или полуфабрикатов.

7.7.9. Образцы-свидетели для контроля изменения свойств основного металла корпусов реакторов должны вырезаться из припусков штатных обечаек, располагаемых напротив активной зоны реактора. Места вырезки образцов-свидетелей и их количество на комплект оборудования и (или) трубопроводов определяются конструкторской организацией и указываются в конструкторской документации.

7.7.10. Образцы-свидетели сварных соединений, набирающих к концу эксплуатации флюенс нейтронов не менее 10ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) нейтр/мПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)0,5 МэВ), должны быть выполнены сварочными материалами той же партии (проволокой одной партии в сочетании с флюсом одной партии при автоматической сварке под флюсом, электродами одной партии при ручной дуговой сварке, проволокой одной партии при аргонодуговой сварке), что и сварные швы корпуса реактора напротив активной зоны. Если проволока одной марки, одной плавки, одного диаметра и одного вида поверхности поставлена разными партиями, ее следует рассматривать как проволоку одной партии (плавки) с присвоением ей общего номера.

Если конструкторской документацией предусматривается размещение образцов-свидетелей корневой части шва, то при выполнении сварных соединений с заваркой корневой части шва низколегированными присадочными материалами указанное требование следует соблюдать отдельно по сварочным материалам для сварки корневой части шва и по сварочным материалам для заварки остальной части шва.

7.7.11. Заготовки (включая сварные соединения) для изготовления образцов-свидетелей должны подвергаться той же термической обработке, что и контролируемые изделия в процессе их изготовления и монтажа.

7.8. Организация контроля за состоянием металла

7.8.1. Типовая программа (инструкция, регламент) контроля должна иметься в наличии на предприятии-владельце оборудования и трубопроводов.

7.8.2. (Исключен, Изм. N 1).

7.8.3. Контроль за состоянием металла должен осуществляться администрацией АЭУ с привлечением при необходимости специализированных организаций. Ответственность за проведение контроля несет эксплуатирующая организация.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

7.8.4. Поставка средств контроля предприятию-владельцу оборудования и трубопроводов, монтаж средств контроля, их опробование должны быть завершены до момента первого обследования состояния металла.

7.8.5. Образцы-свидетели вместе с контейнерами для их размещения в оборудовании должны поставляться предприятием-изготовителем вместе с оборудованием. При этом должен быть также поставлен контрольный комплект образцов-свидетелей для контроля исходного состояния металла.

7.8.6. Испытания образцов-свидетелей должны проводиться на предприятии-владельце оборудования и трубопроводов или в специализированной организации. Определение этой организации, выгрузку, хранение и отправку образцов-свидетелей для испытаний должно осуществлять предприятие-владелец оборудования и трубопроводов.

7.8.7. Результаты контроля должны регистрироваться в протоколе или акте, являющимися отчетной документацией по контролю.

7.8.8. В отчетной документации по неразрушающему контролю должны быть приведены:

1) номер типовой программы (инструкции, регламента) контроля;

2) номер рабочей программы (инструкции) контроля;

3) зоны контроля, применявшиеся методы контроля;

4) описание методик проведения контроля, включая использованную аппаратуру, чувствительность и другие основные характеристики;

5) результаты контроля (при обнаружении недопустимых показателей контроля необходимо указать вид, точное расположение и значение показателя);

6) зафиксированные отступления от рабочей программы (инструкции);

7) сравнение выполненного объема контроля с требуемым типовой программой;

8) оценка результатов контроля;

9) подпись ответственного за проведение контроля лица.

7.8.9. В отчетной документации по результатам испытаний образцов должны быть приведены:

1) номер типовой программы (инструкции, регламента) контроля;

2) номер рабочей программы (инструкции) контроля;

3) зоны вырезки образцов из трубопроводов или зоны расположения образцов-свидетелей;

4) материалы, из которых были изготовлены образцы, и характеристики их исходного состояния;

5) характеристики зон расположения образцов (вид теплоносителя, рабочее давление, температура образцов, поток и флюенс нейтронов, время эксплуатации);

6) виды проводившихся испытаний и методики их проведения;

7) полученные результаты;

8) оценка результатов контроля;

9) подпись ответственного за проведение контроля лица.

7.8.10. Протоколы или акты по п.7.8.7 должны утверждаться администрацией АЭУ. После каждого контроля производится запись в паспорте сосудов и трубопроводов.

7.8.11. При неудовлетворительных результатах контроля отчетные документы о проведенном контроле и предлагаемые решения направляются в межрегиональный территориальный округ и центральный аппарат Госатомнадзора России.

7.8.10, 7.8.11. (Измененная редакция, Изм. N 1).

7.8.12. Документация по контролю за состоянием металла должна храниться на предприятии-владельце оборудования и трубопроводов в течение всего их срока службы.

8. РЕГИСТРАЦИЯ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ

8.1. Регистрация оборудования и трубопроводов

8.1.1. Оборудование и трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила, должны быть зарегистрированы в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России и взяты на учет на предприятии - владельце оборудования и трубопроводов после окончания их монтажа до проведения технического освидетельствования.

