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, торо-сферические, 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 Указанные требования по длине отбортовки (расточки) не распространяются на днища и крышки, изготавливаемые по стандартам, в которых имеются специальные требовать 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 требуется 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. 2.2.3.2. Расстояние по внутренней поверхности от кромки отверстия в сферических, эллиптических, торо-сферических и тарельчатых крышках и днищах до их цилиндрической части, измеренное по проекции, должно быть не менее 0,1 внутреннего диаметра цилиндрической части (рис. 4). 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. 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. Рис. 5. Расположение отверстий под шпильки (а) и болты (б) (l2 ≥ 0,85d) 2.2.4. Разъемные соединения С целью повышения сопротивления циклической повреждаемости крепежных деталей рекомендуется использовать положения, изложенные в Приложении 14. 2.3. Трубопроводы2.3.1. 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/см2). 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 штампо-сварных колен - не менее номинального наружного диаметра колена (крутоизогнутые колена, если средний радиус их кривизны менее 3,5 номинального наружного диаметра колена). Рис. 6. Схема секторного отвода 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/см2) и расчетной температурой до 100 °С, а также для трубопроводов группы С с рабочим давлением до 3,9 МПа (40кгс/см2) и расчетной температурой до 350°С. В сварных секторных отводах угол q должен быть не более 15°, расстояние l - не менее 100 мм (рис. 6). 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 коррозионно-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/см2) 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 соединения2.4.1. 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 антикоррозионных 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. Рис. 7. Труба, изготовленная из двух секторов: а - а ≥ 90 °- допускается; б - а < 90 ° - не допускается 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/см2)). 2.4.1.5. Применение нахлесточных сварных соединений допускается при приварке к оборудованию и трубопроводам укрепляющих накладок, опорных плит, подкладных 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 а должен быть не менее 90 (рис. 7). Рис. 8. Расположение сварных швов в нижней части оборудования и трубопроводов: а - рекомендуемое; б - нерекомендуемое 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° (рис. 8), за исключением случаев, когда обеспечена доступность указанных соединений для осмотра и контроля и процессе эксплуатации. 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. 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; Рис. 9. Расположение опор в зоне сварных швов: а - допускаемое; б - недопускаемое Рис. 10. Расположение сварных швов в секторных отводах (l ³ 100 мм) 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. 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). 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. 2.4.3.3. Расстояние С 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 h и трехкратной номинальной толщины стенки привариваемой детали (рис. 13). 2.4.3.4. Расстояние l 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 (см. 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 стыкового 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;
Рис. 13. Расположение сварных швов приварки патрубков: C ³ 3h; C ³ 3S1; l ³ 0,9d; b ³ 3h2; b ³ 3S2 (S2 > S1, h2 > h1) 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 должно быть не менее трехкратной номинальной толщины стенки сваренных деталей (по большей 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 должно 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 в 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 (см. 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 а, а также между краями угловых швов ближайших привариваемых деталей в должно быть не менее трех расчетных высот угловых швов (рис. 14). Рис. 14. Расположение сварных швов приварки деталей к поверхностям оборудования и трубопроводов Расстояние в 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 трубопровода к патрубку (при D0 > 100 мм l > 100 мм; при D0 £ 100 мм l >D0) Таблица 2 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) должна быть не менее значения, определяемого по формуле:
где L - длина свободного прямого участка; DИ - номинальный наружный диаметр соединяемых деталей; SИ - 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. 2.4.3.13. Расстояние от края стыкового сварного шва до начала криволинейного участка гиба па 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). 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. Рис. 16. Расположение сварных швов при приварке колена к трубе (при DH > 100 мм l ³ 100 мм; при DH £ 100 мм l ³ DH Рис. 17. Вварка штуцеров в трубопроводы со спиральными швами: а - не допускается; б - допускается; 1,2 - угловые точки пересечения образующих штуцера и трубопроводов (а ³ 100 мм) 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). 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 ТЕПЛОНОСИТЕЛЕМ2.5.1. 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
|
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) |
Проводится |
Проводится |
Не проводится |
|
|
3 |
Оборудование в процессе: эксплуатации со снятием теплоизоляции |
|
|
|
|
|
3.1 |
Не реже одного раза в четыре 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 |
Проводится |
Проводится |
|
|
3.2 |
Не реже одного раза в восемь лет для остального оборудования группы С |
Проводится |
Проводится |
Проводится |
|
|
4 |
Трубопроводы и арматура со снятием съемной теплоизоляции (на участках, указанных в п. 2.19) |
|
|
|
|
|
4.1 |
Не реже одного раза в четыре года для трубопроводов групп 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 |
Проводится |
Не проводится |
Проводится |
|
|
5 |
Оборудование и трубопроводы при рабочем давлении без снятия теплоизоляции - не реже одного раза в год, без снятия теплоизоляции - не реже одного раза в год |
Проводится |
Не проводится |
Не проводится |
|
|
6 |
Оборудование и трубопроводы, расположенные в страховочных корпусах реакторов ACT при остановках на перегрузку не реже одного раза в два года |
Проводится |
Не проводится |
Не проводится |
|
|
7 |
Оборудование и трубопроводы после ремонта или реконструкции с применением сварки |
Проводится |
Проводится |
Проводится |
Внутренний и наружный осмотр проводится только в местах ремонтируемых сварных соединении. Осмотр внутренней поверхности проводится в доступных местах с соблюдением требований п. 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 бальности проектное |
Проводится |
Проводился |
Проводится |
Объем технического освидетельствования после землетрясения устанавливается комиссией по обследованию оборудования и трубопроводов |
|
10 |
Трубопроводы после землетрясения, равного или превышающего по бальности проектное |
Проводится |
Не проводится |
Не проводится |
То же |
|
11 |
Досрочное освидетельствование |
Проводится |
Проводится |
Проводится |
Объем досрочного технического освидетельствования устанавливается межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России или администрацией АЭУ, по требованию которых должно осуществляться досрочное техническое освидетельствование |
|
Примечание. 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. № 1).
8.2.6. Техническое освидетельствование оборудования и трубопроводов должно проводиться в объеме и в сроки, указанные в табл. 3.
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. № 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 и них записей о проведении предыдущего технического освидетельствовании, 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.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
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.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
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.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
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.
(Измененная редакция. Изм. № 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 внешней 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 Госатомнадзором 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.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
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 предприятия-владельца оборудования и трубопроводов 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.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
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.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
8.3. (Исключен. Изм. № 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.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
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.
(Измененная редакция. Изм. № 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. № 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, требования 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 па 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. № 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. № 1).
9.3. Общие требования к организации проведения ремонтов оборудования и трубопроводов
9.3.1. При эксплуатации оборудования 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. № 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 приведении ремонтных работ, связанных с разуплотнением оборудования и трубопроводов, должны быть приняты меры, исключающие загрязнение внутренних полостей или попадания туда посторонних предметов.
9.3.8. Проведение сварочных работ на оборудовании и трубопроводах, находящихся под давлением, запрещается.
10. (Исключен. Изм. № 1).
11. РАССЛЕДОВАНИЕ ПРОИСШЕСТВИЙ И АВАРИЙ
(Измененная редакция. Изм. № 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. № 1).
11.2. (Исключен. Изм. № 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. № 1).
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
(справочное)
ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И
ОПРЕДЕЛЕНИЯ
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 я 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
Штампо-сварное
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,
определяемой 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
Температура стенки оборудования или
трубопровода, равная максимальному среднеарифметическому значению температур
на его наружной и внутренней поверхностях в одном сечении при нормальных
условиях эксплуатации (для частей корпусов ядерных реакторов расчетная
температура определяется с учетом внутренних тепловыделений как
среднеинтегральное значение распределения температур по толщине стенки
корпуса)
Конструкторская организация
Организация, выполняющая проект
оборудования или отдельных сборочных единиц и деталей трубопроводов
Проектная организация
Организация, выполняющая проект
компоновки оборудования и трубопроводов в пределах АЭУ
Монтажная организация
Организация, осуществляющая монтаж
оборудования и трубопроводов на АЭУ и (или) разрабатывающая технологию
монтажа
Головная
материаловедческая организация
Организация, признанная соответствующим
органом использования атомной энергии оказывать услуги эксплуатирующим или
другим организациям по выбору материалов, сварке, обеспечению качества
изготовления оборудования и трубопроводов и осуществлять экспертизу
проектной, конструкторской, технологической документации и документов,
обосновывающих ядерную и радиационную безопасность АЭУ, и имеющая на эту
деятельность лицензия Госатомнадзора России
Предприятие-изготовитель
Предприятие,
изготавливающее оборудование и трубопроводы, их сборочные единицы и детали
Согласование
головной материаловедческой организации
Положительное
заключение головной материаловедческой организации, подготовленное по запросу
эксплуатирующей или других организаций
Предприятие-владелец
оборудования и трубопроводов
Предприятие,
осуществляющее эксплуатацию оборудования и трубопроводов АЭУ
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 я 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 |
Штампо-сварное 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, определяемой 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 |
Температура стенки оборудования или трубопровода, равная максимальному среднеарифметическому значению температур на его наружной и внутренней поверхностях в одном сечении при нормальных условиях эксплуатации (для частей корпусов ядерных реакторов расчетная температура определяется с учетом внутренних тепловыделений как среднеинтегральное значение распределения температур по толщине стенки корпуса) |
Конструкторская организация |
Организация, выполняющая проект оборудования или отдельных сборочных единиц и деталей трубопроводов |
Проектная организация |
Организация, выполняющая проект компоновки оборудования и трубопроводов в пределах АЭУ |
Монтажная организация |
Организация, осуществляющая монтаж оборудования и трубопроводов на АЭУ и (или) разрабатывающая технологию монтажа |
Головная материаловедческая организация |
Организация, признанная соответствующим органом использования атомной энергии оказывать услуги эксплуатирующим или другим организациям по выбору материалов, сварке, обеспечению качества изготовления оборудования и трубопроводов и осуществлять экспертизу проектной, конструкторской, технологической документации и документов, обосновывающих ядерную и радиационную безопасность АЭУ, и имеющая на эту деятельность лицензия Госатомнадзора России |
Предприятие-изготовитель |
Предприятие, изготавливающее оборудование и трубопроводы, их сборочные единицы и детали |
Согласование головной материаловедческой организации |
Положительное заключение головной материаловедческой организации, подготовленное по запросу эксплуатирующей или других организаций |
Предприятие-владелец оборудования и трубопроводов |
Предприятие, осуществляющее эксплуатацию оборудования и трубопроводов АЭУ |
Примечание. В приложении не приведены термины, либо имеющие общетехническое значение, либо определения которых приведены в других стандартах или в другой нормативно-технической документации.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
(рекомендуемое)
ПРИМЕРЫ ОТНЕСЕНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ К ГРУППАМ А, В И С
1. АЭС с реакторами ВВЭР
1.1. Группа А - корпус реактора.
1.2. Группа В - оборудование и трубопроводы следующих систем:
1.2.1. Главный циркуляционный контур (ГЦК), включая главные циркуляционные насосы, компенсатор давления, парогенератор, трубопроводы.
1.2.2. Система управления и защиты реактора.
1.2.3. Система компенсации давления теплоносителя реактора, включая систему разгрузки.
1.2.4. Система борного регулирования реактора.
1.2.5. Система спецводоочистки, работающие под полным давлением ГЦК, расположенные в герметичной оболочке.
1.2.6. Система аварийной подачи питательной воды в парогенератор (ПГ).
1.2.7. Система аварийного охлаждения активной зоны реактора высокого давления.
1.2.8. Система аварийного охлаждения активной зоны реактора низкого давления.
1.2.9. Паропроводы от парогенераторов до запорных и предохранительных клапанов ПГ, устанавливаемых на паропроводы (включая эти клапаны).
1.2.10. Система питательной воды от парогенератора до первой запорной арматуры (включая ее) после клапана, регулирующего уровень в парогенераторе.
1.2.11. Система питательной воды деаэратора до первой запорной арматуры перед регулятором уровня в парогенераторе.
1.3. Группа С - оборудование и трубопроводы следующих систем:
1.3.1. Система деаэрации питательной воды.
1.3.2. Системы расхолаживания байпасной очистки, непосредственно не подключенные к ГЦК.
1.3.3. Системы конденсации пара от предохранительных и защитных устройств.
1.3.4. Системы подпитки и продувки ГЦК (регенеративные теплообменники, доохладители продувки и подпитки, подпиточные насосные агрегаты).
1.3.5. Системы конденсатного тракта.
1.3.6. Системы воздушников ГЦК.
1.3.7. Системы разгрузки и газоудаления из ГЦК.
1.3.8. Системы сброса пара из второго контура (БРУ-А, БРУ-К, БРУ-СН).
1.3.9. Паропроводы от запорных клапанов (п. 1.2.9) до стопорных клапанов турбин включительно.
1.3.10. Система сепараторов-перегревателей (СПП).
1.3.11. Системы спецводоочисток для переработки средне- и высокоактивных жидких отходов (за исключением указанной в п. 1.2.5).
2. АЭС с реакторами РБМК
2.1. Группа А.
2.1.1. Барабан-сепаратор.
2.1.2. Технологические каналы.
2.2. Группа В - оборудование и трубопроводы следующих систем:
2.2.1. Система трубопроводов контура многократной принудительной циркуляции (КМПЦ), включая главные циркуляционные насосы, коллекторы, трубопроводы, раздаточные групповые коллектора, верхние и нижние паровые и водяные коммуникации.
2.2.2. Система управления и защиты реактора.
2.2.3. Системы спецводоочистки, непосредственно присоединенные к КМПЦ.
2.2.4. Системы аварийной подачи воды в барабан-сепаратор.
2.2.5. Система аварийного охлаждения реактора.
2.2.6. Паропроводы от барабан-сепаратора до отсечных клапанов турбины.
2.2.7. Система питательной воды от деаэратора до барабан-сепаратора.
2.2.8. Скафандр разгрузочно-загрузочной машины.
2.3. Группа С - оборудование и трубопроводы следующих систем:
2.3.1. Система деаэрации питательной воды.
2.3.2. Система конденсатного тракта.
2.3.3. Система конденсации пара от предохранительных и защитных устройств.
2.3.4. Системы сброса пара из второго контура (БРУ-А, БРУ-К).
2.3.5. Система СПП.
2.3.6. Системы спецводоочисток для переработки средне- и высокоактивных жидких отходов (за исключением указанных в п. 2.2.3).
3. АЭС с реакторами БН
3.1. Группа А
3.1.1. Корпус реактора.
3.1.2. Корпус барабана отработавших сборок (БОС).
3.2. Группа В - оборудование и трубопроводы следующих систем:
3.2.1. Первый контур (за исключением корпуса реактора).
3.2.2. Система очистки теплоносителя первого контура.
3.2.3. Система дренирования и заполнения первого контура теплоносителем.
3.2.4. Система компенсации давления газа первого контура (до первой арматуры со стороны реактора).
3.2.5. Система отбора проб теплоносителя первого контура.
3.2.6. Страховочный корпус реактора.
3.2.7. Система второго контура (парогенератор, электронасосный агрегат, основные трубопроводы со страховочными кожухами, включая врезки вспомогательных систем до первой арматуры включительно со стороны основных трубопроводов).
3.2.8. Система аварийной защиты парогенераторов по натрию (САЗ ПГ).
3.2.9. Система расхолаживания реактора воздушными теплообменниками (ВТО) по натриевой стороне.
3.2.10. Система компенсации давления второго контура (до первой арматуры со стороны основного оборудования второго контура).
3.2.11. Система охлаждения БОС по натрию.
3.2.12. Система третьего контура (оборудование и трубопроводы основного пароводяного контура за исключением системы конденсатного тракта до деаэратора включительно, а также врезки вспомогательных систем до первой арматуры включительно со стороны основных трубопроводов).
3.3. Группа С - оборудование и трубопроводы следующих систем:
3.3.1. Система конденсатного тракта третьего контура.
3.3.2. Система очистки теплоносителя второго контура.
3.3.3. Система дренирования и заполнения второго контура теплоносителя.
3.3.4. Система приготовления теплоносителя.
3.3.5. Система отбора проб теплоносителя второго контура.
3.3.6. Система аварийной защиты парогенератора по пароводяному контуру.
3.3.7. Система деаэрации питательной воды.
3.3.8. Система спецводоочистки для переработки средне- и высокорадиоактивных жидких отходов.
3.3.9. Система очистки газа газовой подушки первого контура.
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
(обязательное)
ПАСПОРТ СОСУДА АЭУ
Настоящее приложение устанавливает форму паспорта сосуда.
1. Основным документом, подтверждающим характеристики сосуда, качество изготовления, монтажа, работоспособность в процессе эксплуатации и соответствие производственно-технологической документации, является паспорт сосуда.
2. Приложение не устанавливает обязательного заполнения всех таблиц и граф паспорта. Виды и объем данных, подлежащих включению в паспорт, определяются техническими условиями на изделие и стандартами.
3. Паспорт сосуда составляется предприятием-изготовителем и передается заказчику. Данные, включаемые в паспорт с учетом указаний п. 2 настоящего приложения, приведены в табл. П3.1 - П3.8 настоящего приложения, заполняемых предприятием-изготовителем, и в табл. П3.9 - П3.14 настоящего приложения, заполняемых монтажной организацией и предприятием-владельцем. При монтаже (доизготовлении) сосуда на предприятии-владельце оборудования составляется свидетельство о монтаже согласно Приложению 7 предприятием или организацией, проводившей монтаж (доизготовление), и прилагается к паспорту сосуда.