8.1.2. Регистрации в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России подлежат:

1. Оборудование и трубопроводы группы А.

2. Оборудование группы В.

3. Оборудование группы С при любом из следующих условий:

- разрушение оборудования приводит к выходу средне- или высокоактивных радиоактивных сред (по определению "Санитарных правил проектирования и эксплуатации атомных станций");

- температура теплоносителя превышает 200 °С;

- температура теплоносителя не превышает 200 °С, но произведение емкости, мПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006) (л), на рабочее давление, МПа (кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)), превышает 1* (10000 л·кгс/смПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)).
________________
* Текст документа соответствует оригиналу. - Примечание изготовителя базы данных.

4. Трубопроводы группы В наружным диаметром 57 мм и более.

5. Трубопроводы группы С:

- наружным диаметром 57 мм и более, содержащие средне- или высокоактивный теплоноситель;

- остальные трубопроводы наружным диаметром 108 м и более;

6. Корпуса главных циркуляционных насосов.

8.1.1, 8.1.2. (Измененная редакция, Изм. N 1).

8.1.3. Оборудование и трубопроводы, не перечисленные в п.8.1.2, подлежат регистрации на предприятии-владельце инженерно-техническим работником этого предприятия, назначенным приказом для осуществления надзора за оборудованием и трубопроводами (лицом по надзору).

8.1.4. Конкретная номенклатура оборудования и трубопроводов, подлежащих регистрации в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России, границы регистрации оборудования и трубопроводов определяются перечнями, подготовленными разработчиками проектов АЭУ совместно с администрацией АЭУ, и должны быть одобрены межрегиональными территориальными округами Госатомнадзора России.

Примечание: Указанное в пп.1, 2, 3 п.8.1.2 оборудование включает в себя элементы реакторов и сосуды, работающие под давлением, а также страховочные корпуса реакторов БН и ACT.


(Измененная редакция, Изм. N 1).

8.1.5. При определении границ регистрации оборудования и трубопроводов необходимо руководствоваться следующими требованиями:

- границами регистрации сосуда являются входные (выходные) патрубки и штуцера (сварной шов приварки трубопровода к штуцеру сосуда относится к трубопроводу). Совместно с сосудом допускается регистрировать только отдельные непротяженные участки трубопровода (например, для присоединения предохранительной арматуры);

- допускается регистрировать раздельно узлы реактора (корпус, крышки, чехлы приводов СУЗ, технологические каналы и т.п.), баки и головки деаэраторов и т.п. при наличии паспортов на эти изделия;

- если по параметрам среды или по принадлежности к определенным группам регистрации подлежит хотя бы одна полость оборудования, то такое оборудование подлежит регистрации целиком по высшей группе;

- арматура подлежит регистрации в составе трубопровода; если же арматура установлена непосредственно на патрубке сосуда, она регистрируется в составе оборудования;

- участки трубопроводов низкого давления после РУ, БРУ, РОУ, БРОУ и т.п. совместно с предохранительными устройствами и первым по ходу среды запорным устройством регистрируются совместно с трубопроводами высокого давления;

- сбросные трубопроводы от предохранительных и редукционных устройств не регистрируются, если выброс среды производится в емкость, находящуюся под действием атмосферного давления или вакуумом;

- границами насоса являются входные и выходные патрубки;

- главные паропроводы регистрируются до сварного шва их приварки к патрубку корпуса стопорного клапана турбины;

- если на трубопроводе отбора пара от турбины до сосуда отсутствует запорный орган, то границей неотключаемой части трубопровода является обратный клапан, а при отсутствии последнего - сварной шов приварки трубопровода к сосуду.

8.1.6. Все оборудование и трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила, должны быть взяты на учет на предприятии-владельце оборудования и трубопроводов в журнале учета и освидетельствования инженерно-техническим работником этого предприятия, назначенного приказом по предприятию для осуществления надзора за оборудованием и трубопроводами (лицом по надзору).

8.1.7. Для регистрации в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России оборудования должны быть представлены:

1. Письменное заявление администрации предприятия-владельца.

2. Паспорт на оборудование установленной формы с соответствующим приложением.

3. Исполнительная схема включения оборудования с указанием параметров рабочей среды, источников давления и их параметров (максимально создаваемое давление и расход), арматуры, предохранительных и контрольно-измерительных устройств, спускных, продувочных и дренажных устройств.

4. Акт, удостоверяющий, что монтаж и установка оборудования проведены в соответствии с проектом, требованиями настоящих Правил, и оборудование находится в исправном состоянии, утвержденный главным инженером или руководителем монтажной организации и предприятия-владельца оборудования и трубопроводов с приложением чертежа, на котором указываются фактические данные по установке оборудования, а также данные об установке опор, ограничителей перемещения, амортизаторов.

8.1.8. Для регистрации в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России трубопроводов должны быть представлены:

1. Письменное заявление администрации АЭУ.

2. Паспорт трубопровода установленной формы с соответствующим приложением.

3. Исполнительная пространственная схема трубопроводов с указанием параметров рабочей среды, диаметров и толщин стенок труб, расположения компенсаторов, коллекторов, арматуры, контрольно-измерительных и предохранительных устройств, опор, подвесок, ограничителей перемещений, амортизаторов, реперов перемещений, реперов ползучести, всех сварных стыков с указанием их номеров, фактических уклонов трубопровода.

4. Акт, удостоверяющий, что монтаж произведен в соответствии с проектом и настоящими Правилами, и трубопроводы находятся в исправном состоянии. Акт утверждается главным инженером или руководителем монтажной организации и предприятия-владельца трубопровода.

8.1.9. Представленные для регистрации документы должны быть рассмотрены в течение 5 дней со дня получения заявления.

В этот же срок межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России должна быть проверена фактическая завершенность монтажных и строительных работ в проектном объеме на представленных для регистрации оборудовании и трубопроводах (законченность монтажа, установка опор и подвесок, площадок и лестниц для обслуживания оборудования и трубопроводов, монтаж трубопроводов и импульсных линий, за исключением нанесения защитных покрытий, теплоизоляции и пр., затрудняющих последующее проведение технического освидетельствования).

8.1.10. При положительных результатах рассмотрения представленных документов и проверки завершенности работ в соответствии с п.8.1.9 настоящих Правил оборудование и трубопроводы регистрируются межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России в установленном порядке. Паспорт с прилагаемыми к нему документами возвращается администрации АЭУ.

8.1.11. В случае выявления в представленных для регистрации документации, а также незавершенности работ в соответствии с п.8.1.9 настоящих Правил межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России дается письменный отказ в регистрации. Отказ в регистрации должен быть обоснован ссылкой на соответствующие статьи Правил.

8.1.12. Снятие с регистрации оборудования и трубопроводов производится межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России по письменному заявлению администрации АЭУ. В заявлении должна быть указана обоснованная причина снятия с регистрации.

8.1.7-8.1.12. (Измененная редакция, Изм. N 1).

8.2. Техническое освидетельствование

8.2.1. Техническому освидетельствованию подлежат оборудование и трубопроводы, на которые распространяются настоящие Правила:

- элементы реакторов (корпус, крышки, чехлы СУЗ и ДП, технологические каналы);

- сосуды;

- корпуса насосов;

- элементы арматуры (корпус, крышка);

- трубопроводы;

- страховочные корпуса реакторов (АЭУ с БН и ACT).

8.2.2. Оборудование и трубопроводы должны подвергаться техническому освидетельствованию после регистрации до начала пусконаладочных работ, связанных с повышением параметров (давления и температуры) среды, периодически в процессе эксплуатации и досрочно при необходимости.

8.2.3. Цель технического освидетельствования - установить, что оборудование и трубопроводы изготовлены, смонтированы в соответствии с проектом, Правилами и представленными отчетными документами, а также что они находятся в исправном состоянии и возможно их использование на этапах пусконаладочных работ и при эксплуатации объекта для работы при установленных параметрах среды (давлении и температуре).

8.2.4. Техническое освидетельствование включает в себя:

- проверку документации;

- наружный осмотр оборудования и трубопроводов в доступных местах;

- внутренний осмотр оборудования и трубопроводов в доступных местах;

- гидравлические (пневматические) испытания оборудования и трубопроводов;

- оформление результатов технического освидетельствования.

Примечание: Под доступными местами понимаются зоны оборудования и трубопроводов, которые можно осмотреть визуально или с помощью специальных оптических средств после удаления выемных и съемных частей оборудования, снятия тепловой изоляции, отсоединения закрепленных на болтах и шпильках элементов. Места, не доступные по условиям радиационной обстановки для осмотра оборудования и трубопроводов, определяются и обосновываются эксплуатирующей организацией и одобряются межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России, а недоступность места для внешнего осмотра по другим причинам устанавливается проектной (конструкторской) организацией и администрацией АЭУ и одобряется межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России.

8.2.5. Администрация АЭУ должна составить перечень оборудования, которое по конструкционным особенностям или радиационной обстановке недоступно (или ограниченно доступно) для внутренних (наружных) осмотров. Указанный перечень должен быть одобрен межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России.

Техническое освидетельствование такого оборудования должно проводиться с применением дистанционных средств и неразрушающих методов контроля металла и сварных соединений. В каждом конкретном случае для такого оборудования администрацией АЭУ должна быть разработана инструкция по проведению технического освидетельствования. Инструкция должна быть одобрена Госатомнадзором России в установленном порядке.

8.2.4, 8.2.5. (Измененная редакция, Изм. N 1).

8.2.6. Техническое освидетельствование оборудования и трубопроводов должно проводиться в объеме и в сроки, указанные в табл.3.

Таблица 3

N п/п

Объекты освидетельствования, условия и сроки проведения

Операции технического освидетельствования

Примечание

Наружный осмотр

Внутренний осмотр

Гидравлическое (пневматическое) испытание


1.