Обязательными документами, которые представляются вместе с паспортом сосуда, являются:
1) комплект чертежей (общий вид и (или) сборочные единицы), которые должны давать возможность проверки основных размеров и контроля соответствия сосуда требованиям проекта и оснащения арматурой и предохранительными устройствами*;
* Комплект чертежей устанавливается конструкторской организацией или предприятием-изготовителем по согласованию с конструкторской организацией.
2) расчет на прочность элементов, работающих под давлением, или выписка** из него с указанием обозначения расчета;
** В выписке из расчета на прочность должны быть представлены: перечень рассчитываемых узлов конструкций и действующих на них нагрузок и температурных воздействий; перечень режимов эксплуатации (включая нарушения нормальных условий эксплуатации и аварийные ситуации), на которые проводился расчет; число циклов нагружений при каждом режиме эксплуатации; флюенс нейтронов на корпусе реактора; данные оценки прочности по всем критериям, требуемым нормами расчета на прочность.
3) таблицы контроля качества сварных соединений и основных материалов***;
*** Прилагается при наличии требований в конструкторской и технологической документации.
ПАСПОРТ ______________________________________________________________ (наименование сосуда) Регистрационный №______________________________________________________
Примечания: 1. Регистрационный номер присваивается межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России (при регистрации сосуда в этом органе) или предпринимателем-владельцем (при регистрации сосуда на этом предприятии). 2. Свободные графы оставлены для перевода. (Измененная редакция. Изм. № 1). |
|||||||||||||||||
СОДЕРЖАНИЕ ПАСПОРТА СОСУДА
ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, ПРИЛАГАЕМЫХ К ПАСПОРТУ
|
|
||||||||||||||||
|
Лицензия на изготовление №________ от __________________19__ г. выдано _________________________________ _________________________________ _________________________________ (Измененная редакция. Изм. № 1). |
||||||||||||||||
|
П3.1* |
Общие данные |
|
||||||||||||||
|
|||||||||||||||||
* Здесь и далее для конкретных паспортов первые буква и цифра в нумерации таблиц не приводятся.
Наименование и адрес предприятия-изготовителя |
|
|
|
Наименование и адрес поставщика |
|
|
|
Наименование и адрес заказчика |
|
|
|
Наименование (назначение) |
|
|
|
Заводской номер |
|
|
|
Год изготовления |
|
|
|
Обозначение чертежа |
|
|
|
Группа оборудования |
|
|
П3.2 |
Технические характеристики и параметры |
|
Наименование рабочего пространства |
Корпус |
* |
* |
* |
|
|
|
|
|
|
|
Расчетное давление, МПа (кгс/см2) |
|
|
|
|
|
|
|||||
Расчетная температура стенок, °С |
|||||
|
|||||
Давление испытания, МП (кгс/см2) |
гидравлическое |
|
|
|
|
|
|||||
пневматическое |
|||||
|
|||||
Испытательная среда и продолжительность испытания, мин |
|
|
|
|
|
|
|||||
Температура испытательной среды, °С |
|||||
|
|
|
|
|
|
Минимально допустимая температура стенок при гидравлических (пневматических) испытаниях после изготовления, °С |
|
|
|
|
|
|
|||||
Рабочая среда |
|
|
|
|
|
|
|||||
Внутренний объем, м3 |
|
|
|
|
|
|
|||||
Масса оборудования без рабочей среды, кг |
|
|
|
|
|
|
|||||
Допустимая скорость разогрева, °С/ч, не более** |
|
|
|
|
|
|
|||||
Допустимая скорость расхолаживания, °С/ч, не более** |
|
|
|
|
|
|
|||||
Срок службы, ч |
|
|
|
|
|
|
* Наименование других рабочих пространств (труб, нагревательного кожуха и т.п.).
** Указывается в случаях, предусмотренных проектно-конструкторской документацией.
4) паспорта (сертификаты, аттестаты) на поставляемую вместе с сосудом арматуру;
5) техническое описание и инструкция по эксплуатации, включая требования по хранению, консервации и расконсервации, пуску, монтажу и технике безопасности, а также перечень приборов контроля, измерения, управления, сигнализации и автоматизации, входящих в комплект поставки сосуда АЭС, и схема или указания по их установке;
6) документация по отклонениям от конструкторской документации, одобренная Госатомнадзором России.
4. Форма таблиц паспортов является обязательной. Допускается изменение размеров листов и граф, а также замена таблиц копиями сертификатов, содержащих необходимые данные.
5. Паспорта вместе с приложениями и результаты контроля оборудования на АЭС должны храниться на предприятии-владельце в течение всего срока эксплуатации.
6. Подлинники сертификатов и протоколы результатов контроля хранятся на предприятии-изготовителе оборудования (или передаются предприятию-владельцу, о чем должна быть сделана запись в паспорте в течение всего срока службы сосуда).
7. Объем паспорта допускается сократить за счет исключения сведений, не относящихся к данному сосуду, по согласованию с конструкторской организацией.
8. На каждом листе паспорта сосудов, поставляемых на экспорт, и на прилагаемой к ним документации должно быть оставлено место для перевода текста владельцем оборудования на другой язык.
9. В паспорта сосудов могут быть внесены дополнительные сведения по требованию Госатомнадзора России.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
П3.3 |
Данные об основных элементах сосуда и материалах |
|
Наименование элемента |
Обозначение чертежа элемента и (или) позиции |
Размер (диаметр, толщина, длина), мм |
Марка материала и вид заготовки |
Обозначение стандарта или технических условий |
Номер плавки |
Номер партии или полуфабриката |
Обозначение (номер) и дата сертификата |
Данные механических испытаний |
Химический состав |
Стойкость против межкристаллитной коррозии |
Дополнительные данные (неразрушающий контроль и др.) |
||||||||||||||||||||||
При температуре 20 °С |
при расчетной температуре* |
Критическая температура хрупкости, °С |
|||||||||||||||||||||||||||||||
RP0,2, МПа (кгс/см2) |
Rm, МПа (кгс/м2) |
А5, % |
ударный изгиб |
zT,% |
Температура, °С |
||||||||||||||||||||||||||||
z, % |
ударная вязкость, Дж/ см2 |
% вязкого излома |
тип образца |
|
|
|
Метод контроля |
Объем контроля |
Обозначение и дата документа о контроле |
||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||||||||
* Вместо данных механических испытаний при расчетной температуре от 100 до 350 °С допускается приводить данные испытаний при температуре 350 °С. Примечания: 1. В таблицу заносятся данные в объеме, определяемом стандартами, техническими условиями на материал (полуфабрикаты). 2. Перечень элементов сосуда, в том числе крепежа, для материалов которых должна составляться настоящая таблица, определяется конструкторской организацией или предприятием-изготовителем по согласованию с конструкторской организацией. 3. Представление указанных в таблице данных в полном объеме обязательно для оборудования группы А. Для оборудования, входящего в системы групп В и С, объем представляемых данных определяется в соответствии с указаниями пп. 2 и 7 настоящего документа. |
|||||||||||||||||||||||||||||||||
П3.4 |
Данные о сварных соединениях и наплавке** |
|
Наименование соединяемых элементов** |
Обозначение сварного соединения или наплавки по схеме |
Категория сварного соединения или наплавки |
Обозначение контрольных сварных швов (наплавки) или производственных контрольных сварных соединений |
Обозначение и дата протоколов испытаний контрольных сварных швов (наплавки) или производственных контрольных сварных соединений |
Способ сварки (наплавки) |
Клеймо (обозначение) сварщика |
Свариваемые материалы |
Сварочные (наплавочные) материалы |
Данные механических испытаний |
Критическая температура хрупкости металла шва или наплавленного металла, °С |
Стойкость против межкристаллитной коррозии |
Содержание ферритной фазы, % |
Данные о неразрушающем контроле сварных соединений и наплавок |
||||||||||||||||||
наименование, марка |
обозначение стандарта или технических условий |
наименование, марка |
обозначение стандарта или технических условий |
номер партии и (или) плавки |
обозначение (номер) и дата сертификата |
сварного соединения |
металла шва или наплавленного металла |
метод контроля |
объем контроля |
обозначение и дата документа о контроле |
|||||||||||||||||||||
при температуре 20 °С |
при расчетной температуре °С |
при температуре 20 °С |
при расчетной температуре, °С |
||||||||||||||||||||||||||||
Rm, МПа (кгс/см2) |
угол загиба |
МПа (кгс/см2) |
Температура, °С |
RP0,2, МПа (кгс/см2) |
Rm, МПа (кгс/см2) |
А5, % |
z, % |
МПа (кгс/см2) |
МПа (кгс/см2) |
zT, % |
Температура, °С |
||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|||||||||||||||||||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
* Данные представляются в объеме, устанавливаемом таблицами (схемами) контроля качества сварных соединений и наплавки. ** Перечень сварных соединений элементов и наплавок, для которых должны представляться сведения в данной таблице, определяется конструкторской организацией. *** Вместо данных механических испытаний при расчетной температуре от 100 До 350 °С допускается приводить данные испытаний при температуре 350 °С. Примечание. Представление указанных в таблице данных в полном объеме обязательно для оборудования группы А. Для оборудования, входящего в системы групп В и С, объем представляемых данных определяется в соответствии с указаниями пп. 2 и 7 настоящего документа. |
П3.5 |
Данные о термической обработке деталей, сборочных единиц и изделий |
|
Наименование детали, сборочной единицы или изделия |
Обозначение чертежа |
Марка основного материала |
Вид термической обработки* |
Температура термической обработки, °С* |
Продолжительность выдержки, ч* |
Способ охлаждения |
Количество термических обработок и суммарная продолжительность выдержки** |
Обозначение и дата документа о термической обработке |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
* Допускается замена таблицы диаграммой по термической обработке, включающей все указанные данные.
** Указывается, если регламентировано производственно-технологической документацией.
П3.6 |
Данные об арматуре* |
|
Наименование арматуры, тип |
Обозначение стандарта или технических условий |
Количество |
Заводской номер |
Условный проход, мм |
Расчетные параметры |
Материал корпуса |
Обозначение паспорта (сертификата, аттестата) |
Место установки |
||
Давление, МПа (кгс/см2) |
Температура, °С |
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
* Указывается для арматуры, установленной предприятием-изготовителем на сосуде.
П3.7 |
Данные о предохранительной арматуре* |
|
Наименование, тип |
Количество |
Место установки |
Площадь минимального проходного сечения**, мм |
Пропускная способность или коэффициент расхода и среда |
Обозначение паспорта |
Давление начала открытия клапана, МПа** (кгс/см2 ) |
|
|
|
|
|
|
|
* Заполняется предприятием-изготовителем в случае поставки предохранительной арматуры вместе с сосудом. В случае установки предохранительных мембранных пластин указываются их размеры, материал и пределы разрушающих давлений, а при установке других устройств, ограничивающих давление, указывается их характеристика; для предохранительных клапанов прилагается расчет пропускной способности.
** Указывается величина, принятая при расчете пропускной способности клапана.
П3.8 |
Результаты гидравлических (пневматических) испытаний* |
|
Наименование элемента, пространства |
Испытательная среда |
Давление гидравлических (пневматических) испытаний, МПа (кгс/см2) |
Продолжительность выдержки, мин |
Минимальная температура стенки, °С |
Результаты испытаний |
Дата и обозначение протокола |
|
|
|
|
|
|
|
* Если испытания проводились после монтажа на месте установки, то протокол испытаний, составленный организацией, проводившей испытания, должен быть приложен к настоящему паспорту.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На основании проверок и испытаний удостоверяется нижеследующее: 1.________________ изготовлен в соответствии с требованиями "Правил устройства (наименование сосуда) и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок" и согласно техническим условиям на изделие:____________________________________________________________________ (наименование технических условий) 2. _________________ и его элементы подвергались проверке и испытаниям и (наименование сосуда) соответствуют указанным выше Правилам и техническим условиям. 3. _______________ и его элементы подвергались и выдержали гидравлическое (наименование сосуда) (пневматическое) испытание. 4.__________________ признан годным для работы с параметрами, указанными в (наименование сосуда) настоящем паспорте. 5. Настоящий раздел паспорта, заполненный предприятием-изготовителем, содержит _____ листов.
Дата ________
|
П3.9 |
Данные о рабочих параметрах и местонахождении сосуда |
|
Наименование предприятия-владельца |
Местонахождение сосуда на АЭС |
Рабочее давление, МПа (кгс/см2) |
Температура рабочей среды, °С |
Дата установки |
|
|
|
|
|
П3.10 |
Данные о лицах, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию сосуда |
|
Номер и дата приказа о назначении |
Должность, фамилия, имя, отчество |
Подпись ответственного лица |
|
|
|
П3.11 |
Данные об арматуре, установленной при монтаже сосуда |
|
Наименование арматуры, тип |
Обозначение стандарта или технических условий |
Количество |
Заводской номер |
Условный проход, мм |
Рабочее давление, МПа (кгс/см2 ) |
Температура теплоносителя, °С |
Расчетные параметры |
Материал корпус» |
Обозначение (номер) пас-аорта (сертификата, аттестата) |
Место установки по схеме (чертежу) |
Дата установки |
Подпись ответственного лица |
||
Давление, МПа (кгс/см2) |
Температура, ° С |
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
П3.12 |
Результаты технического освидетельствования* |
|
|
П3.12.1 |
Результаты осмотров |
|
|
|
Дата и обозначение акта осмотра |
Результаты осмотра |
Срок следующего осмотра |
Подпись ответственного лица, осуществляющего надзор |
|
|
|
|
* Техническое освидетельствование включает осмотр и измерения в доступных местах внешней и внутренней поверхностей сосуда и гидравлическое (пневматическое) испытание.
П3.12.2 |
Результаты гидравлических (пневматических) испытаний |
|
Дата и обозначение протокола испытания |
Испытательная среда |
Давление гидравлических (пневматических) испытаний, МПа (кгс/см2) |
Продолжительность выдержки, мин |
Минимальная температура стенки, °С |
Результаты испытаний |
Срок следующего испытания |
Подпись ответственного лица, осуществляющего надзор |
|
|
|
|
|
|
|
|
П3.13 |
Результаты контроля за состоянием металла в процессе эксплуатации |
|
Дата контроля и обозначение документа |
Результаты контроля |
Срок следующего контроля |
Подпись ответственного лица |
|
|
|
|
П3.14 |
Данные о замене и ремонте элементов сосуда |
|
Дата |
Данные о замене и ремонте |
Подпись ответственного лица |
|
|
|
РЕГИСТРАЦИЯ _____________________________________ (наименование сосуда) ___________________________ зарегистрирован _____________________ за № _______ в__________________________________________________________________________ (регистрирующий орган) В паспорте пронумеровано _____ страниц и прошнуровано всего _____листов, в том числе чертежей на _______листах. _____________________________________________ (должность регистрирующего лица, подпись) Дата _______
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 4
(обязательное)
СВЕДЕНИЯ, УКАЗЫВАЕМЫЕ В ПАСПОРТЕ НАСОСА АЭУ
В общий паспорт насоса должны заноситься следующие данные:
1. Номер лицензии на изготовление, дата его выдачи, наименование межрегионального территориального округа Госатомнадзора России, выдавшего лицензию.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
2. Номер чертежа насоса.
3. Марка насоса.
4. Заводской номер.
5. Дата изготовления, наименование предприятия-изготовителя и его адрес.
6. Характеристики насоса.
6.1. Давление насоса.
6.2. Максимальный и номинальный напор насоса.
6.3. Давление на входе.
6.4. Расчетная температура.
6.5. Рабочая среда.
6.6. Номинальная подача.
6.7. Давление гидравлических испытаний корпуса насоса.
6.8. Температура гидравлических испытаний насоса.
6.9. Срок службы.
7. |
Сведения об элементах насоса |
Наименование элемента |
Количество |
Внутренний диаметр, мм |
Толщина стенки, мм |
Длина (высота) , мм |
Основной материал |
Данные о сварке |
|||||||
Марка |
Стандартные технические условия |
Соединяемые части |
Способ выполнения соединения |
Вид сварки |
Марки сварочных материалов с указанием стандартов или ТУ |
Методы и объемы контроля |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
8. |
Арматура и КИП |
Наименование |
Стандарт или ТУ |
Количество |
Заводской номер |
Условный проход, мм |
Рабочее давление, МПа (кгс/см2) |
Расчетная температура, °с |
Материал |
Номер паспорта (сертификата) |
||
Марка |
Стандарт или ТУ |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|||||||||
ПРИЛОЖЕНИЕ 5
(обязательное)
П5.1* |
Данные о трубах |
|
Наименование деталей и сборочных единиц |
Обозначение чертежа (схемы) или позиция |
Количество |
Марка материала |
Номинальный наружный диаметр и толщина стенки трубы, мм |
Обозначение стандарта или технических условий |
Номер партии и плавки** |
Обозначение (номер) и дата сертификата* |
|
|
|
|
|
|
|
|
* Здесь и далее для конкретных свидетельств первые буквы и цифра в нумерации таблиц не приводятся.