Оборудование и трубопроводы после регистрации до начала пусконаладочных работ, связанных с повышением параметров (давления и температуры) среды до нанесения теплоизоляции

Проводится

Проводится

Проводится


2.

Оборудование и трубопроводы перед нанесением защитных покрытий (только поверхности, подлежащие покрытию)

То же

То же

Не проводится


3.

Оборудование в процессе эксплуатации со снятием теплоизоляции:

3.1.

Не реже одного раза в 4 года для оборудования групп А и В, а также оборудования группы С в случае невозможности проведения внутреннего осмотра по условиям радиационной обстановки или из-за особенностей конструкции

"

"

Проводится


3.2.

Не реже одного раза в 8 лет для остального оборудования группы С

"

"

"


4.

Трубопроводы и арматура со снятием съемной теплоизоляции (на участках, указанных в п.2.19):





4.1.

Не реже одного раза в 4 года для трубопроводов группы А и В

Проводится

Не проводится

Проводится

При наличии следов просачивания рабочей среды через теплоизоляцию, она должна быть частично или полностью снята

4.2.

Не реже одного раза в восемь лет для трубопроводов группы С

То же

То же

То же


5.

Оборудование и трубопроводы при рабочих параметрах (для расположенных в помещениях герметичного объема и в необслуживаемых боксах - при давлении испытаний на плотность после ремонта) без снятия теплоизоляции не реже одного раза в год

"

"

"


6.

Оборудование и трубопроводы, расположенные в страховочных корпусах реакторов ACT, - при остановках на перегрузку не реже одного раза в год

"

"

Не проводится


7.

Оборудование и трубопроводы после ремонта или реконструкции с применением сварки

"

Проводится

Проводится

Внутренний и наружный осмотр проводится только в местах ремонтируемых сварных соединений.
Осмотр внутренней поверхности проводится в доступных местах с соблюдением требований пп.8.2.4 и 8.2.5. Допускается, если это будет обосновано эксплуатирующей организацией и одобрено межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России, не проводить гидравлических (пневматических) испытаний зарегистрированных трубопроводов, отремонтированных в процессе эксплуатации с помощью сварки участков трубопроводов (за исключением участков с продольными сварными швами) непосредственно после ремонта, а выполнить их при очередных испытаниях по п.3 или 4 настоящей таблицы при условии проведения контроля всех новых сварных соединений и мест ремонта в установленном объеме.

8.

Корпуса арматуры и насосов при проведении их капитального ремонта

Не проводится

Проводится

Не проводится


9.

Оборудование после землетрясения, равного или превышающего по балльности проектное

Проводится

То же

Проводится

Объем технического освидетельствования после землетрясения устанавливается комиссией по обследованию оборудования и трубопроводов

10.

Трубопроводы после землетрясения, равного или превышающего по балльности проектное

То же

Не проводится

"

То же

11.

Досрочное освидетельствование

"

Проводится

"

Объем досрочного технического освидетельствования устанавливается межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России или администрацией АЭУ, по требованию которых должно осуществляться досрочное техническое освидетельствование


Результаты технического освидетельствования по п.1, 3, 4, 7, 9, 10 и 11 настоящей таблицы фиксируются в паспортах оборудования и трубопроводов. По остальным позициям результаты фиксируются в актах, предусмотренных в п.8.2.13.


(Измененная редакция, Изм. N 1).

8.2.7. Техническое освидетельствование оборудования и трубопроводов, имеющих страховочные корпуса, должно проводиться до приварки страховочных корпусов.

8.2.8. При наличии в составе АЭУ с реакторами на быстрых нейтронах устройств контроля герметичности оборудования и трубопроводов и их страховочных корпусов с помощью анализаторов протечек теплоносителя, датчиков контроля появления радиоактивного газа, датчиков давления и других средств, предусмотренных проектом, при техническом освидетельствовании допускается не проводить:

1) осмотр внутренней поверхности оборудования первого и второго контуров со стороны жидкометаллического теплоносителя;

2) осмотр внутренней поверхности страховочных корпусов оборудования и трубопроводов;

3) осмотр внешних поверхностей оборудования и трубопроводов, заключенных в страховочные корпуса.

8.2.9. Эксплуатационный контроль металла оборудования и трубопроводов должен предшествовать проведению технического освидетельствования. Результаты контроля должны быть проанализированы перед проведением технического освидетельствования.

8.2.10. Техническое освидетельствование оборудования и трубопроводов, на которые распространяются настоящие Правила, проводится комиссией, назначенной приказом директора АЭУ. При проведении технического освидетельствования оборудования и трубопроводов, зарегистрированных в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России, администрация АЭУ должна проинформировать инспекцию Госатомнадзора России на АЭУ об ее образовании, месте и времени начала работы комиссии.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

8.2.11. В состав комиссии должны быть включены:

- инженерно-технический работник предприятия-владельца, осуществляющий надзор за оборудованием и трубопроводами (лицо по надзору);

- лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию данного оборудования и трубопроводов;

- инженерно-технический работник лаборатории металлов АЭУ;

- инженерно-технические работники служб технического контроля монтажных, ремонтных предприятий и организаций по согласованию с этими предприятиями и организациями (при проведении технических освидетельствований после монтажа, ремонта).

8.2.12. Перед проведением технического освидетельствования комиссия должна рассмотреть и проанализировать следующие документы:

1) паспорта на оборудование и трубопроводы и содержание в них записей о проведении предыдущего технического освидетельствования, контроля металла и проведенных ремонтов;

2) сведения о происшедших в процессе эксплуатации нарушениях пределов безопасной эксплуатации и оценка их возможного влияния на последующую работоспособность и надежность.

8.2.13. Конкретная дата технического освидетельствования оборудования и трубопроводов должна устанавливаться администрацией АЭУ, но должна быть не позже даты, указанной в паспортах оборудования и трубопроводов.

8.2.14. Администрация АЭУ не позднее чем за 10 суток должна уведомить инспекцию Госатомнадзора России о готовности оборудования и трубопроводов к освидетельствованию.

8.2.15. Отсрочка проведения технического освидетельствования зарегистрированных в межрегиональном территориальном округе Госатомнадзора России оборудования и трубопроводов может быть разрешена инспекцией Госатомнадзора России не более чем на три месяца по технически обоснованному письменному ходатайству администрации АЭУ и при положительных результатах их осмотра в рабочем состоянии представителем Госатомнадзора России.

8.2.16. Отсрочка проведения технического освидетельствования оборудования и трубопроводов, не регистрируемых в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России, не более чем на три месяца, может быть допущена по письменному разрешению главного инженера или директора АЭУ, по согласованию с лицом, осуществляющим надзор от эксплуатирующей организации.

8.2.17. Перед техническим освидетельствованием оборудование должно быть остановлено, надежно отключено от всех источников давления, освобождено от заполняющей его рабочей среды, а поверхности, подлежащие осмотру, при необходимости очищены от загрязнений, накипи и т.п.

Для оборудования и трубопроводов, которые по техническим причинам невозможно опорожнить на период осмотра, проектной (конструкторской) организацией должны быть разработаны и указаны в составе технического проекта специальные методы их осмотра, и составлена инструкция по осмотру.

8.2.13-8.2.17. (Измененная редакция, Изм. N 1).

8.2.18. Оборудование и трубопроводы, находящиеся в контакте с радиоактивным теплоносителем, до начала проведения освидетельствования и предшествующих ему подготовительных работ должно быть подвергнуто тщательной обработке и промывке дезактивирующими растворами с соблюдением инструкций по безопасному ведению работ и санитарных норм и правил.

8.2.19. Оборудование и трубопроводы должны быть при необходимости оснащены лестницами, настилами, площадками и другими приспособлениями, обеспечивающими безопасное проведение осмотра оборудования и трубопроводов.

8.2.20. При осмотрах особое внимание следует обращать на выявление следующих дефектов:

1) на внутренней и внешних поверхностях основного металла - трещин, надрывов, язв, раковин;

2) на внутренней и внешней поверхностях сварных соединений - трещин, надрывов, подрезов, несоответствия форм и размеров требованиям чертежей;

3) на поверхностях антикоррозионных покрытий - трещин, пор, вздутий, коррозионных повреждений.

8.2.21. По результатам технического освидетельствования [наружный и внутренний осмотры, гидравлическое (пневматическое) испытание] комиссия составляет акты, в которых делаются выводы о возможности проведения последующих операций технического освидетельствования и эксплуатации с указанием допустимых параметров среды.

На основании выводов указанных актов, результатов контроля и личного участия в проведении освидетельствования зарегистрированных в органах Госатомнадзора России оборудования и трубопроводов представителем Госатомнадзора России принимает окончательное решение и делает записи в паспортах этих объектов о результатах освидетельствования, о разрешенных параметрах среды при их работе и о сроках очередных технических освидетельствований. Записи в паспортах остального оборудования и трубопроводов делаются лицом, осуществляющим надзор на предприятии-владельце. Акты комиссии хранятся наравне с паспортами на оборудование и трубопроводы.

8.2.22. Если при техническом освидетельствовании выявлены дефекты, наличие которых ставит под сомнение работоспособность оборудования или трубопроводов, представитель Госатомнадзора России имеет право запретить работу этого оборудования и потребовать от администрации АЭУ заключения специализированных организаций или отдельных специалистов о причинах появления дефектов, возможности и условиях дальнейшей эксплуатации оборудования и трубопроводов и в необходимых случаях проведения соответствующих исследований.

8.2.23. В случаях обнаружения дефектов в основном металле или сварном соединении результаты обследования дефектного узла должны быть оформлены актом (Приложение 12), который вместе с выпиской из заводского сертификата (Приложение 13), расчетом на прочность и данными экспериментальной оценки напряжений и температур, заключением специалистов при обнаружении коррозионных повреждений направляются (по одному экземпляру) в межрегиональный территориальный округ и центральный аппарат Госатомнадзора России. Один экземпляр акта подшивается в паспорт на оборудование или трубопроводы.