** Заполняется для труб из сталей аустенитного класса с наружным диаметром 57 мм и выше и для труб из сталей других структурных классов наружным диаметром 108 мм и выше, работающих под давлением 3,93 МПа (40 кгс/см7) и более. Для труб систем группы В указанных типоразмеров дополнительно представляются данные контроля качества металла (сертификаты) в объеме, предусмотренном стандартами или техническими условиями.
П5.2 |
Данные о фасонных частях (литых, сварных, штампованных, кованых и из листа) |
|
Наименование |
Обозначение чертежа или позиция |
Условный проход, мм |
Расчетная температура,°С |
Расчетное давление, МПа (кгс/см2) |
Материал* |
|
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
* Для труб систем группы В из сталей аустенитного класса наружным диаметром 57 мм и выше и из сталей других структурных классов наружным диаметром 108 мм и выше, работающих под давлением 3,93 МПа (40 кгс/см2) и более, дополнительно представляются данные контроля качества металла (сертификаты) в объеме, предусмотренном технической документацией.
П5.3 |
Данные о крепежных деталях |
|
Наименование |
Размеры |
Количество |
Обозначение стандарта или технических условий |
Материал |
|
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
П5.4 |
Данные об арматуре* |
|
Наименование арматуры, тип |
Обозначение стандарта или технических условий |
Количество |
Заводской номер |
Условный проход, мм |
Расчетные параметры |
Материалы корпуса |
Обозначение паспорта (сертификата, аттестата) |
Место установки |
||
Давление, МПа (кгс/см2) |
Температура, °С |
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
* Указывается для арматуры, установленной предприятием-изготовителем на деталях и сборочных единицах трубопровода.
П5.5 |
Данные о сварных соединениях |
|
Наименование соединяемых деталей и сборочных единиц |
Обозначение сварного соединения по схеме или чертежу |
Категория сварного соединения |
Клеймо (обозначение) сварщика |
Способ сварки |
Сварочные материалы |
Данные о неразрушающем контроле |
Обозначение (номер) и дата протокола контроля |
||||||
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
Метод контроля |
Объем контроля |
Результаты контроля |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|||||||||
П5.6 |
Данные о термической обработке труб, гибов и сварных соединений |
|
Наименование деталей (сборочных единиц) |
Обозначение чертежа |
Марка основного материала |
Вид термической обработки* |
Температура термической обработки, °С* |
Продолжительность выдержки, ч* |
Способ охлаждения* |
Количество термических обработок и суммарная продолжительность выдержки** |
Обозначение и дата документа о термической обработке |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
* Указываются виды и режимы термической обработки, включая использовавшиеся при ремонте сварных соединений. Допускается замена таблицы диаграммой по термической обработке, включающей все указанные данные.
** Указывается, если регламентировано производственно-технологической документацией.
П5.7 |
Результаты гидравлических (пневматических) испытаний |
|
Наименование деталей и сборочных единиц |
Испытательная среда |
Давление гидравлических (пневматических) испытаний, МПа (кгс/см ) |
Продолжительность выдержки, мин |
Минимальная температура стенки, °С |
Результаты испытаний |
Дата и обозначение протокола испытания |
|
|
|
|
|
|
|
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Детали (сборочные единицы) трубопровода_________________________________ ___________________________________________________________________________ (наименование трубопровода) ___________________________________________________________________________ (перечень деталей и сборочных единиц) изготовлены в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок", стандартов и технической документации ________________________________________ ___________________________________________________________________________ (обозначение и наименование документов) 2. Детали (сборочные единицы) трубопровода признаны годными к эксплуатации при расчетных параметрах.
Дата _______________
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 6
(обязательное)
П6.1* |
Данные о трубах** |
|
Наименование |
Обозначение позиции по схеме (чертежу) |
Количество |
Номинальный наружный диаметр и толщина стенки трубы, мм |
Марка материала |
Обозначение стандарта или технических условий |
Номер партии и плавки*** |
Обозначение (номер) и дата сертификата*** |
|
|
|
|
|
|
|
|
* Здесь и далее для конкретных свидетельств первые буква и цифра в нумерации таблиц не приводятся.
** Указываются только для труб, данные о которых не включены в "Свидетельство об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопроводов".
*** Заполняется для труб аустенитного класса наружным диаметром 57 мм и выше и для труб из сталей других структурных классов наружным диаметром 108 мм и выше, работающих под давлением 3,93 МПа (40 кгс/см2) и более. Для труб систем группы В указанных типоразмеров дополнительно представляются данные контроля качества металла (сертификаты) в объеме, предусмотренном стандартами или техническими условиями.
П6.2 |
Данные о фасонных частях (сварных, литых, кованых, штампованных и из листа) |
|
Наименование |
Обозначение чертежа или позиции |
Условный проход, мм |
Температура рабочей среды, °С |
Рабочее давление, МПа (кгс/см2) |
Материал* |
|
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
* Для труб систем группы В из сталей аустенитного класса с наружным диаметром 57 мм и выше и из сталей других структурных классов с наружным диаметром 108 мм и выше, работающих под давлением 3,93 МПа (40 кгс/см2) и более, дополнительно представляются данные контроля качества металла (сертификаты) в объеме, предусмотренном технической документацией.
П6.3 |
Данные о крепежных деталях |
|
Наименование |
Размеры |
Количество |
Обозначение стандарта или технических условий |
Материал |
||
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
|||||
|
|
|
|
|
||
|
|
|||||
П6.4 |
Данные об арматуре* |
|
Наименование арматуры, тип |
Обозначение стандартных или технических условий |
Количество |
Заводской номер |
Условный проход, мм |
Рабочее давление МПа (кгс/см2) |
Температура теплоносителя, °С |
Расчетные параметры |
Материал корпуса |
Обозначение (номер) паспорта (сертификата, аттестата) |
Место установки по схеме (чертежу) |
Дата установки |
Подпись ответственного лица |
|||
Давление, МПа (кгс/см ) |
Температура, °С |
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
||||||||||||
* Указываются только для арматуры, установленной при монтаже трубопровода.
П6.5 |
Данные о предохранительной арматуре** |
|
Наименование, тип |
Количество |
Место установки |
Площадь минимального проходного сечения**, мм |
Пропускная способность или коэффициент расхода и среда |
Обозначение паспорта |
Давление начала открытия клапана, МПа (кгс/см ) |
|
|
|
|
|
|
|
* В случае установки предохранительных мембранных пластин указываются их размеры, материал и пределы разрушающих давлений, а при установке других устройств, ограничивающих давление, указывается их характеристика; для предохранительных клапанов прилагается расчет пропускной способности.
** Указывается значение, принятое при расчете пропускной способности клапана.
П6.6 |
Данные о сварных соединениях* |
|
Наименование соединяемых элементов |
Обозначение сварного соединения по схеме |
Категория сварного соединения |
Клеймо (обозначение) сварщика |
Способ сварки |
Сварочные материалы |
Данные о неразрушающем контроле сварных соединений |
Обозначение (номер) и дата протокола контроля |
|||
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
Метод контроля |
Объем контроля |
Результаты контроля |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
* Указываются только для сварных соединений, выполненных при монтаже.
П6.7 |
Данные о термической обработке* |
|
Наименование сборочной единицы или изделия |
Обозначение чертежа |
Марка основного материала |
Вид термической обработки |
Температура термической обработки, °С |
Продолжительность выдержки, ч |
Количество термических обработок и суммарная продолжительность выдержки** |
Обозначение и дата документа о термической обработке |
|
|
|
|
|
|
|
|
П6.7 |
Результаты гидравлических (пневматических) испытаний |
|
Наименование участка трубопровода |
Испытательная среда |
Давление гидравлических (пневматических) испытаний, МПа (кгс/см2) |
Продолжительность выдержки, мин |
Минимальная температура стенки, °С |
Результаты испытаний |
Дата и обозначение протокола испытания |
|
|
|
|
|
|
|
* Указываются для сварных соединений, выполненных при монтаже, а также при ремонте сварных соединений.
** Указывается, если регламентировано производственно-технологической документацией.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Трубопровод ___________________________________________________________ (наименование трубопровода по назначению) изготовлен и смонтирован в соответствии с требованиями "Правил устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок", стандартов и технических условий___________________________________ ___________________________________________________________________________ (обозначение и наименование документа) и согласно проекту __________________________________________________________, (обозначение чертежа) разработанному _____________________________________________________________ (наименование проектной организации) из сборочных единиц, изготовленных __________________________________________ _________________________________________________________________________ (наименование предприятия-изготовителя) 2. Трубопровод подвергался и выдержал гидравлическое (пневматическое) испытание согласно требованиям Правил и технических условий ___________________ ___________________________________________________________________________ (обозначение технических условий) 3. Трубопровод признан годным к эксплуатации при давлении, МПа (кгс/см2) ______ и температуре, °С ________ Руководитель монтажной организации _________________________________ (подпись, печать) Дата _____________________________ |
ПРИЛОЖЕНИЕ 7
(обязательное)
Разрешение на монтаж №____________ от____________ 19___г. выдано ______ Управлением______________________ СВИДЕТЕЛЬСТВО № ___
|
|
П7.1* |
Данные о крепежных деталях** |
|
Наименование |
Размеры |
Количество |
Обозначение стандарта или технических условий |
Материал |
|
Марка |
Обозначение стандарта и технических условий |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
* Здесь и далее для конкретных свидетельств первые буква и цифра в нумерации таблиц не приводятся.
** Указываются только для деталей, данные о которых не включены в паспорт сосуда.
П7.2 |
Данные об основных элементах сосуда и материалах |
|
Наименование элемента |
Обозначение чертежа элемента и (или) позиции |
Размеры (диаметр, толщина, длина), мм |
Марка материала и вид заготовки |
Обозначение стандарта или технических условий |
Номер плавки |
Номер партии или полуфабриката |
Обозначение (номер) идата сертификата |
Стойкость против межкристаллитной коррозии |
Данные о неразрушающем контроле |
Обозначение и дата документа о контроле |
||
Метод контроля |
Объем контроля |
Результаты контроля |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
Примечание. В таблицу заносятся данные об элементах, не включенных в паспорт сосуда, в объеме, определяемом стандартами, техническими условиями на материал (полуфабрикат).
П7.3 |
Данные о сварных соединениях и наплавке* |
|
Наименование соединяемых элементов |
Обозначение сварного соединения или наплавки по схеме |
Категория сварного соединения или наплавки |
Способ сварки (наплавки) |
Клеймо (обозначение) сварщика |
Свариваемые материалы |
Сварочные (наплавочные) материалы |
Данные о неразрушающем контроле сварных соединений и наплавок |
Обозначение и дата документа о контроле |
|||||||
Наименование, марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
Наименование, марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
Номер партии и (или) плавки |
Обозначение (номер) и дата сертификата |
Метод контроля |
Объем контроля |
Результаты контроля |
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
* Указываются только для сварных соединений, выполненных при монтаже.
П7.4 |
Данные о термической обработке* |
|
Наименование изделия |
Обозначение чертежа |
Мерка основного материала |
Вид термической обработки |
Температура термической обработки, °С |
Продолжительность выдержки, ч |
Способ охлаждения |
Количество термических обработок и суммарная продолжительность выдержки** |
Обозначение и дата документа о термической обработке |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
*Указываются для сварных соединений, выполненных при монтаже.
** Указывается, если регламентировано производственно-технологической документацией.
П7.5 |
Данные об арматуре* |
|
Наименование арматуры, тип |
Обозначение стандарта или технических условий |
Количество |
Заводской номер |
Условный проход, мм |
Рабочее давление, МПа, (кгс/см2) |
Температура теплоносителя, °С |
Расчетные параметры |
Материал корпуса |
Обозначение (номер) паспорта (сертификата, аттестата) |
Место и дата установки |
||
Давление, МПа (кгс/см2) |
Температура, °С |
Марка |
Обозначение стандарта или технических условий |
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
*Указываются только для арматуры, установленной при монтаже сосуда.
П7.6 |
Данные о предохранительной арматуре* |
|
Наименование, тип |
Количество |
Место установки |
Площадь минимального проходного сечения, ** мм2 |
Пропускная способность или коэффициент расхода и среда |
Обозначение паспорта |
Давление начала открытия клапана, МПа (кгс/см2) |
|
|
|
|
|
|
|
* Указывается только для арматуры, установленной при монтаже сосуда. В случае установки предохранительных мембранных пластин указываются их размеры, материал и пределы разрушающих давлений, а при установке других устройств, ограничивающих давление, - их характеристика; для предохранительных клапанов прилагается расчет пропускной способности.
** Указывается значение, принятое при расчете пропускной способности клапана.
П7.7 |
Результаты гидравлических (пневматических) испытаний |
|
Наименование сосуда |
Испытательная среда |
Давление гидравлических (пневматических) испытаний, МПа (кгс/см2) |
Продолжительность выдержки, мин |
Минимальная температура стенки, °С |
Результаты испытаний |
Дата и обозначение протокола испытания |
|
|
|
|
|
|
|
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
На
основании проведенных проверок и испытаний удостоверяется нижеследующее:
1.
_______________ смонтирован в соответствии с требованиями "Правил
(наименование
сосуда)
устройства и
безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических
установок" и согласно техническим условиям на изделие____________________________________________________________________
(наименование
технических условий)
2.________________________
и его элементы подвергались проверке и испытаниям
(наименование
сосуда)
и соответствуют
вышеуказанным Правилам и техническим условиям.
3.
____________________ и его элементы подвергались и выдержали гидравлическое
(наименование
сосуда)
(пневматическое)
испытание.
4.
___________________ признан годным для работы с параметрами, указанными в
(наименование
сосуда)
настоящем
паспорте.
Руководитель
монтажной организации (предприятия-изготовителя)
_________________________________
(подпись, печать)
Начальник отдела
технического контроля качества
__________________________________
(подпись, печать)
Дата
_____________
ПРИЛОЖЕНИЕ 8
На основании проведенных проверок и испытаний удостоверяется нижеследующее: 1. _______________ смонтирован в соответствии с требованиями "Правил (наименование сосуда) устройства и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок" и согласно техническим условиям на изделие____________________________________________________________________ (наименование технических условий) 2.________________________ и его элементы подвергались проверке и испытаниям (наименование сосуда) и соответствуют вышеуказанным Правилам и техническим условиям. 3. ____________________ и его элементы подвергались и выдержали гидравлическое (наименование сосуда) (пневматическое) испытание. 4. ___________________ признан годным для работы с параметрами, указанными в (наименование сосуда) настоящем паспорте.
Дата _____________
|
(обязательное)
ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДА АЭУ
Настоящее приложение устанавливает форму паспорта трубопровода.
1. Основным документом, подтверждающим характеристики трубопровода, качество изготовления, монтажа, работоспособность в процессе эксплуатации и соответствие производственно-технологической документации, является паспорт трубопровода.
2. Приложение не устанавливает обязательного заполнения всех таблиц и граф паспорта. Виды и объем данных, подлежащих включению в паспорт, определяются технологическими условиями на изделие и стандартами.
3. Паспорт трубопровода АЭС составляется предприятием-владельцем трубопроводов.
Обязательными документами, которые представляются вместе с паспортом, являются:
1) комплект схем и чертежей трубопровода, которые должны давать возможность контроля соответствия трубопровода требованиям проекта, оснащения арматурой и контрольно-измерительными приборами, расположения сварных соединений и опор*;
2) свидетельство об изготовлении элементов трубопровода, составляемое предприятием-изготовителем согласно Приложению 5;
3) свидетельство о монтаже трубопроводов, составляемое монтажной организацией согласно Приложению 6;
4) паспорта (сертификаты, аттестаты) трубопроводной арматуры;
5) расчет на прочность или выписка** из него с указанием обозначения расчета;
6) таблицы контроля качества сварных соединений и основных материалов***;
7) документация по отклонениям от проектной (конструкторской) документации.
* Комплект чертежей устанавливается проектной (конструкторской) организацией.
** В выписке из расчета на прочность должны быть представлены: перечень рассчитываемых узлов конструкций и действующих на них нагрузок и температурных воздействий, перечень режимов эксплуатации (включая нарушения нормальных условий и аварийные ситуации, на которые проводился расчет; число циклов нагружений при каждом режиме эксплуатации; данные оценки прочности по всем критериям, требуемым нормами расчета на прочность.
*** Прилагается при наличии требований в конструкторской и технологической документации.
4. Форма таблиц паспортов является обязательной. Допускается изменение размеров листов и граф, а также замена таблиц копиями сертификатов, содержащих необходимые данные.
5. Паспорта вместе с приложениями и результатами контроля трубопроводов на АЭС должны храниться на предприятии-владельце в течение всего срока эксплуатации.
6. Подлинники сертификатов и протоколы результатов контроля должны храниться на предприятии, проводившем этот контроль, или на предприятии-владельце трубопровода в течение всего срока службы трубопровода.
7. Объем паспорта и объем свидетельств допускается сократить за счет исключения сведений, не относящихся к данному трубопроводу, по согласованию с проектной организацией.
8. На каждом листе паспорта трубопроводов, поставляемых на экспорт, и на прилагаемой к нему документации должно быть оставлено место для перевода текста владельцем трубопровода на другой язык.