Кроме того, в указанные организации должны направляться протоколы или акты по п.7.8.7 и 7.8.11, отражающие результаты контроля состояния металла в процессе эксплуатации в зонах обнаружения дефектов.

Решение о мерах по устранению дефектов и возможности дальнейшей эксплуатации оборудования и трубопроводов принимается комиссией, назначенной эксплуатирующей организацией или администрацией АЭУ (в зависимости от характера и масштабов выявленных дефектов). В состав комиссии при необходимости могут входить представители предприятия-изготовителя (монтажной организации), проектной (конструкторской) организации и головной материаловедческой организации.

Межрегиональный территориальный округ Госатомнадзора России должен быть проинформирован администрацией АЭУ об образовании, месте и времени начала работы комиссии.

8.2.21-8.2.23. (Измененная редакция, Изм. N 1).

Раздел 8.3. (Исключен, Изм. N 1).

9. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ

9.1. Общие положения

9.1.1. Администрация АЭУ обязана обеспечить надежную и безопасную эксплуатацию оборудования и трубопроводов, надзор за ними, контроль металла и ремонт, для чего на предприятии-владельце оборудования и трубопроводов должны быть созданы соответствующие подразделения. Администрация АЭУ обязана до начала регистрации оборудования и трубопроводов закрепить их приказом за соответствующими подразделениями и назначить лиц, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию, из числа руководителей данных подразделений.

9.1.2. Ответственность за общее руководство и безопасную эксплуатацию оборудования и трубопроводов возлагается на директора и главного инженера АЭУ соответственно.

9.1.3. На каждой АЭУ до начала пусконаладочных работ оборудования и трубопроводов должна быть завершена комплектация, подготовка и проверка знаний инженерно-технического и обслуживающего персонала. Требования к квалификации персонала и его подготовке определяются в соответствии с нормативными документами Госатомнадзора России.

9.1.4. Перед включением в работу оборудования АЭУ должны быть проверены и введены в работу проектные технологические защиты, а блокировки технологических защит, введенные в эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования. Запрещается вывод из работы исправных технологических защит.

Вывод из работы технологических защит на работающем оборудовании разрешается только в следующих случаях:

- необходимость отключения защиты, обусловленная инструкцией по эксплуатации;

- очевидная неисправность защиты.

Отключение должно выполняться по распоряжению главного инженера АЭУ с обязательным уведомлением инспекции Госатомнадзора России на АЭУ.

9.1.3, 9.1.4. (Измененная редакция, Изм. N 1).

9.1.5. Основным документом, определяющим безопасную эксплуатацию АЭУ, является технологический регламент, разрабатываемый в соответствии с ОПБ. При разработке технологического регламента должны быть учтены требования настоящих Правил, технических условий и инструкций по монтажу и эксплуатации на оборудование и трубопроводы.

9.1.6. Дирекция АЭУ на основании действующих правил, требований проектной и конструкторской документации, утвержденного технологического регламента до регистрации оборудования и трубопроводов в межрегиональном территориальном округе Госатомнадзора России должна обеспечить разработку инструкций по их эксплуатации.

Инструкции по эксплуатации оборудования и систем должны содержать:

а) порядок подготовки к пуску, порядок пуска, остановки и обслуживания во время нормальной эксплуатации;

б) случаи, когда оборудование и трубопроводы должны быть отключены немедленно, в частности:

- при обнаружении трещин или свищей в основном металле и сварных соединениях оборудования и трубопроводов;

- при разрушении опор и подвесок;

- при увеличении давления, температуры или активности в необслуживаемых помещениях, где расположено оборудование и трубопроводы;

- при появлении шумов, вибраций, ударов в оборудовании и трубопроводах;

- в случаях, предусмотренных проектом и инструкциями по эксплуатации;

- при повышении давления сверх рабочего более чем на 15% и дальнейшем его повышении несмотря на соблюдение всех требований, указанных в инструкциях;

- при неисправности 50% предохранительных устройств;

- при неисправности устройств измерения давления или уровня;

в) случаи, когда должны быть приняты меры к выводу из работы оборудования и трубопроводов в плановом порядке, в частности:

- при обнаружении течей во фланцевых соединениях;

- при ухудшениях качества теплоносителя сверх установленных норм;

г) действие персонала при нарушениях и отказах оборудования и систем;

д) порядок вывода в ремонт оборудования и трубопроводов.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

9.1.7. На каждой АЭУ должна быть разработана инструкция по проверке и настройке предохранительных клапанов. В инструкции должны быть учтены требования п.6.2 настоящих Правил, требований инструкций заводов-изготовителей и предусматриваться организационные и технические мероприятия, исключающие возникновение аварий и травматизма персонала при проведении проверки и настройки предохранительных клапанов.

9.1.8. Эксплуатационные инструкции выдаются на рабочие места согласно перечню технической документации. Перечень технической документации по каждому рабочему месту утверждается главным инженером (директором) АЭУ.