9. В паспорта и свидетельства трубопроводов могут быть внесены дополнительные сведения по требованию Госатомнадзора России.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
ПАСПОРТ ТРУБОПРОВОДА__________________________ (наименование)
Регистрационный № ______
Примечание. Регистрационный номер присваивается межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России (при регистрации в этом органе) или предприятием-владельцем (при регистрации трубопровода на этом предприятии). (Измененная редакция. Изм. № 1). СОДЕРЖАНИЕ ПАСПОРТА ТРУБОПРОВОДА ______________________________ (наименование)
ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТОВ, ПРИЛАГАЕМЫХ К ПАСПОРТУ ТРУБОПРОВОДА _______________ (наименование)
|
П8.1* |
Общие данные |
|
Наименование и адрес предприятия-владельца |
|
|
|
Наименование и адрес предприятия-изготовителя деталей и сборочных единиц трубопроводов |
|
|
|
Наименование монтажной организации |
|
|
|
Обозначение свидетельств об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопроводов |
|
|
|
Год изготовления |
|
|
|
Обозначение свидетельства о монтаже трубопровода |
|
|
|
Обозначение чертежа трубопровода |
|
|
|
Назначение |
|
|
|
Группа |
|
|
* Здесь и далее для конкретных паспортов первые буква и цифра в нумерации таблиц не приводятся.
П8.2 |
Технические характеристики |
|
Наименование рабочей среды |
|
|
|
Температура рабочей среды, °С |
|
|
|
Рабочее давление, МПа (кгс/см2) |
|
|
|
Давление гидравлических (пневматических) испытаний, МПа (кгс/см2) |
|
|
|
Минимальная температура стенки при гидравлических (пневматических) испытаниях, °С |
|
|
|
Испытательная среда и продолжительность испытаний |
|
|
|
Срок службы, ч |
|
|
П8.3 |
Данные о трубах |
|
Номинальный наружный диаметр и толщина стенки трубы, мм |
Обозначение участков на схеме трубопровода |
Протяженность участков трубопроводов, м |
|
|
|
П8.4 |
Данные об установленной в составе трубопровода арматуре |
|
Наименование арматуры, тип |
Количество |
Условный проход, мм |
Обозначение (номер) паспорта (сертификата, аттестата) |
Место установки по схеме (чертежу) |
|
|
|
|
|
П8.5 |
Данные о предохранительной арматуре |
|
Наименование, тип предохранительной арматуры |
Количество |
Обозначение паспорта |
Место установки |
|
|
|
|
На основании проведенных испытаний удостоверяется следующее: 1. Трубопровод изготовлен и смонтирован согласно технической документации_______________________________________________________________ (наименование и обозначение документов) 2. Трубопровод подвергался и выдержал гидравлическое (пневматическое) испытание при условиях, указанных в настоящем паспорте. 3. Трубопровод предназначен для работы с параметрами, указанными в настоящем паспорте. 4. Настоящий паспорт содержит ______ листов. Директор или главный инженер предприятия-владельца трубопровода _____________________________ (подпись, печать) Дата __________
|
П8.6 |
Данные о лицах, ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода |
|
Номер и дата приказа о назначении |
Должность, фамилия, имя, отчество |
Подпись ответственного лица |
|
|
|
П8.7 |
Результаты технического освидетельствования* |
|
|
П8.7.1 |
Результаты осмотров |
|
|
|
|
|
Дата и обозначение акта осмотра |
Результаты осмотра |
Срок следующего осмотра |
Подпись ответственного лица, осуществляющего надзор |
|
|
|
|
* Техническое освидетельствование включает осмотр и измерения в доступных местах внешней и внутренней поверхностей сосуда и гидравлическое (пневматическое) испытание.
П8.7.2 |
Результаты гидравлических (пневматических) испытаний |
|
Дата и обозначение протокола испытания |
Испытательная среда |
Давление гидравлических (пневматических) испытаний, МПа (кгс/см2) |
Продолжительность выдержки, мин |
Минимальная температура стенки, °С |
Результаты испытаний |
Срок следующего испытания |
Подпись ответственного лица, осуществляющего надзор |
|
|
|
|
|
|
|
|
П8.8 |
Результаты контроля за состоянием металла в процессе эксплуатации |
|
Дата контроля обозначение документа |
Результаты контроля |
Срок следующего контроля |
Подпись ответственного лица |
|
|
|
|
П8.9 |
Данные о ремонте и реконструкции трубопровода |
|
Дата |
Перечень проведенных работ по ремонту, реконструкции и контролю трубопровода с указанием даты их проведения |
Подпись ответственного лица |
|
|
|
РЕГИСТРАЦИЯ ТРУБОПРОВОДА
Трубопровод зарегистрирован за № _________________в _______________________ ___________________________________________________________________________ (регистрирующий орган) В паспорте пронумеровано _____страниц и прошнуровано всего _____листов, в том числе чертежей (схем) на _____листах __________________________________________ ___________________________________________________________________________ (должность регистрирующего лица, подпись) Дата______________
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 9
(обязательное)
ОСНОВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ (ПОЛУФАБРИКАТЫ), ДОПУСКАЕМЫЕ ПРИ ИЗГОТОВЛЕНИИ ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ АЭУ
В табл. П9.1 настоящего приложения перечислены марки допущенных к применению материалов, документация (с обязательными требованиями, изложенными в примечаниях к таблице) и предельные температуры использования материалов. Стандарты и технические условия, около которых стоит ссылка на примечание к таблице, можно использовать только при соблюдении требований, указанных в этих примечаниях.
Конструкторская (проектная) организация по согласованию с головной материаловедческой организацией и Госатомнадзором России может использовать другие, не указанные в табл. П9.1 стандарты и технические условия на поставку материалов (полуфабрикатов), марки которых приведены в таблице, при условии, что механические свойства, объем контроля и нормы оценки показателей контроля по этим стандартам и техническим условиям, обеспечивают качество материала (полуфабриката) на том же или большем уровне, что и стандарты и технические условия, указанные в табл. П9.1.
Применение материалов (полуфабрикатов), получаемых по импорту, осуществляется в соответствии с указаниями настоящих Правил (п. 3.4).
Материалы (полуфабрикаты) должны быть термически обработаны в соответствии с указаниями стандартов и технических условий на поставку.
(Измененная редакция. Изм. № 1).
Перечень материалов (полуфабрикатов), допускаемых для использования при изготовлении оборудования и трубопроводов АЭУ
Тип материала |
Марка материала |
Стандарт или технические условия на материалы |
Стандарт или технические условия на полуфабрикат или изделие |
Максимальная допускаемая температура применения, °С |
||||||
Вид полуфабриката или изделия |
||||||||||
Листы |
Трубы |
Поковки |
Крепежные изделия |
Сортовой прокат |
Отливки |
|||||
Стали углеродистые |
Ст3сп5 |
ГОСТ 380-88 |
ГОСТ 14637-79 |
|
|
350 |
||||
|
|
(прим. 1) |
(прим. 10) |
(прим. 2) |
|
(прим. 3) |
|
|
||
|
|
ГОСТ 16523-70 |
|
|
|
|
|
|
||
10 |
ГОСТ 1050-74 |
ГОСТ 1577-81 |
ТУ 14-3190-82 |
|
|
|
350 |
|||
|
|
(прим. 4) |
(прим. 5) |
(прим. 2) |
|
|
|
|
||
15 |
ГОСТ 1050-74 |
ГОСТ 1577-81 |
|
|
|
|
350 |
|||
|
|
(прим. 4) |
|
(прим. 2) |
|
|
|
|
||
15Л |
ГОСТ 9777-75 |
|
|
|
|
|
ГОСТ 9777-75 |
350 |
||
|
ТУ 5.961-11151-80 |
|
|
|
|
|
ТУ 5.961-11151-80 |
|
||
20 |
ГОСТ 1050-74 |
ГОСТ 1577-81 |
ТУ 14-3-190-82 |
ГОСТ 1050-75 |
|
350 |
||||
|
|
(прим. 4) |
|
(прим. 2) |
(прим. 6) |
ОСТ 3-1686-80 |
|
|
||
|
|
|
ТУ 95.499-83 |
|
|
(прим. 7) |
|
|
||
|
|
|
(прим. 30) |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 108.11.902-87 |
ТУ 108.11.902-87 |
ТУ 14-3-808-78 |
ТУ 108-11-596-81 |
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-808-78 |
|
ТУ 14-3-460-75 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-460-75 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
ОСТ 108.030.113-87 |
|
|
ОСТ 108.030.113-87 |
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-3987-85 |
|
|
|
|
ТУ 14-1-3987-85 |
|
|
||
20Л |
ГОСТ 977-75 |
|
|
|
|
|
ГОСТ 977-75 |
350 |
||
|
ТУ 5-961-11151-80 |
|
|
|
|
|
ТУ 5-961-11151-80 |
|
||
20Ш |
ТУ 108.667-86 |
|
|
|
|
|
ТУ 108.667-86 |
350 |
||
20К |
|
|
|
|
|
350 |
||||
|
|
(прим. 8) |
|
|
|
|
|
|
||
22К |
ТУ 108-11-543-80 |
ТУ 108-11-543-80 (прим. 9) |
|
ТУ 108-11-543-80 (прим. 9) |
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 108.11.906-87 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
(прим. 8) |
|
(прим. 2) |
|
|
|
|
||
22К-ВД, 22К-Ш |
ТУ 108-11-543-80 |
ТУ 108-11-543-80 |
|
ТУ 108-11-543-80 |
|
|
|
350 |
||
|
|
(прим. 9) |
|
(прим. 9) |
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 108.11.906-87 |
|
|
|
|
|
|
||
22К+ |
ТУ 108.1.84-83 |
ТУ 108.1184-83 |
|
|
|
|
|
350 |
||
08Х18Н10Т |
|
ТУ 108.11.906-87 |
|
|
|
|
|
|
||
22К (плакированная) |
ТУ 108-11-543-80 |
ТУ 108.1152-82 |
|
|
|
|
|
350 |
||
25 |
ГОСТ 1050-74 |
|
|
|
ГОСТ 1050-74 |
|
350 |
|||
|
|
|
|
(прим. 2) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ОСТ 3-1686-80 |
|
ОСТ 3-1686-8- |
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 7) |
|
(прим. 7) |
|
|
||
25Л |
ГОСТ 977-75 |
|
|
|
|
|
ГОСТ 977-75 |
350 |
||
|
ТУ 5.961-11151-80 |
|
|
|
|
|
ТУ 5.961-11151-80 |
|
||
|
ОСТ 108.961.03-79 |
|
|
|
|
|
ТУ 108.671-84 |
|
||
30 |
ГОСТ 1050-74 |
|
|
ГОСТ 1050-74 |
|
350 |
||||
|
|
|
|
(прим. 2) |
(прим. 6) |
ОСТ 3-1686-80 |
|
|
||
35 |
ГОСТ 1050-74 |
|
|
ОСТ 3-1686-80 |
|
(прим. 7) |
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 7) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ГОСТ 1050-74 |
|
350 |
||||
|
|
|
|
(прим. 2) |
(прим. 6) |
|
|
|
||
40 |
ГОСТ 1050-74 |
|
|
ОСТ 3-1686-80 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
(прим. 7) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ГОСТ 1050-74 |
|
350 |
||||
|
|
|
|
(прим. 2) |
(прим. 6) |
ОСТ 3-1686-80 |
|
|
||
45 |
ГОСТ 1050-74 |
|
|
ОСТ 3-1686-80 |
|
(прим. 7) |
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 7) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ГОСТ 1050-74 |
|
350 |
||||
|
|
|
|
(прим. 2) |
(прим. 6) |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Стали кремнемарганцовистые |
09Г2С |
|
|
|
|
|
450 |
|||
|
|
(прим. 8) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
15ГС |
ТУ 108.1268-84 |
ТУ 108.1268-84 |
|
|
|
|
|
400 |
||
|
ТУ 14-3-460-75 |
ТУ 14-3-420-75 |
|
ТУ 1081267-84 |
|
|
|
|
||
|
ОСТ 108.030.113-87 |
|
|
ОСТ 108.030.113-87 |
|
|
|
|
||
15ГС-Ш |
ТУ 14-3-460-75 |
|
|
|
|
|
ТУ 24.11.006-89 |
400 |
||
16ГС |
ТУ 95.499-83 |
|
|
|
|
400 |
||||
|
|
(прим. 8) |
(прим. 34) |
|
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 3-923-75 |
|
|
|
|
|
|||
|
|
(прим. 11) |
|
ОСТ 108.030.113-87 |
|
|
|
|
||
20ГСЛ |
ТУ 5.961-111518 |
|
|
|
|
|
ТУ 5.961-11151-80 |
350 |
||
|
ОСТ 108.961-03-79 |
|
|
|
|
|
ТУ 108.671-84 |
|
||
Стали легированные |
20Х |
|
|
|
|
|
500 |
|||
|
|
|
|
(прим. 2) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ОСТ 3-1686-80 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 7) |
|
|
|
|
||
30Х |
|
|
|
|
|
500 |
||||
35Х |
|
|
|
|
500 |
|||||
|
|
|
|
(при. 2) |
(при. 6) |
|
|
|
||
|
|
|
|
ОСТ 3-1686-80 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
(при. 7) |
|
|
|
|
||
40Х |
|
|
ГОСТ 2070075 |
|
|
500 |
||||
|
|
|
|
(при. 2) |
(при. 6) |
|
|
|
||
|
|
|
|
ОСТ 3-1686-80 |
|
|
|
|||
|
|
|
|
(прим. 7) |
|
|
|
|
||
45Х |
|
|
ГОСТ 233304-78 |
|
500 |
|||||
45ХН |
|
|
|
|
|
500 |
||||
10ХСНД |
|
|
|
|
|
400 |
||||
|
|
(прим. 11) |
|
|
|
|
|
|
||
10ХН1М |
ТУ 14-1-2587-78 |
ТУ 14-1-2587-78 |
|
|
|
|
|
400 |
||
10ХН1М-Ш |
ТУ 14-3-794-79 |
ТУ 14-3-799-79 |
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-799-79 |
|
|
|
|
|
|
|
||
10Х2М |
ТУ 108.11.934-87 |
ТУ 108.11.934-87 |
|
ТУ 108.11.934-87 |
|
|
|
510 |
||
|
ТУ 14-1-3409-82 |
ТУ 14-1-3409-82 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(при. 12) |
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-350-75 |
|
ТУ 14-3-350-75 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 14) |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-866-79 |
|
ТУ 14-3-866-79 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 14) |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-756-78 |
|
ТУ 14-3-756-78 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 14) |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-1093-74 |
ТУ 14-1-1093-74 |
|
ТУ 108.11.934-87 |
|
|
|
510 |
||
|
ТУ 14-1-3409-82 |
ТУ 14-1-3409-82 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 12) |
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-1260-84 |
|
ТУ 14-3-1260-84 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 14) |
|
|
|
|
|
||
10Х2М1ФБ |
ТУ 108.11.934-87 |
ТУ 108.11.934-87 |
|
ТУ 108.11.934-87 |
|
|
|
500 |
||
|
ТУ 14-1-3409-82 |
ТУ 14-1-3409-82 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 12) |
|
|
|
|
|
|
||
10Х2М1ФБ-ВД |
ТУ 108.11.934-87 |
ТУ 108.11.934-87 |
|
|
|
|
|
|
||
12ХМ |
|
ТУ 108.11.934-87 |
|
|
|
500 |
||||
|
|
(прим. 8) |
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-42-73 |
ТУ 14-1-642-73) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 15) |
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 108.1263-84 |
ТУ 108.1263-84 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 15) |
|
|
|
|
|
|
||
12МХ |
ТУ 14-1-642-73 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
(прим. 15) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 108.1263-84 |
|
|
|
|
500 |
|||
|
|
(прим. 15) |
|
(прим. 2) |
|
|
|
|
||
15ХМ |
ТУ 14-3-460-75 |
|
ТУ 14-3-460-75 |
|
|
|
|
500 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
20ХМ |
|
|
|
|
|
|
||||
20ХМА |
ОСТ 95-40-73 |
|
|
(прим. 2) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|||
20ХМЛ |
ТУ 5.961-11151-80 |
|
|
ОСТ 95-40-73 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 17) |
|
|
|
|
||
20ХМФЛ |
|
|
|
|
|
|
ТУ 5.961-11151-80 |
500 |
||
15Х1М1ФЛ |
|
|
|
|
|
|
|
500 |
||
30ХМ |
|
|
|
|
|
|
||||
30ХМА |
|
|
|
|
|
500 |
||||
|
|
|
|
|
(прим. 6) |
|
|
|
||
35ХМ |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|||
|
|
|
|
|
(прим. 6) |
|
|
|
||
35 ХМ |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|||
|
|
|
|
|
(прим. 6) |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
38ХМ |
|
|
|
|
|
|
||||
30ХГСА |
ГОСТ 1542-71 |
|
|
|
500 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
12Х1МФ |
ТУ 14-3-460-75 |
|
ТУ 14-3-460-75 |
|
|
|
|
150 |
||
|
|
|
|
|
|
550 |
||||
|
|
|
|
|
|
(прим. 17) |
|
|
||
|
ТУ 14-1-3987-85 |
|
|
|
|
ТУ 14-1-3987-85 |
|
|
||
15Х1М1Ф |
ТУ 3-923-75 |
|
ТУ 3-923-75 |
ТУ 108.1267-84 |
|
|
|
510 |
||
|
ОСТ 108.030.113-87 |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3460-75 |
|
ТУ 14-3460-75 |
ТУ 108.1267-84 |
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3420-75 |
|
ТУ 14-3420-75 |
|
|
|
|
|
||
15ХШ1ФЛ |
ТУ 5.961-11151-80 |
|
|
|
|
ТУ5.961-11151-80 |
510 |
|||
|
|
|
|
|
(прим. 6) |
|
|
|
||
20ХШ1Ф1БР |
|
|
|
ТУ 14-1-552-72 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
(прим. 19) |
|
|
||
|
ТУ 14-1-552-72 |
|
|
|
|
500 |
||||
|
|
|
|
|
(прим. 18) |
|
|
|||
|
|
|
|
|
(прим. 6) |
ТУ 108.11.853-87 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
ТУ 14-1-552-72 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
(прим. 19) |
|
|
||
|
ТУ 14-1-552-72 |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
(при. 6) |
|
|
|
||
25Х2М1Ф |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-552-72 |
|
|
|
|
ТУ 14-1-552-72 |
|
500 |
||
|
|
|
|
|
|
(при. 19) |
|
|
||
12Х2МФА |
ТУ 108.131-86 |
ТУ 108.131-86 |
ТУ 108.131-86 |
|
ТУ 108.131-86 |
|
|
|
||
12Х2МФА-А |
ТУ 5.961-11060-77 |
ТУ 5.961-11060-77 |
|
|
ТУ 5.961-11060-77 |
|
|
|
||
15Х2МФА |
|
|
|
|
(прим. 18) |
|
|
|
||
15Х2МФА-А |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
15Х2МФА |
ТУ 108.131-86 |
ТУ 108.11.906-87 |
|
|
|
|
|
|
||
18Х2МФА |
ТУ 108.131-86 |
ТУ 108.131-86 |
|
|
ТУ 108.131-86 |
|
|
500 |
||
|
ТУ 5.961-11060-77 |
ТУ 5.961-11060-77 |
|
|
ТУ 5.961-11060-77 |
|
|
500 |
||
|
|
(прим. 18) |
|
|
(прим. 18) |
|
|
|
||
12Х2МФА (плакированная) |
ТУ 108.131-86 |
ТУ 108.1152-82 |
|
|
|
|
|
500 |
||
25Х2МФА |
ТУ 108.131-86 |
ТУ 108.131-86 |
|
|
ТУ 108.131-86 |
|
|
500 |
||
|
ТУ 5.961-11060-77 |
ТУ 5.961-11060-77 |
|
|
ТУ 5.961-11060-77 |
|
|
|
||
|
|
(прим. 18) |
|
|
(прим. 18) |
|
|
|
||
25Х3МФА |
ТУ 108.131-86 |
ТУ 108.131-86 |
|
|
ТУ 108.131-86 |
|
|
500 |
||
|
|
|
|
|
ТУ 5.961-11060-77 |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
(прим. 18) |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
(прим. 6) |
|
|
||
15Х3НМФА |
ТУ 5.961-11307-86 |
ТУ 5.961-11307-86 |
|
|
ТУ 5.961-11307-86 |
|
|
|
||
15Х2НМФА-А |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
15Х2НМФА |
ТУ 108.765-78 |
ТУ 108.765-78 |
|
ТУ 108.765-78 |
|
|
|
350 |
||
15Х2НМФА-А |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
38ХН3МФА |
ТУ 108.11.906-87 |
ОСТ 3-1686-80 |
ТУ 108.11.853-87 |
|
500 |
|||||
|
|
|
(прим. 7) |
|
|
|
|
|
||
38Х2МЮА* |
|
|
ОСТ 3-1686-80 |
|
|
|
500 |
|||
|
|
|
|
(прим. 7) |
|
|
|
|
||
16ГНМА |
ОСТ 108.030.118-78 |
ОСТ 108.030.118-78 |
|
|
|
|
|
450 |
||
10ГН2МФА |
ТУ 108.766-36 |
ТУ 108.766-36 |
ТУ 108.1197-83 |
ТУ 108.766-86 |
|
|
|
350 |
||
|
|
ТУ 108.1152-82 |
|
|
|
|
|
|
||
10ГН2МФА (плакированная) |
ТУ 108.766-86 |
ТУ 108.1152-82 |
|
|
|
|
|
350 |
||
|
ТУ 108.1197-83 |
|
|
|
|
|
|
|
||
Высокохромистые стали |
08X13 |
|
|
|
|
300 |
||||
|
|
(прим. 20) |
(прим. 21) |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
(прим. 21) |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
12X13 |
|
|
|
|
300 |
|||||
|
|
|
|
(прим. 23) |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
ОСТ 95-10-72 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 22) |
|
|
|
|
||
20X13 |
|
ГОСТ 250-81 |
|
300 |
||||||
|
|
(прим. 20) |
|
(прим. 23) |
ГОСТ 2070075 |
ТУ 108.11.853 |
|
|
||
|
|
|
ОСТ 95-10-72 |
(прим. 6) |
|
|
|
|||
|
|
|
|
(прим. 22) |
|
|
|
|
||
20X13Л |
ТУ 5.961-11100-79 |
|
|
|
|
|
|
|
||
30X13 |
|
|
|
|
||||||
|
ТУ 14-1-2186-77 |
ТУ 14-1-2186-77 |
|
(прим. 23) |
|
ТУ 108.11.853-87 |
|
300 |
||
|
|
|
|
ОСТ 95-10-72 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 22) |
|
|
|
|
||
08Х14МФ |
ТУ 14-1-1529-84 |
|
ТУ 14-3-815-79 |
ТУ 14-1-1529-76 |
|
|
|
350 |
||
|
|
|
ТУ 14-159-188-89 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 108-11-665-82 |
|
|
|
|
|
|
|
||
14Х17Н2 |
|
|
ТУ 108-11-665-82 |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
ТУ 108.11.853-87 |
|
|
350 |
|||
|
|
|
|
(прим. 23) |
|
|
|
|||
|
|
|
|
ОСТ 95-10-72 |
|
|
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 22) |
|
|
|
|
||
05Х12Н2М* |
ТУ 5.961-11224-84 |
ТУ 5-961-11224-84 |
|
|
|
|
|
550 |
||
|
ТУ 14-3-873-79 |
|
ТУ 14-3-873-79 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-2761-79 |
|
|
ТУ 14-1-2761-79 |
|
|
|
|
||
20Х12ВНМФ |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
500 |
|||
|
|
|
|
|
(прим. 6) |
|
|
|
||
06Х12НЗД |
ТУ 108.1425-86 |
|
|
ТУ 108.1425-86 |
|
|
ТУ 108.11-670-82 |
350 |
||
06Х12НЗДЛ |
ТУ 108.11-670-82 |
|
|
|
|
|
ТУ 108.1024-83 |
|
||
|
ТУ 108.1024-83 |
|
|
|
|
|
|
|
||
06Х13Н7Д2 |
|
|
|
|
|
300 |
||||
|
ТУ 14-1-3613-83 |
|
|
|
|
ТУ 14-1-3613-83 |
|
|
||
07Х16Н4Б, |
|
|
ТУ 14-1-3573-83 |
|
|
|
350 |
|||
07Х16И4Б-Ш |
ТУ 14-1-3573-83 |
|
|
|
ТУ 14-1-3573-83 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
ТУ 108.11.853-87 |
ТУ 26-07-1367-85 |
|
||
09X17Н* |
ОСТ 95-41-73 |
|
|
ОСТ 95-41-73 |
|
ОСТ 95-41-73 |
|
100 |
||
|
|
|
|
(прим. 34) |
|
(прим. 34) |
|
|
||
09Х17Н-Ш, |
|
|
|
ТУ 108.11.940-87 |
|
|
|
350 |
||
09ХГ7Н-ВД |
ТУ 14-1-2889-80 |
|
|
(прим. 35) |
|
|
|
|
||
Коррозионно-стойкие стали аустенитного класса |
09Х18Н9* |
ТУ 108-11-328-78 |
ТУ 108-11-328-78 |
|
|
|
|
|
600 |
|
(1Х18Н9) |
ТУ 14-1-3409-82 |
ТУ 14-1-3409-82 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 12) |
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-760-78 |
|
ТУ 14-3-760-78 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-1061-81 |
|
ТУ 14-3-1061-81 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-52-72 |
|
ТУ 14-3-52-72 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-1288-75 |
|
|
ТУ 14-1-1288-75 |
|
ТУ 14-1-1288-75 |
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 24) |
|
(прим. 24) |
|
|
||
10X1 8119* |
ТУ 108.11.937-87 |
ТУ 108.11.937-87 |
|
ТУ 108.11.937-87 |
|
|
|
600 |
||
10Х18Н9-ВД |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
10Х18Н9-Ш |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
12Х18Н9* |
ТУ 14-3-1233-84 |
|
|
|
600 |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
(прим. 20) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 14-1-3199-88 |
|
|
|
|
|
|
||
08X18Н10* |
|
|
|
600 |
||||||
|
|
(прим. 20) |
(прим. 21) |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
ТУ 14-1-3199-88 |
|
|
|
|
|
|
||
06X1 81Н10Т |
ТУ 14-1-3935-85 |
|
ТУ 141-3935-85 |
ТУ 141-3935-85 |
|
ТУ 141-3935-85 |
|
600 |
||
08Х18Н10Т |
ОСТ 108.109.01-79 |
|
600 |
|||||||
|
|
(прим. 21) |
|
(прим. 6) |
ОСТ 95-29-72 |
|
|
|||
|
|
(прим. 20) |
|
(прим. 26) |
|
|
||||
|
|
ОСТ 108.109.01-79 |
(прим. 21) |
|
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 14-1-2542-78 |
ОСТ 95-29-72 |
ОСТ 95-29-72 |
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 14-1-3199-88 |
(прим. 26) |
(прим. 26) |
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 108-11-930-80 |
ТУ 3-316-87 |
|
|
|
|
|||
|
|
(прим. 25) |
ТУ 95.349-85 |
(прим. 23) |
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 31) |
|
|
|
|
|
||
|
|
ОСТ 95-29-72 |
ТУ 14-3-1109-82 |
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 26) |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 14-1-394-72 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 33) |
|
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-2583-78 |
|
ТУ 14-3-1490-87 |
|
|
|
|
|
||
08Х18Н10Т |
ГОСТ 24030-80 |
|
ГОСТ 24030-80 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 36) |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-197-73 |
|
ТУ 14-3-197-73 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-935-80 |
|
ТУ 14-3-935-80 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 27) |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 21-4-83 |
|
ТУ 21-4-83 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 108-713-77 |
|
ТУ 108-713-77 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 108-668-86 |
|
|
|
|
|
|
|
||
08Х18Н10ТШ |
ТУ 108-668-86 |
|
|
ТУ 108-668-86 |
|
|
ТУ 108-668-86 |
600 |
||
08Х18Н12Т |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
(прим. 21) |
|
|
|
|
|
|||
|
|
(прим. 20) |
|
|
|
|
|
|||
|
|
ТУ 14-1-394-72 |
(прим. 21) |
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 33) |
ТУ 3-3 16-87 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-197-73 |
|
ТУ 14-3-197-73 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-1109-82 |
|
ТУ 14-3-1109-82 |
|
|
|
|
|
||
12Х18Н10Т |
ОСТ 108.109.01-79 |
|
600 |
|||||||
|
|
(прим. 21) |
ОСТ 95-29-72 |
ОСТ 95-29-72 |
|
|
||||
|
|
(прим. 20) |
(прим. 26) |
(прим. 6) |
(прим. 26) |
|
|
|||
|
|
ОСТ 108.109.01-79 |
(прим. 21) |
|
|
|
|
|||
|
|
ТУ 14-1-2542-78 |
ТУ 14-3-1109-82 |
(прим. 23) |
|
|
|
|
||
|
|
ТУ 14-1-3199-81 |
ОСТ 95-29-72 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 26) |
|
|
|
|
|
||
|
|
ОСТ 95-29-72 |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 26) |
|
|
|
|
|
|
||
12Х18Н9Т |
ГОСТ 7350-77 (прим. 20) |
|
ОСТ 95-29-72 |
|
|
600 |
||||
|
|
|
|
(прим. 26) |
|
ОСТ 95-29-72 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
(прим. 26) |
|
|
||
12Х18Н12Т |
ОСТ 95-29-72 |
|
|
600 |
||||||
|
|
(прим. 20) |
(прим. 21) |
(прим. 26) |
|
ОСТ 95-29-72 |
|
|
||
|
|
|
|
(прим. 26) |
|
|
||||
|
|
ТУ 14-1-394-72 |
(прим. 21) |
|
|
|
|
|
||
|
|
(прим. 33) |
ОСТ 95-29-72 |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
(прим. 26) |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
ТУ 14-3-1109-82 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-3-460-75 |
|
ТУ 14-3-460-75 |
|
|
|
|
|
||
12Х18Н9ТЛ |
ГОСТ 2176-77 |
|
|
|
|
|
ГОСТ 2176-77 |
600 |
||
12Х18Н12М3ТЛ |
ТУ 5.961-11151-80 |
|
|
|
|
|
ТУ 5.961-11151-80 |
600 |
||
12Х18Н12М3Л* |
ТУ 5.961-11185-81 |
|
|
|
|
|
|
|
||
10Х11Н20Т3Р |
|
|
|
|
|
ТУ 5.961-11185-81 |
560 |
|||
|
|
|
|
|
|
600 |
||||
31Х19Н9МВБТ |
|
|
|
|
ТУ 108.11.853-87 |
|
|
|||
10X11H23T3MP |
|
|
|
|
|
600 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
600 |
|||
03X16H9M2* |
ТУ 108.11.595-87 |
ТУ 108.11.595-87 |
|
ТУ 108.11.595-87 |
|
|
|
|
||
03Х16Н9Н2-ВД, |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
03Х16Н9Н2-Ш |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
08Х16Н11М3 |
ТУ 14-1-3409-82 |
ТУ 14-1-3409-82 |
|
|
|
|
|
|
||
10X17H13M2T |
|
|
|
|
|
|||||
|
|
(прим. 21) |
|
|
|
|
600 |
|||
|
|
(прим. 20) |
ОСТ 95-29-72 |
|
ОСТ 95-29-72 |
|
600 |
|||
|
|
|
(прим. 21) |
(прим. 26) |
|
(прим. 26) |
|
|
||
03Х17Н14М3 |
ТУ 14-1-1541-75 |
ТУ 14-1-1541-75 |
|
|
|
|
|
600 |
||
Железоникелевые сплавы |
03Х21Н32МЗБ* |
ТУ 14-1-769-73 |
ТУ 14-1-2511-78 |
ТУ 3-342-78 |
ОСТ 95-29-72 |
|
ОСТ 95-29-72 |
|
550 |
|
|
ТУ 14-3-758-78 |
|
ТУ 14-3-758-78 |
(прим. 26) |
|
(прим. 26) |
|
|
||
ХН35ВТ |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
(прим. 6) |
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-272-72 |
|
|
|
|
ТУ 14-1-272-72 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
ТУ 108.11.853-87 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
ТУ 108.11.853-87 |
|
600 |
||
ХН35ВТ-ВД |
ТУ 14-1-1665-76 |
|
|
|
|
|
|
600 |
||
Х20Н46Б |
ТУ 14-3-1202-83 |
|
ТУ 14-3-1202-83 |
|
|
|
|
|
||
|
ТУ 14-1-516-73 |
|
|
ТУ 14-1-516-73 |
|
|
|
|
||
Циркониевые сплавы |
Сплавы с 1 и 2,5% ниобия |
ТУ 95.166-83 |
ТУ 95.252-74 |
ТУ 95.535-78 |
|
|
|
ТУ 95.535-78 |
|
360 |
|
|
ТУ 95.405-81 |
|
|
|
ТУ 001.205-82 |
|
|
||
|
|
ТУ 95 240-74 |
|
|
|
|
|
|
||
Титановые сплавы |
ВТ1-0, |
ГОСТ 19807-74 |
АМТУ 475-2-67 |
АМТУ 386-2-65 |
|
|
|
|
|
250 |
ВТ1-1 |
ОСТ 1-90013-71 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОТЧ-1 |
ГОСТ 19807-74 |
АМТУ 475-2-67 |
АМТУ 386-4-65 |
|
|
|
|
|
350 |
|
|
ОСТ 1-90013-71 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ВТ5-1 |
ГОСТ 19807-74 |
АМТУ 47 5-7 -67 |
|
|
|
|
|
|
500 |
|
|
ОСТ 1-900 13-71 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ОТЧ |
ГОСТ 19807-74 |
АМТУ 475-3-67 |
АМТУ 386-5-65 |
|
|
|
|
|
400 |
|
|
ОСТ 1-90013-71 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ-2 |
ОСТ 1-90013-71 |
СТУ 559-6-69 |
|
|
|
|
|
|
520 |
|
Алюминиевые |
АД00, АД0, |
ГОСТ 4784-74 |
ГОСТ 4784-74 |
|
|
ГОСТ 21488-76 |
|
150 |
||
АД1, АД, АВ, |
|
|
ГОСТ 17232-79 |
|
|
|
|
|
|
|
АМГ2, АМГ3 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
САВ1 |
ОСТ 95-42-73 |
|
|
ОСТ 95-42-73 |
|
|
|
|
190 |
|
|
|
|
|
(прим. 32) |
|
|
|
|
|
|
|
ТУ 1-1-21-71 |
|
|
|
|
|
|
|
||
САВ2 |
ОСТ 95-42-73 |
|
|
ОСТ 95-42-43 |
|
|
|
|
190 |
|
|
|
|
|
(прим. 32) |
|
|
|
|
|
|
Латунь |
ЛО61-1 |
ГОСТ 15527-70 |
ГОСТ 931-78 |
ГОСТ 21646-76 |
|
|
|
ГОСТ 2060-73 |
|
250 |
Медь |
М1, М2, М3 |
ГОСТ 859-78 |
ГОСТ 495-77 |
|
|
|
|
|
|
360 |
Эвтектический сплав |
42,1% олова ОВЧ-00 и 57,9% висмута ВЧ00 |
ГОСТ 860-75 |
|
|
|
|
|
|
|
360 |
ГОСТ 10928-75 |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Медноникелевый сплав |
МНЖ5-1 |
|
ГОСТ 17217-79 |
|
|
|
|
|
200 |
|