Обслуживающий персонал знакомится с содержанием инструкций по эксплуатации под расписку.

Инструкции по эксплуатации должны быть откорректированы по результатам пусконаладочных работ на АЭУ.

9.1.9. В случае изменения состояния или условий эксплуатации оборудования в инструкции должны вноситься соответствующие изменения с доведением их до обслуживающего персонала с записью в журнале распоряжений.

Эксплуатационные инструкции должны пересматриваться не реже 1 раза в 3 года.

9.1.10. Оборудование, в котором в процессе эксплуатации возможно накопление водорода, должно снабжаться средствами для контроля. Контроль за концентрацией водорода должен проводиться автоматически или при помощи лабораторных анализов не реже 1 раза в смену. Концентрация водорода в газе более 3% не допускается.

Оборудование, подлежащее контролю на возможное накопление водорода, должно быть указано в инструкции на основании проекта.

9.1.11. Водный режим атомных станций и качество теплоносителя должны соответствовать требованиям стандартов. Для опытных и исследовательских ядерных реакторов и установок водный режим определяется проектом или устанавливается инструкцией.

9.1.12. Перед включением в работу оборудования после ремонта или длительной остановки (более 3 сут) должна быть проверена исправность технологических защит, предохранительных и автоматических устройств, арматуры, а также контрольно-измерительных приборов.

9.1.13. На каждой АЭУ должна быть установлена очередность пуска, остановки и загрузки основного и вспомогательного оборудования. Проверку включения резервных насосов, плановый переход с работающих насосов на резервные следует проводить по графику.

9.1.14. На АЭУ с реакторами, имеющими страховочные корпуса, а также трубопроводы, имеющие страховочные кожухи, должны быть приняты меры по немедленному выводу из работы оборудования и трубопроводов при срабатывании сигнализации систем контроля утечки теплоносителя.

9.1.15. Перед подъемом давления в системах высокого давления должны быть отключены от этих систем оборудование и трубопроводы низкого давления, вспомогательных систем (расхолаживания, заполнения, опорожнения, подачи сжатого газа низкого давления и др.). Проектом и инструкциями по эксплуатации должны быть предусмотрены организационные и технические мероприятия по исключению ошибочного подключения систем низкого давления к системам высокого давления.

9.1.16. Запрещается проведение различного рода исследований и экспериментов на действующем оборудовании и трубопроводах без предварительного согласования разработчиками проектов РУ и АС, без получения разрешения от эксплуатирующей организации и одобрения Госатомнадзором России.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

9.1.17. На АЭУ начиная с этапов пусконаладочных работ должен вестись учет количества циклов работы оборудования, флюенса нейтронов, времени работы на мощности и других параметров, определяющих его ресурсный срок эксплуатации в соответствии с расчетами на прочность и техническими условиями.

9.2. Специальные требования

9.2.1. На остановленном водо-водяном реакторе при закрытом крышкой корпусе предохранительные устройства на компенсаторе давления должны быть в рабочем состоянии (за исключением случаев проведения гидравлических испытаний).

9.2.2. Изменение предельных параметров оборудования (расчетное давление, расчетная температура, максимальная мощность, расход теплоносителя, скорости разогрева и расхолаживания, максимальный флюенс на корпусе или каналах реактора) может быть допущено только на основании обоснованного соответствующими расчетами или экспериментами технического решения, составленного эксплуатирующей организацией и согласованного с разработчиками проектов РУ и АЭУ, предприятием-изготовителем (монтажной организацией), головной материаловедческой организацией и после одобрения Госатомнадзором России.

После внесения изменений в проектные параметры АЭУ в порядке, установленном Госатомнадзором России, эти изменения должны быть отражены в паспортах оборудования и трубопроводов.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

9.3. Общие требования к организации проведения ремонтов оборудования и трубопроводов

9.3.1. При эксплуатации оборудовании и трубопроводов АЭУ должны соблюдаться требования по проведению планово-предупредительных ремонтов, утвержденных эксплуатирующей организацией.

Перенос сроков ремонта и уменьшение объема работ должны быть обоснованы администрацией АЭУ, утверждены эксплуатирующей организацией и доведены до сведения инспекции Госатомнадзора России.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

9.3.2. Сроки проведения планово-предупредительных и капитальных ремонтов оборудования и трубопроводов должны устанавливаться с учетом сроков технического освидетельствования оборудования и трубопроводов, проведения эксплуатационного контроля металла, межремонтного периода оборудования согласно требованиям технических условий и инструкций заводов-изготовителей.

9.3.3. График производства ремонтных работ должен предусматривать, в частности:

а) подготовку и проведение технических освидетельствований оборудования и трубопроводов;

б) подготовку и проведение эксплуатационного контроля металла;

в) подготовку и проведение проверки защитных и предохранительных устройств.

9.3.4. Уплотнение разъемных соединений оборудования и трубопроводов должно проводиться в соответствии с производственной инструкцией с применением специального инструмента, исключающего возможность создания в крепежных деталях недопустимых напряжений.