Примечания: 1. ГОСТ 14637-79 - с обязательным выполнением пп. 3.17 и 5.10. 2. ГОСТ 8479-70 - IV и V группы поковок с обязательным выполнением УЗК по п. 1.3. 3. ГОСТ 535-88 - II и III группы по назначению. 4. ГОСТ 1577-81 - с обязательным выполнением п. 2.16 и УЗК по п. 4.3. 5. ТУ 14-3-190-82 - только для трубопроводов группы С. 6. ГОСТ 20700-75 - только для оборудования и трубопроводов группы С. 7. ОСТ 3-1686-80 - 4 и 5 группы с обязательным выполнением УЗК, без пп. 4.6 и 4.10. 8. ГОСТ 5520-79 - 16 и 18 категории с обязательным выполнением УЗК по п. 5.18. 9. ТУ 108-11-543-80 - 2-5 группы заготовок. 10. ГОСТ 10706-76 - для трубопроводов группы С. 11. ГОСТ 19282-73 - с обязательным выполнением п. 2.11 и УЗК по п. 4.9. 12. ТУ 14Л-3409-82 - без примечания 4 к табл. 2. 13. ТУ 108-11-604-81 - 3 и 5 группы с обязательным выполнением УЗК. 14. ТУ 14-3-866-79, ТУ 14-3-350-79, ТУ 14-3-1260-84, ТУ 14-3-756-79 - с проведением гидравлических испытаний согласно требованиям настоящих Правил. 15. ТУ 14-1-642-73, ТУ 108.1263-84 - с обязательным выполнением УЗК. 16. ОСТ 95-40-73 - с обязательным выполнением УЗК по п. 1.14. 17. ГОСТ 20072-74 - с обязательным выполнением УЗК по п. 2.13*. 18. ТУ 5.961-11060-77 - без п. 2.13е. 19. ТУ 14-1-552-72 - с установлением норм к примечаниям к табл. 2, пп. 2.5 и 2.6. 20. ГОСТ 7350-77 - с обязательным выполнением УЗК по п. 3.100. 21. ГОСТ 9940-81, ГОСТ 9941-81 - только для трубопроводов группы С с обязательным выполнением УЗК. 22. ОСТ 95-10-72 - IV и V группы, без п. 2.13. 23. ГОСТ 25054-81 - группы 4, 4К, 5 и 5К с обязательным выполнением УЗК по п. 3.3. 24. ТУ 14-1-1288-75 - в термообработанном состоянии с обязательным выполнением УЗК. 25. ТУ 108-11-930-80 - без п. 4.7, с обязательным выполнением п. 1.3.6, УЗК и контроля макроструктуры. 26. ОСТ 95-29-72 - с обязательным выполнением УЗК. 27. ТУ 14-3-935-80 - только для трубопроводов группы С. 28. ТУ 95.349-85 - только для трубопроводов группы С при максимально допустимой температуре применения 350 °С. 29 ТУ 5.961-11255-84 - 3-5 группы с обязательным выполнением УЗК, без п. 3 примечания к табл. 3. 30. ТУ 95.499-83 - максимальная допускаемая температура применения 200 С. 31. ТУ 24-3-15-768-74 - II-V группы поковок с обязательным выполнением УЗК. 32. ОСТ 95-42-73 - II группа поковок. 33. ТУ 14-394-72 - с обязательным выполнением УЗК. 34. ОСТ 95-41-73 - для изготовления магнитопроводов электромагнитных муфт механизмов СУЗ, Группы III и IV с обязательным контролем макроструктуры по п.1.15 и УЗК по п. 1.16. 35. ТУ 108.11.940-87 - для приборов электрических установок. 36. ГОСТ 24030-80 - группа А. * Материалы, применяемые только для изделий, работающих в контакте с жидкометаллическим теплоносителем. |
ПРИЛОЖЕНИЕ 10
(рекомендуемое)
ТРЕБОВАНИЯ К ТЕХНИЧЕСКИМ УСЛОВИЯМ НА ПОЛУФАБРИКАТЫ
При составлении технических условий на полуфабрикаты (листы, поковки, отливки, прутки, трубы и т.п.) рекомендуется предусматривать следующие виды контроля:
1) анализ химического состава материала;
2) контроль геометрических размеров;
3) внешний осмотр состояния поверхности;
4) металлографическое исследование и макроконтроль с целью выявления усадочных раковин, пузырей, неметаллических включений, размеров зерен, количества a-фазы (для сталей аустенитного класса) , микроструктуры (для перлитных сталей);
5) определение механических свойств (Rm, A5, z) при 20°С и расчетной температуре;
6) определение или подтверждение критической температуры хрупкости;
7) оценка пластичности и технологических свойств при холодной штамповке и гибке (раздача, сплющивание, загиб и т.п.);
8) контроль неразрушающими методами;
9) гидравлические испытания (для полых полуфабрикатов);
10) испытания на стойкость против межкристаллитной коррозии (для сталей аустенитного класса).
В технических условиях также должны быть приведены нормы оценки качества.
Указанный выше объем технических условий рекомендуется для оборудования и трубопроводов групп А и В и может быть сокращен для оборудования и трубопроводов группы С.
ПРИЛОЖЕНИЕ 11
(обязательное)
ТРЕБОВАНИЯ
К ПРИМЕНЕНИЮ И АТТЕСТАЦИИ НОВЫХ МАТЕРИАЛОВ
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Принципы отнесения основных и сварочных (наплавочных) материалов к новым указаны в п. 3.4.1 основного текста настоящих Правил.
1.2. Порядок представления аттестационных отчетов и получения права на применение новых материалов указан в п. 3.4.3 основного текста Правил.
1.3. В настоящем Приложении устанавливаются перечень и объем данных, которые должны содержаться в аттестационном отчете.
2. СВЕДЕНИЯ О НОВЫХ МАТЕРИАЛАХ
2.1. Общие положения
2.1.1. При представлении новых материалов для включения их в качестве разрешенных при изготовлении оборудования и трубопроводов должны быть указаны:
1) общие сведения;
2) физико-механические свойства;
3) характеристики сопротивления хрупкому разрушению;
4) характеристики циклической прочности;
5) характеристики длительной прочности и ползучести;
6) характеристики коррозионной стойкости.
2.2. Общие сведения
2.2.1. Для основного металла должны быть представлены следующие сведения:
1) химический состав (с указанием содержания вредных примесей);
2) вид и способ получения полуфабрикатов;
3) предельная температура, до которой разрешается использовать материал, Тmax;
4) рабочие среды, в которых разрешается использовать материал;
5) термическая обработка;
6) предельный допускаемый флюенс нейтронов [если материал предназначается для работы в условиях нейтронного облучения при флюенсе F ³ 1022 нейтр/м2 (Е ³ 0,5 МэВ)], а также флюенс нейтронов и температура при испытаниях;
7) сертификатные данные на полуфабрикаты, использованные при проведении испытаний, номера плавок;
8) схема вырезки образцов из полуфабрикатов;
9) перечень стандартов и (или) технических условий на полуфабрикаты;
10) назначение материала.
2.2.2. Для сварных и наплавочных материалов должны быть представлены следующие сведения:
1) способ сварки;
2) сочетание сварочных (наплавочных) и основных материалов (по их маркам);
3) химический состав наплавленного металла (металла шва) с указанием пределов содержания элементов и вредных примесей;
4) необходимость и режимы предварительного и сопутствующего подогрева;
5) необходимость, вид и режимы термической обработки сварных соединений и наплавленных изделий;
6) предельный допускаемый флюенс нейтронов [если материал предназначается для работы в условиях нейтронного облучения при флюенсе F ³ 1022 нейтр/м2 (F ³ 0,5 МэВ)], а также флюенс нейтронов и температура при испытаниях.
2.2.3. Для материалов, предназначающихся для работы в контакте с жидкометаллическим теплоносителем должны быть представлены данные, характеризующие склонность материалов к обезуглероживанию и локальным разрушениям.
2.3. Физико-механические свойства
2.3.1. Для основного металла и наплавленного металла (металла шва) должны быть представлены гарантируемые и фактически полученные при испытаниях значения следующих свойств:
1) предел прочности Rm;
2) предел текучести ;
3) относительное удлинение А5;
4) относительное сужение z.
2.3.2. Для сварного соединения должны быть представлены гарантируемые и полученные при испытаниях значения предела прочности и угла загиба.
2.3.3. Указанные в п. 2.3.1 и 2.3.2 характеристики должны быть определены в пределах температур от 20 °С до Tmах через каждые 50 °С, а также при температурах (Ттах + 25) и (Тmах + 50) °С. Угол загиба сварного соединения определяется только при температуре 20 °С.
2.3.4. Для основных материалов, наплавленного металла (металла шва) и сварных соединений, антикоррозионной наплавки, предназначенных для работы в условиях нейтронного облучения, должны быть представлены данные по изменению механических свойств по п. 2.3.1 и 2.3.2 (кроме угла загиба) при температурах 20 °С, 270 °С и Tmах при максимальном допускаемом для рассматриваемого материала флюенсе нейтронов.
2.3.5. Для предлагаемых новых материалов должно быть подтверждено отсутствие снижения механических свойств (в условиях отсутствия нейтронного облучения) ниже гарантируемого уровня за полный ресурс эксплуатации или должны быть представлены количественные данные, характеризующие изменение механических свойств во времени.
2.3.6. Для основного металла и наплавленного металла (металла шва) должны быть представлены полученные при испытаниях значения следующих физических характеристик:
1) модуль упругости Е;
2) коэффициент линейного расширения a;
3) коэффициент теплопроводности l;
4) плотность g.
2.3.7. Указанные в п. 2.3.6 характеристики должны быть определены в пределах температур от 20 °С до Ттax через каждые 100 °С, а также при температуре (Tmах + 50) °С.
2.4. Характеристики сопротивления хрупкому разрушению
2.4.1. Для основного металла, металла шва и околошовной зоны должны быть определены:
1) температурная зависимость вязкости разрушения в диапазоне температур от (Тк - 100) до (Тк + 50) °С (при температурах, превышающих Tк, допускается представление значений К1с, полученных пересчетом по критическим значениям контурного интеграла K1с);
2) критическая температура хрупкости материала в исходном состоянии Тко;
3) сдвиг критической температуры хрупкости вследствие температурного старения ∆ТТ;
4) сдвиг критической температуры хрупкости вследствие влияния циклической повреждаемости ∆ТN;
5) сдвиг критической температуры хрупкости вследствие влияния, облучения ∆ТF.
2.4.2. Указанные в п. 2.4.1 значения Tко, ∆ТТ, ∆ТN, ∆ТF должны определяться по методикам, приведенным в "Нормах расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок" (Приложение 2).
Значения КIс (или I1с) должны определяться по ГОСТ 25.506-85.
2.4.3. Для предлагаемого нового материала должно быть подтверждено, что взаимодействие его с рабочей средой не приводит к снижению характеристик сопротивления хрупкому разрушению ниже гарантируемого в аттестационном отчете уровня, или должны быть представлены количественные данные, отражающие характер этого взаимодействия.
Представление указанных данных не требуется для не подвергающихся нейтронному облучению (F ≤ 1022 нейтр/м2 при Е ≥ 0,5 МэВ) материалов с пределом прочности не более 590 МПа (60 кгс/мм2) при температуре 20 °С, а также для любых материалов, защищенных со стороны рабочей среды антикоррозионным покрытием.
2.4.4. Представление характеристик, указанных в п. 2.4.1 и 2.4.3 не требуется для материалов, предназначенных для изготовления изделий, не подвергающихся нейтронному облучению (F ≤ 1022 нейтр/м2 при Е ≥ 0,5 МэВ), в следующих случаях:
1) при толщине деталей не более 25 мм для материала с пределом текучести при температуре 20 °С до 295 МПа (30 кгс/мм2) включительно;
2) при толщине деталей не более 16 мм для материала с пределом текучести при температуре 20 °С свыше 295 МПа (30 кгс/мм2);
3) для материалов, изготовленных из коррозионно-стойких сталей аустенитного класса и цветных сплавов.
2.5. Характеристики длительной прочности, пластичности и ползучести
2.5.1. Сведения по длительной прочности, пластичности и ползучести представляются в тех случаях, когда максимальная температура, при которой может использоваться новый материал, превышает следующие температуры (в дальнейшем обозначаются Тп):
450 °С - для коррозионно-стойких сталей аустенитного класса, хромоникелевых сплавов и жаропрочных хромомолибденовых сталей;
350 °С - для углеродистых и легированных сталей (кроме жаропрочных хромомолибденовых сталей);
250 °С - для циркониевых сплавов;
20 °С - для алюминиевых и титановых сплавов.
2.5.2. Для основных материалов и наплавленного металла (металла шва) должны быть представлены гарантируемые и полученные при испытаниях значения пределов длительной прочности и пластичности.
2.5.3. Для сварных соединений должны быть представлены только гарантируемые и фактически полученные при испытаниях значения пределов длительной прочности.
2.5.4. Характеристики, указанные в п. 2.5.2 и 2.5.3, должны быть представлены в диапазоне температур от Тп (см. п. 2.1.2) до Тmах через каждые 50 °С, а также при температурах (Tmах + 25) и (Tmах + 50) °С.
Характеристики длительной прочности должны быть представлены при испытаниях продолжительностью до 2 ∙ 104 ч. При этом гарантированные значения должны быть представлены в пределах от 1 ∙ 104 до 2 ∙105 ч.
2.5.5. Для основных материалов и металла шва при температурах, указанных в п. 2.5.4, должны быть представлены изохронные кривые деформирования в координатах напряжения - деформации для 10; 30; 102; 3 ∙ 102; 103; 3 ∙ 103; 104; 3 ∙ 104; 105; 2 ∙ 105 ч.
2.5.6. Для материалов, предназначенных для работы в условиях нейтронного облучения, должны быть представлены коэффициенты или зависимости, отражающие влияние облучения на характеристики длительной прочности, пластичности и ползучести.
2.5.7. Должно быть подтверждено, что контакт материала с рабочей средой не снижает характеристики длительной прочности, пластичности и ползучести ниже гарантированных значений, или представлены данные, отражающие влияние рабочих сред.
2.5.8. Соответствующие испытания должны проводиться по методикам, указанным в "Нормах расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок" (Приложение 2).
2.6. Характеристики циклической прочности
2.6.1. Для основных материалов, их сварных соединений и антикоррозионных наплавок, предназначенных для работы при температурах ниже Тп (см. п. 2.5.1), должны быть представлены кривые усталости при гарантированных значениях характеристик прочности и пластичности для основного металла и коэффициента снижения циклической прочности сварных соединений при температурах 20 °С и Tmax.
2.6.2. Для основных материалов и их сварных соединений и антикоррозионных наплавок, предназначенных для работы при температурах выше Тп, должны быть представлены кривые усталости и коэффициенты снижения циклической прочности сварных соединений для гарантированных характеристик кратковременной и длительной прочности и пластичности с учетом времени эксплуатации материала в интервале циклов от 102 до 107.
Указанные кривые должны быть представлены в интервале температур от Tп до (Tmах +50)°С через каждые 50°С.
2.6.3. При представлении нового материала должно быть подтверждено отсутствие снижения циклической прочности вследствие контакта с рабочими средами, деформационного старения, наводороживания, нейтронного облучения или должны быть представлены количественные данные по учету влияния этих факторов на циклическую прочность для расчетных температур и интервала их изменения в процессе нагружения при заданных числе циклов и длительности эксплуатации. Если материал предназначен для работы в условиях, когда влияние того или иного фактора из числа вышеперечисленных заведомо отсутствует, то это должно быть специально указано в отчете об аттестационных испытаниях, и представление соответствующих данных в этом случае не требуется.
2.7. Характеристики коррозионной стойкости
При представлении новых материалов должны быть указаны:
1) для основного металла и его сварных соединений - значения скорости сплошной коррозии и характер сопротивления язвенной коррозии (развитие глубины язв), а также коррозии под напряжением в рабочих средах при предполагаемых режимах эксплуатации (включая стояночные режимы);
2) для коррозионно-стойких сталей и их сварных соединений дополнительно к данным по п. 1) - подтверждение стойкости против межкристаллитной коррозии.
3. ТРЕБОВАНИЯ К ОФОРМЛЕНИЮ АТТЕСТАЦИОННЫХ ОТЧЕТОВ
3.1. После завершения испытаний должен быть представлен отчет, содержащий данные исследований и гарантированные характеристики, предусмотренные п. 2 Приложения 11, а также стандарты или технические условия на полуфабрикаты и сварочные материалы.