9.3.5. Величины затяжки шпилек с контролируемой вытяжкой должны оформляться актами и заноситься в специальные формуляры.

9.3.6. Ремонт или другие работы с разъемными соединениями оборудования и трубопроводов, находящихся под давлением, не допускаются за исключением специальных операций по дистанционной перегрузке тепловыделяющих сборок без остановки реактора с помощью специальных машин или механизмов.

9.3.7. При проведении ремонтных работ, связанных с разуплотнением оборудования и трубопроводов, должны быть приняты меры, исключающие загрязнение внутренних полостей или попадание туда посторонних предметов.

9.3.8. Проведение сварочных работ на оборудовании и трубопроводах, находящихся под давлением, запрещается.

Раздел 10. (Исключен, Изм. N 1).

11. РАССЛЕДОВАНИЯ ПРОИСШЕСТВИЙ И АВАРИЙ

_____________
* Измененная редакция, Изм. N 1.

11.1. Расследование происшествий и аварий при эксплуатации оборудования и трубопроводов, а также уведомление эксплуатирующей организации, органов государственного регулирования безопасности и других федеральных органов исполнительной власти должны проводиться в соответствии с федеральными нормами и правилами в области использования атомной энергии.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

11.2. (Исключен, Изм. N 1).

12. ЗАКЛЮЧЕНИЕ


Необходимость, сроки и объем приведения АЭУ в соответствие с настоящими Правилами определяются в каждом конкретном случае в порядке, установленном Госатомнадзором России при лицензировании деятельности по сооружению и эксплуатации АЭУ.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

Приложение 1 (справочное). ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ

Приложение 1
(справочное)

Термин

Определение

Трубопроводы

Совокупность деталей и сборочных единиц из труб с относящимися к ним элементами (коллекторами, тройниками, переходами, отводами, арматурой и т.п.), предназначенная для транспортировки рабочей среды от одного оборудования к другому

Корпуса насосов

Совокупность сборочных единиц и деталей насосов (кроме встроенных), образующих емкость, ограниченную патрубками и концевыми уплотнениями

Запорное устройство

Запорная арматура (вентиль, задвижка, кран и т.п.) или сочетание нескольких видов такой арматуры (включая дренажи и воздушники между ними), предназначенные для отключения систем, оборудования и участков трубопроводов друг от друга, в том числе и быстродействующие редуцирующие устройства

Предохранительное устройство

Предохранительная арматура всех типов, мембраны, гидрозатворы или сочетания их (включая трубопроводную связку между ними), предназначенная для защиты систем оборудования и трубопроводов от превышения давления путем массоотвода (отвода) среды

Колено

Деталь или сборочная единица трубопровода, в которой изменяется направление потока внутренней среды

Гиб

Колено, изготовленное из трубы с применением деформации изгиба

Штампосварное колено

Колено, изготовленное из листа, трубы или поковки с применением штамповки и сварки

Штампованное колено

Колено, изготовленное из трубы или поковки с применением штамповки без сварки

Секторное колено или отвод

Колено или отвод, изготовленные из отрезков труб, сваренных под углом друг к другу

Сварной переход

Переход трубопровода с конической частью, имеющий продольные сварные швы

Рабочее давление

Максимальное избыточное давление в оборудовании и трубопроводах при нормальных условиях эксплуатации, определяемое с учетом гидравлического сопротивления и гидростатического давления

Расчетное давление

Максимальное избыточное давление в оборудовании или трубопроводах, используемое при расчете на прочность при выборе основных размеров, при котором предприятием-изготовителем допускается работа данного оборудования или трубопровода при расчетной температуре при нормальных условиях эксплуатации. Для страховочных корпусов - максимальное избыточное давление, возникающее при разгерметизации защищаемого оборудования или трубопроводов (включая аварийную ситуацию)

Расчетная температура

Доступ к полной версии этого документа ограничен

Ознакомиться с документом вы можете, заказав бесплатную демонстрацию систем «Кодекс» и «Техэксперт».

Что вы получите:

После завершения процесса оплаты вы получите доступ к полному тексту документа, возможность сохранить его в формате .pdf, а также копию документа на свой e-mail. На мобильный телефон придет подтверждение оплаты.

При возникновении проблем свяжитесь с нами по адресу spp@kodeks.ru

ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

Название документа: ПНАЭ Г-7-008-89 Правила устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок (с Изменением N 1 от 27.12.1999, с Изменением от 14.08.2006)

Номер документа: Г-7-008-89

Вид документа: ПНАЭ

Принявший орган: Госатомэнергонадзор СССР

Статус: Недействующий

Опубликован: / ФБУ "НТЦ ЯРБ". - М., 2012 год
Дата принятия: 01 января 1990

Дата начала действия: 01 января 1990
Дата окончания действия: 24 февраля 2016
Дата редакции: 14 августа 2006
Информация о данном документе содержится в профессиональных справочных системах «Кодекс» и «Техэксперт»
Узнать больше о системах