3.2. Все сведения, характеристики и показатели должны представляться в виде таблиц, графиков и сопроводительного текста с указанием методик проведения испытаний (или ссылок на документы, где содержится описание методик), типов образцов, зон их вырезки, ориентации в полуфабрикате или сварном соединении.
3.3. Допускается в зависимости от предполагаемых условий эксплуатации материала с учетом степени отличия (сходства) характеристик новых и аналогичных, допущенных к применению материалов, сокращать объем сведений по сравнению с полным объемом, предусмотренным настоящим приложением.
3.4. Количество проведенных кратковременных и длительных испытаний, их продолжительность, а также число исследованных плавок, типоразмеров полуфабрикатов должно быть достаточным для достоверного определения соответствующих характеристик, их зависимости от температуры и других факторов, оценки пределов разброса данных с учетом влияния допускаемых отклонений в химическом составе материалов и в технологии изготовления полуфабрикатов и изделий.
3.5. Рекомендуется до проведения испытаний составить программу аттестационных испытаний и согласовать ее с головной организацией по разработке настоящих Правил и головной межведомственной материаловедческой организацией.
ПРИЛОЖЕНИЕ 12
(обязательное)
АКТ ОБСЛЕДОВАНИЯ ДЕФЕКТНОГО УЗЛА
В акте обследования дефектного узла должны содержаться следующие сведения:
дата аварии или обнаружения дефекта;
наименование изделия, сборочной единицы или детали;
номер чертежа сборочной единицы или детали;
номер предприятия-изготовителя (монтажной организации);
номер предприятия-владельца;
марка металла детали в месте дефекта;
срок службы изделия до обнаружения дефекта;
признаки, по которым обнаружен дефект;
условия эксплуатации: среда, рабочее давление, температура, параметры режимов, число циклов каждого из переходных режимов, число гидравлических испытаний, флюенс нейтронов, интенсивность и спектр потока нейтронов (для изделий, находившихся под воздействием потока нейтронов с Е ≥ 0,5 МэВ), характер напряженного состояния и его изменение в процессе эксплуатации (с указанием конкретных параметров эксплуатации в различные промежутки времени), случаи нарушения нормальных условий эксплуатации и аварийные ситуации, состав внешней среды, воздействовавшей на поврежденную поверхность, время контакта среды с поверхностью при различных температурах;
оценка общего состояния поверхности поврежденного металла;
место расположения, характер, размеры (протяженность, глубина, раскрытие) и конфигурация дефекта;
методы, применявшиеся при обследовании;
фотографии, слепок или схематическое изображение дефекта;
результаты лабораторных испытаний по определению механических свойств;
результаты металлографических исследований;
причины повреждения металла;
случаи повреждения этого или аналогичного узла ранее;
мероприятия по ликвидации дефекта и предотвращению подобных повреждений при дальнейшей эксплуатации;
номера протоколов и заключений.
Подписи:
Главный инженер (директор) АЭУ,
начальник цеха,
начальник лаборатории металлов
Дата
ПРИЛОЖЕНИЕ 13
(обязательное)
ВЫПИСКА ИЗ ЗАВОДСКОГО СЕРТИФИКАТА НА ОБСЛЕДОВАННЫЙ ДЕФЕКТНЫЙ УЗЕЛ
В выписке должны содержаться следующие сведения:
наименование узла;
характерные размеры (номинальный наружный диаметр, толщина стенки, параметры резьбы, толщина листа и т.п.);
завод-изготовитель и заводской номер;
способ изготовления;
номер плавки, поковки, отливки и т.п.;
окончательный режим термической обработки;
химический состав;
механические и технологические свойства (предел текучести, предел прочности, относительное сужение, относительное удлинение, ударная вязкость, технологические пробы);
бальность по неметаллическим включениям;
результаты металлографического анализа.
Подписи: начальник лаборатории металлов
Примечание. Указанные данные должны представляться как для основного металла, так и для сварных соединений и антикоррозионных наплавок (если они имеются в дефектном узле).
ПРИЛОЖЕНИЕ 14
(рекомендуемое)
РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПОВЫШЕНИЮ СОПРОТИВЛЕНИЯ ЦИКЛИЧЕСКОЙ ПОВРЕЖДАЕМОСТИ КРЕПЕЖНЫХ ДЕТАЛЕЙ
Для повышения сопротивления циклической повреждаемости рекомендуется осуществление следующих мероприятий:
1) для резьбовых соединений из сталей с Rm ≤ 1175 МПа (120 кгс/мм ) и отношением пределов прочности материала гайки (или корпуса) Rm1 и шпильки Rm в пределах 0,8 ≤ Rm1/Rm2 ≤ 1,0 при диаметре метрической резьбы более 48 мм и шагом более 4 мм профилировать резьбу шпильки (гайки или гнезда в корпусе) с конусностью по среднему диаметру 1 : 200 (в сторону свободного торца шпильки или гайки);
2) профиль впадины метрической резьбы выполнять закругленным с радиусом r = (0,14 - 0,18)М, где М - шаг резьбы;
3) при определении длины резьбовой части шпильки к числу витков резьбы, находящихся в сопряжении, добавлять 4-5 свободных витка, которые должны находиться со стороны опорной поверхности гайки (корпуса);
4) для резьбовых соединений с диаметром метрической резьбы от 150 до 300 мм применять резьбу с шагом 8 мм закруглением профиля впадины;
5) опорную поверхность гаек выполнять плоской или сферически вогнутой (применение сферически выпуклой поверхности не рекомендуется);
6) при термическом или механическом упрочнении опорной поверхности гайки или торцевой поверхности корпуса витки резьбы в гайке (корпусе) не выводить на опорную поверхность, для чего на опорной поверхности выполнять проточку по диаметру резьбы на глубину не менее толщины упрочненного слоя;
7) для резьбовых соединений с применением вытяжки шпилек, осуществлять предварительное упрочнение методами поверхностной пластической деформации сопряженных опорных торцевых поверхностей гаек, шайб, фланцев (в зонах действия напряжений сжатия и износа поверхностей);
8) для снижения изгибающих усилий на фланцы применять во фланцевых соединениях сопрягаемые выпуклые и вогнутые сферические шайбы.
СОДЕРЖАНИЕ
1.3. Общие требования к персоналу. 5 1.4. Ответственность за выполнение правил. 5 4.2. Методы изготовления и монтажа. 24 4.4. Термическая обработка. 27 4.5. Контроль качества основных материалов. 29 5. Гидравлические (пневматические) испытания. 30 5.2. Определение давления гидравлических (пневматических) испытаний. 32 5.3. Определение температуры гидравлических (пневматических) испытаний. 33 5.4. Требования к проведению гидравлических (пневматических) испытаний. 34 5.5. Пневматические испытания. 35 5.6. Программы проведения гидравлических (пневматических) испытаний. 36 5.7. Оценка результатов гидравлических (пневматических) испытаний. 37 6.2. Предохранительные устройства. 39 6.3. Оснащение контрольно-измерительными устройствами. 43 7. Контроль за состоянием металла оборудования и трубопроводов при эксплуатации. Общие требования. 44 7.4. Содержание типовой программы контроля. 46 7.6. Периодичность контроля. 47 7.7. Специальные требования к образцам-свидетелям.. 48 7.8. Организация контроля за состоянием металла. 49 8. Регистрация и техническое освидетельствование. 50 8.1. Регистрация оборудования и трубопроводов. 50 8.2. Техническое освидетельствование. 53 9. Эксплуатация оборудования и трубопроводов. Общие требования. 59 9.2. Специальные требования. 61 9.3. Общие требования к организации проведения ремонтов оборудования и трубопроводов. 61 11. Расследование происшествий и аварий. 62 Приложение 1. Основные термины и определения. 62 Приложение 2. Примеры отнесения оборудования и трубопроводов к группам а, в и с.. 63 Приложение 3. Паспорт сосуда аэу.. 65 Приложение 4. Сведения, указываемые в паспорте насоса аэу.. 74 Приложение 5. Свидетельство об изготовлении деталей и сборочных единиц трубопровода аэу.. 75 Приложение 6. Свидетельство о монтаже трубопровода аэу.. 77 Приложение 7. Свидетельство о монтаже (доизготовлении) сосуда. 80 Приложение 8. Паспорт трубопровода аэу.. 82 Приложение 9. Основные материалы (полуфабрикаты), допускаемые при изготовлении оборудования и трубопроводов аэу.. 87 Приложение 10. Требования к техническим условиям на полуфабрикаты.. 103 Приложение 11. Требования к применению и аттестации новых материалов. 103 Приложение 12. Акт обследования дефектного узла. 107 Приложение 13. Выписка из заводского сертификата на обследованный дефектный узел. 108 Приложение 14. Рекомендации по повышению сопротивления циклической повреждаемости крепежных деталей. 109 |
Поправка
Федеральный надзор России по
ядерной и радиационной безопасности
(ГОСАТОМНАДЗОР РОССИИ)
ПРАВИЛА И НОРМЫ ПО ЯДЕРНОЙ И РАДИАЦИОННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ
Приложение к
постановлению № 10
Госатомнадзора России
от 27 декабря 1999 г.
ИЗМЕНЕНИЕ № 1
в ПНАЭ
Г-7-008-89 "Правила устройства
и безопасной эксплуатации оборудования и трубопроводов
атомных энергетических установок"
Введено в действие
с 1 сентября 2000 г.
Москва
Содержание изменения:
1. Титульный лист.
1) Заменить наименование федерального органа исполнительной власти "Государственный Комитет СССР по надзору за безопасным ведением работ в атомной энергетике (Госатомэнергонадзор СССР)" наименованием "Федеральный надзор России по ядерной и радиационной безопасности (Госатомнадзор России)".
2) На свободном поле титульного листа ПНАЭ Г-7-008-89 ниже его наименования записать: "Действует с изменением № 1 (см. постановление Госатомнадзора России от 27 декабря 1999 г. №10). Изменены: пункты 1.1.3, 1.1.9, 1.2.1, 1.2.2, 1.2.4, 1.2.5, 1.2.6, 1.2.7, 1.2.9, 1.2.10, 1.2.11, 1.3.2, 2.1.11, 3.2.3, 3.4.3, 3.4.4, 4.1.2, 4.3.7, 5.1.3, 5.3.5, 5.3.6, 5.6.2, 5.6.4, 5.6.5, 6.2.1, 6.2.8, 7.1.6, 7.2.1, 7.4.2, 7.5.1, 7.5.2, 7.7.6, 7.8.2, 7.8.3, 7.8.10, 7.8.11, 8.1.1, 8.1.2, 8.1.4, 8.1.7, 8.1.8, 8.1.9, 8.1.10, 8.1.11, 8.1.12, 8.2.4, 8.2.5, 8.2.10, 8.2.13, 8.2.14, 8.2.15, 8.2.16, 8.2.17, 8.2.21, 8.2.22, 8.2.23, 9.1.3, 9.1.4, 9.1.6, 9.1.16, 9.2.2, 9.3.1, 11.1, 11.2; Разделы 1.4, 8.3, 10, 11, 12; Таблица 3; Приложения 1, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9".
2. Пункт 1.1.3.
Заменить слова "Госгортехнадзора СССР" словами "Госгортехнадзора России".
3. Пункт 1.1.9.
Заменить слова "Генеральным проектировщиком (Главным конструктором)" словами "разработчиками проекта АЭУ".
Исключить текст, начиная со слов "для каждого блока АЭУ каждой реакторной установки", и дополнить пункт словами "на стадии технического проекта реакторной установки и проекта АЭУ", после чего пункт 1.1.9 читать в редакции:
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.
4. Пункт 1.2.1.
Второй абзац.
Заменить слова "разрешение Госатомэнергонадзора СССР" словами "лицензию Госатомнадзора России".
5. Пункт 1.2.2.
Пункт исключить.
6. Пункт 1.2.4.
Заменить слова "разрешение местных органов Госатомэнергонадзора СССР" словами "лицензию Госатомнадзора России".
7. Пункт 1.2.5.
Заменить слова "предприятием-владельцем АЭУ" словами "эксплуатирующей организацией", после чего пункт 1.2.5 читать в редакции:
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).
8. Пункт 1.2.6.
1) Заменить слова "организациями-разработчиками указанной документации в установленном порядке и доводиться до сведения местных органов Госатомэнергонадзора СССР" словами "в соответствии с порядком, установленным Госатомнадзором России".
2) Заменить слова "владельцу АЭУ" словами "эксплуатирующей организации".
3) Второй абзац читать в редакции: "Технические задания (спецификация) и конструкторская документация (включая технические условия на полуфабрикаты) на оборудование и трубопроводы, поставляемые по импорту, должны быть одобрены Госатомнадзором России", после чего пункт 1.2.6 читать в редакции:
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.
9. Пункт 1.2.7.
Заменить слова "предприятию-владельцу АЭУ" словами "администрации АЭУ".
10. Пункт 1.2.9.
Заменить слова "Госатомэнергонадзором СССР" словами "при одобрении Госатомнадзором России", после чего пункт 1.2.9 читать в редакции:
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.
11. Пункт 1.2.10.
Заменить слова "предприятию-владельцу АЭУ" словами "администрации АЭУ".
12. Пункт 1.2.11.
Заменить слова "Предприятие-владелец АЭУ" словами "Администрация АЭУ", после чего пункт 1.2.11 читать в редакции:
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.
13. Пункт 1.3.2.
Дополнить пункт после "РД-3-3" словами "а также в соответствии с другими документами Госатомнадзора России", после чего пункт 1.3.2 читать в редакции:
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 атомной энергетике у руководителей и инженерно-технических работников РД-3-3", а также в соответствии с другими документами Госатомнадзора России.
14. Раздел 1.4. Ответственность за выполнение правил.
1) Пункт 1.4.1 заменить пунктом следующего содержания:
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.
2) Пункт 1.4.2.
Заменить слова "Госатомэнергонадзора СССР" словами "Госатомнадзора России".
3) Исключить пункты 1.4.3 -1.4.5.
15. Пункт 2.1.11.
Заменить слова "предприятием - владельцем АЭУ" словами "администрацией АЭУ".
Заменить слова "головной межведомственной материаловедческой организации" словами "головной материаловедческой организации". Заменить последнее предложение "Указанное решение должно быть утверждено министерством (ведомством), которому принадлежит соответствующая АЭУ, и согласовано с Госатомэнергонадзором СССР" предложением "Указанные решения должны быть утверждены эксплуатирующей организацией и одобрены Госатомнадзором России", после чего пункт 2.1.11 читать в редакции:
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.
16. Пункт 3.2.3.
1) Первый абзац.
Заменить слова "согласованным с Госатомэнергонадзором СССР" словами "разрешенным к применению Госатомнадзором России".
2) Последний абзац.
Заменить слова "Госатомэнергонадзором СССР" словами "Госатомнадзором России".
17. Пункт 3.4.3.
1) Первый абзац.
Дополнить в первом предложении после слов "министерство (ведомство)" слова "или эксплуатирующая организация".
Заменить слова "Госатомэнергонадзор СССР" словами "Госатомнадзор России".
2) Последний абзац.
Заменить слова "головной организацией по разработке настоящих Правил и головной межведомственной материаловедческой организацией" словами "головной материаловедческой организацией", после чего пункт 3.4.3 читать в редакции:
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.
18. Пункт 3.4.4.
Заменить слова "и Госатомэнергонадзором СССР" словами " и одобренному в установленном порядке Госатомнадзором России".
19. Пункт 4.1.2.
Первое предложение.
Заменить слова "головной отраслевой материаловедческой организацией" словами "головной материаловедческой организацией".
20. Пункт 4.3.7.
Второй абзац.
Последнее предложение.
Заменить слова "Госатомэнергонадзором СССР" словами "Госатомнадзором России".
21. Пункт 5.1.3.
Первый абзац, второе предложение.
Заменить слова "согласована с Госатомэнергонадзором СССР" словами "одобрена Госатомнадзором России", после чего второе предложение п.5.1.3 читать в редакции:
Возможность такой замены должна быть одобрена Госатомнадзором России.
22. Пункт 5.3.5.
Заменить слова "предприятием-владельцем оборудования" словами "администрацией АЭУ".
23. Пункт 5.3.6.
Заменить слова "Генеральный проектировщик АЭУ" словами "разработчик проекта АЭУ".
24. Пункт 5.6.2.
Заменить слова "предприятием-владельцем оборудования и трубопроводов" словами "администрацией АЭУ".
25. Пункт 5.6.4.
Последнее предложение "Комплексная программа должна быть утверждена руководством проектной организации и согласована с предприятием-владельцем оборудования и трубопроводов" читать в редакции:
Комплексная программа должна быть согласована руководством проектной организации и утверждена администрацией АЭУ.
26. Пункт 5.6.5.
В последнем предложении заменить слова "утверждена дирекцией предприятия-владельца оборудования и трубопроводов" словами "утверждена администрацией АЭУ", после чего последнее предложение читать в редакции:
Рабочая программа должна быть утверждена администрацией АЭУ.
27. Пункт 6.2.1.
Второй абзац.
Исключить слова "в соответствии с требованиями ОПБ-88".
28. Пункт 6.2.8.
Первое предложение "Расчет пропускной способности предохранительных устройств должен проводиться в соответствии с ГОСТ 12.2.085-82" читать в редакции:
Расчет пропускной способности предохранительных устройств должен проводиться в соответствии с требованиями нормативных документов Госатомнадзора России.
29. Пункт 7.1.6.
Предложение:
"3) по решению руководства предприятия-владельца оборудования и трубопроводов или местного органа Госатомэнергонадзора СССР" читать в редакции:
"3) по решению администрации АЭУ, эксплуатирующей организации или межрегионального территориального округа Госатомнадзора России".
30. Пункт 7.2.1.
1) Первый абзац.
Первое предложение.
Заменить слова "организациями министерств (ведомств), в ведении которых находится АЭУ" словами "головной материаловедческой организацией", после чего первое предложение пункта 7.2.1 читать в редакции:
Конкретный перечень оборудования и трубопроводов, подлежащих контролю, устанавливается типовыми программами контроля, разрабатываемыми головной материаловедческой организацией.
2) Второй абзац.
Предложение "Типовые программы должны быть согласованы с Генеральным проектировщиком АЭУ, Главным конструктором реакторной установки и Госатомэнергонадзором СССР" читать в редакции:
Типовые программы должны быть согласованы разработчиками проекта РУ и АЭУ, утверждены эксплуатирующей организацией и одобрены Госатомнадзором России в установленном порядке.
31. Пункт 7.4.2.
Исключить последнее предложение "Типовая программа должна быть согласована с организациями по п.7.2.1."
32. Пункт 7.5.1.
Заменить слова "предприятие-владелец оборудования и трубопроводов" словами "администрация АЭУ", после чего пункт 7.5.1 читать в редакции:
7.5.1. На основе типовой программы (инструкции, регламента) контроля администрация АЭУ составляет рабочую программу (инструкцию) контроля.
33. Пункт 7.5.2.
Последнее предложение.
Заменить слова "администрацией предприятия-владельца оборудования и трубопроводов" словами "администрацией АЭУ", после чего последнее предложение читать в редакции:
Рабочая программа утверждается администрацией АЭУ.
34. Пункт 7.7.6.
Заменить слова "по согласованию с Госатомэнергонадзором СССР" словами "после одобрения Госатомнадзором России", после чего пункт 7.7.6 читать в редакции:
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.
35. Пункт 7.8.2. Пункт исключить.
36. Пункт 7.8.3.
1) Первое предложение.
Заменить слова "предприятием-владельцем оборудования и трубопроводов" словами "администрацией АЭУ".
2) Второе предложение.
Заменить слова "предприятие-владелец оборудования и трубопроводов" словами "эксплуатирующая организация", после чего пункт 7.8.3 читать в редакции:
7.8.3. Контроль за состоянием металла должен осуществляться администрацией АЭУ с привлечением при необходимости специализированных организаций. Ответственность за проведение контроля несет эксплуатирующая организация.
37. Пункт 7.8.10.
Заменить слова "руководством предприятия-владельца оборудования и трубопроводов" словами "администрацией АЭУ", после чего пункт 7.8.10 читать в редакции:
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.
38. Пункт 7.8.11.
Заменить слова "в министерство (ведомство), которому принадлежит предприятие-владелец оборудования и трубопроводов, и Госатомэнергонадзор СССР" словами "в межрегиональный территориальный округ и центральный аппарат Госатомнадзора России".
Исключить текст, начиная со слов "которые с привлечением" и до конца пункта, после чего пункт 7.8.11 читать в редакции:
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.
39. Пункт 8.1.1.
Заменить слова "местных органах Госатомэнергонадзора СССР" словами "межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России", после чего пункт 8.1.1 читать в редакции:
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.
40. Пункт 8.1.2.
Заменить первое предложение "8.1.2. Регистрации в местных органах Госатомэнергонадзора СССР подлежат:" предложением "8.1.2. Регистрации в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России подлежат:"
41. Пункт 8.1.4.
Заменить слова "в местных органах Госатомэнергонадзора СССР, границы регистрации оборудования и трубопроводов определяются перечнями, разработанными Генеральным проектировщиком совместно с администрацией АЭУ и главным конструктором, и согласовываются с местными органами Госатомэнергонадзора СССР" словами "в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России, границы регистрации оборудования и трубопроводов определяются перечнями, подготовленными разработчиками проекта АЭУ совместно с администрацией АЭУ, и должны быть одобрены межрегиональными территориальными округами Госатомнадзора России", после чего первый абзац пункта 8.1.4 читать в редакции:
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.
42. Пункт 8.1.7.
Первое предложение.
Заменить слова "в местных органах Госатомэнергонадзора СССР" словами "в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России".
43. Пункт 8.1.8.
1) Первое предложение.
Заменить слова "в местных органах Госатомэнергонадзора СССР" словами "в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России".
2) Второе предложение.
Заменить предложение "Письменное заявление администрации предприятия-владельца" предложением "Письменное заявление администрации АЭУ".
44. Пункт 8.1.9. Второе предложение.
Заменить слова "инспектором Госатомэнергонадзора СССР" словами "межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России".
45. Пункт 8.1.10.
1) Первое предложение.
Заменить слова "местным, органом Госатомэнергонадзора СССР" словами "межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России".
2) Второе предложение.
Заменить слова "владельцу оборудования или трубопроводов" словами "администрации АЭУ", после чего пункт 8.1.10. читать в редакции:
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.
46. Пункт 8.1.11.
Заменить слова "местным органом Госатомэнергонадзора СССР" словами "межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России".
47. Пункт 8.1.12.
Заменить слова "местным органом Госатомэнергонадзора СССР" словами "межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России" и слова "администрации предприятия-владельца" словами "администрации АЭУ", после чего пункт 8.1.12 читать в редакции:
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.
48. Пункт 8.2.4.
Примечание.
Заменить второе предложение "Вопрос о доступности по условиям радиационной обстановки должен решаться предприятием-владельцем оборудования и трубопроводов с местным органом Госатомэнергонадзора СССР, а недоступность места для внешнего осмотра по другим причинам устанавливается проектной (конструкторской) организацией и предприятием-владельцем оборудования и трубопроводов по согласованию с местным органом Госатомэнергонадзора СССР" предложением:
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.
49. Пункт 8.2.5.
1) Первое предложение.
Заменить слова "согласован с местным органом Госатомэнергонадзора СССР" словами "одобрен межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России".
2) Последнее предложение.
Заменить предложение "Инструкция подлежит согласованию с организацией, выполнившей проект этого оборудования, и с местным органом Госатомэнергонадзора СССР" предложением "Инструкция должна быть одобрена Госатомнадзором России в установленном порядке", после чего пункт 8.2.5 читать в редакции:
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.
50. Таблица 3, пункт 7. Столбец в примечании.
Второе предложение "По согласованию с местным органом Госатомэнергонадзора СССР, зарегистрировавшим трубопроводы, допускается не проводить гидравлические (пневматические) испытания 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" читать в редакции:
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.
51. Таблица 3.
1) Пункт 11. Столбец 2.
Предложение "Оборудование и трубопроводы досрочно по требованию инженера-инспектора Госатомэнергонадзора СССР или инженерно-технического работника предприятия-владельца, осуществляющего надзор за оборудованием и трубопроводами (лица по надзору)" читать в редакции:
Досрочное освидетельствование.
2) Столбец в примечании.
Предложение "Объем технического освидетельствования устанавливается инженером-инспектором Госатомэнергонадзора СССР или лицом по надзору" читать в редакции:
Объем досрочного технического освидетельствования устанавливается межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России или администрацией АЭУ, по требованию которых должно осуществляться досрочное техническое освидетельствование.
52. Пункт 8.2.10
Текст пункта "Техническое освидетельствование оборудования и трубопроводов, на которые распространяются настоящие Правила, проводится комиссией, назначенной приказом директора предприятия-владельца АЭУ. При проведении технического освидетельствования оборудования и трубопроводов, зарегистрированных в органах Госатомэнергонадзора СССР, комиссия работает при участии и под контролем инспектора Госатомэнергонадзора СССР" читать в редакции:
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.
53. Пункт 8.2.13.
Заменить слова "администрацией предприятия-владельца оборудования и трубопроводов" словами "администрацией АЭУ".
54. Пункт 8.2.14.
Предложение "Администрация предприятия-владельца оборудования и трубопроводов не позже, чем за 10 суток должна уведомить инспектора Госатомэнергонадзора СССР о готовности оборудования и трубопроводов к освидетельствованию" читать в редакции:
8.2.14. Администрация АЭУ не позднее чем за 10 суток должна уведомить инспекцию Госатомнадзора России о готовности оборудования и трубопроводов к освидетельствованию.
55. Пункт 8.2.15.
1) Заменить слова "в местном органе Госатомэнергонадзора СССР оборудования и трубопроводов может быть разрешена местным органом Госатомэнергонадзора СССР" словами "в межрегиональном территориальном округе Госатомнадзора России оборудования и трубопроводов может быть разрешена этим органом".
2) Заменить слова "администрации предприятия-владельца оборудования и трубопроводов" словами "администрации АЭУ".
3) Заменить слова "инспектором Госатомэнергонадзора СССР" словами "представителем Госатомнадзора России", после чего пункт 8.2.15 читать в редакции:
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.
56. Пункт 8.2.16.
1) Заменить слова "в органах Госатомэнергонадзора СССР" словами "в межрегиональных территориальных округах Госатомнадзора России".
2) Заменить слова "директора предприятия-владельца оборудования и трубопроводов" словами "директора АЭУ".
Дополнить словами "по согласованию с лицом, осуществляющим надзор от эксплуатирующей организации", после чего пункт 8.2.16 читать в редакции:
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.
57. Пункт 8.2.17.
Исключить слова "согласованная с предприятием-владельцем оборудования и трубопроводов и местным органом Госатомэнергонадзора СССР".
58. Пункт 8.2.21.
Второе предложение.
Заменить слова "зарегистрированных в органах Госатомэнергонадзора СССР оборудования и трубопроводов инженер-инспектор Госатомэнергонадзора СССР" словами "зарегистрированных в органах Госатомнадзора России оборудования и трубопроводов представителем Госатомнадзора России".
59. Пункт 8.2.22.
1) Заменить слова "инспектор Госатомэнергонадзора СССР" словами "представитель Госатомнадзора России".
2) Заменить слова "администрации предприятия-владельца оборудования и трубопроводов" словами "администрации АЭУ".
60. Пункт 8.2.23.
1) Первый абзац.
Заменить слова "в министерство (ведомство), которому принадлежит предприятие-владелец оборудования и трубопроводов, главному конструктору реакторной установки, предприятию-изготовителю и министерству, которому оно принадлежит, и в местный орган Госатомэнергонадзора СССР" словами "в межрегиональный территориальный округ и центральный аппарат Госатомнадзора России", после чего первый абзац читать в редакции:
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.
2) Третий абзац.
Текст абзаца "Решение о мерах по устранению дефектов и возможности дальнейшей эксплуатации оборудования и трубопроводов принимается комиссией, назначенной министерством, в ведении которого находится предприятие-владелец оборудования и трубопроводов, или главным инженером предприятия-владельца (в зависимости от характера и масштабов выявленных дефектов); в состав комиссии должен входить инспектор Госатомэнергонадзора СССР, а при необходимости представители предприятия-изготовителя (монтажной организации), проектной (конструкторской) организации и головной материаловедческой организации" читать в редакции:
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.
61. Раздел 8.3. Разрешение на проведение пусконаладочных работ и эксплуатации систем АЭУ.
Раздел исключить.
62. Пункт 9.1.3.
Заменить второе предложение "Требования к квалификации персонала, порядку подготовки к проведению проверок знаний должны соответствовать ОПБ-88" предложением "Требования к квалификации персонала и его подготовке определяются в соответствии с нормативными документами Госатомнадзора России".
63. Пункт 9.1.4.
Заменить слова "инспекции Госатомэнергонадзора СССР" словами "инспекции Госатомнадзора России на АЭУ".
64. Пункт 9.1.6.
Заменить слова "в органах Госатомэнергонадзора СССР" словами "в межрегиональном территориальном округе Госатомнадзора России".
65. Пункт 9.1.16.
Текст пункта "Запрещается проведение различного рода исследований и экспериментов на действующем оборудовании и трубопроводах без предварительного согласования с Главным конструктором, Генеральным проектировщиком, Научным руководителем, и Госатомэнергонадзором СССР и разрешения министерства (ведомства), которому подчинена данная АЭУ" читать в редакции:
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.
66. Пункт 9.2.2.
Текст пункта "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 предприятием-владельцем оборудования и трубопроводов и согласованного с Главным конструктором, Научным руководителем, Генеральным проектировщиком, предприятием-изготовителем (монтажной организацией), головной мате-риаловедческой организацией и в случае необходимости Госатомэнергонадзором СССР, а также дополнения к проекту, утвержденному в установленном порядке. Вытекающие из принятого решения изменения должны быть отражены в паспортах оборудования и трубопроводов" читать в редакции:
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.
67. Пункт 9.3.1.
1) Первый абзац.
Заменить слова "министерством (ведомством), которому подчинена данная АЭУ" словами "эксплуатирующей организацией".
2) Второй абзац "Перенос сроков ремонта и уменьшение объема работ могут быть допущены в исключительных случаях по письменному разрешению министерства (ведомства), которому подчинена АЭУ, по согласованию с органами Госатомэнергонадзора СССР" читать в редакции:
"Перенос сроков ремонта и уменьшение объема работ должны быть обоснованы администрацией АЭУ, утверждены эксплуатирующей организацией и доведены до сведения инспекции Госатомнадзора России", после чего пункт 9.3.1 читать в редакции:
9.3.1. При эксплуатации оборудования 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.
68. Раздел 10. Надзор за соблюдением правил.
Раздел исключить.
69. Раздел 11.
Изменить название раздела 11 "Расследование аварий, отказов и несчастных случаев" следующим: 11. Расследования происшествий и аварий.
70. Пункт 11.1. Читать в редакции:
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.
71. Пункт 11.2. Пункт исключить.
72. Раздел 12. Заключение.
Текст заключения "Необходимость, сроки приведения в соответствие с настоящими Правилами действующих оборудования и трубопроводов, а также находящихся в процессе изготовления, монтажа или реконструкции на время введения в действие настоящих Правил устанавливаются в каждом отдельном случае по представлению соответствующих министерств (ведомств) и согласовываются с Госатомэнергонадзором СССР.
В отдельных случаях при технической невозможности выполнения каких-либо требований настоящих Правил допускается оформлять обоснованные технические решения, составляемые в зависимости от ответственности по п. 1.4.3 - 1.4.5 конструкторской (проектной) организацией, предприятием-изготовителем (монтажной организацией), предприятием-владельцем оборудования и трубопроводов.
Указанные решения должны быть согласованы с перечисленными выше организациями, а также с головной материаловедческой организацией, если они затрагивают сферу их ответственности, и во всех случаях - с Госатомэнергонадзором СССР" читать в редакции:
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.
73. Приложение 1 (справочное). Основные термины и определения.
1) Исключить следующие термины и их определения:
Нормальные условия эксплуатации (для оборудования и трубопроводов);
Нарушения нормальных условий эксплуатации (для оборудования и трубопроводов);
Аварийная ситуация (для оборудования и трубопроводов);
Научный руководитель.
2) Заменить определение термина "Головная материаловедческая организация - организация, осуществляющая руководство по выбору материалов, сварке и обеспечению качества изготовления оборудования и трубопроводов" определением:
Головная материаловедческая организация - организация, признанная соответствующим органом использования атомной энергии оказывать услуги эксплуатирующим или другим организациям по выбору материалов, сварке, обеспечению качества изготовления оборудования и трубопроводов и осуществлять экспертизу проектной, конструкторской, технологической документации и документов, обосновывающих ядерную и радиационную безопасность АЭУ, и имеющая на эту деятельность лицензию Госатомнадзора России.
Дополнить раздел новым термином и его определением: "Согласование головной материаловедческой организации - положительное заключение головной материаловедческой организации, подготовленное по запросу эксплуатирующей или других организаций".
74. Приложение 3 (обязательное).
1) Пункт 3, подпункты 6) и 9).
Заменить подпункт "6) документация по отклонениям от конструкторской документации, согласованная с Госатомэнергонадзором СССР" подпунктом "6) документация по отклонениям от конструкторской документации, одобренная Госатомнадзором России".
Заменить подпункт "9) В паспорта сосудов могут быть внесены дополнительные сведения по требованию органов Госатомэнергонадзора СССР" подпунктом "9) В паспорта сосудов могут быть внесены дополнительные сведения по требованию Госатомнадзора России".
2) Примечание.
В первом пункте примечания заменить слова "местным органом Госатомэнергонадзора СССР" словами "межрегиональным территориальным округом Госатомнадзора России".
3) Раздел "Перечень документов, прилагаемых к паспорту".
Заменить слово "Разрешение" словом "Лицензия". Исключить слово "Управлением".
75. Приложение 4 (обязательное). Сведения, указываемые в паспорте насоса АЭУ.
Первый абзац.
1) Заменить слово "разрешения" словом "лицензии".
2) Заменить слова "местного органа Госатомэнергонадзора СССР" словами "межрегионального территориального округа Госатомнадзора России".
3) Заменить слово "разрешение" словом "лицензию", после чего текст читать в редакции:
1. Номер лицензии на изготовление, дата ее выдачи, наименование межрегионального территориального округа Госатомнадзора России, выдавшего лицензию.
76. Приложение 5.
Заменить слово "Разрешение" словом "Лицензия".
Исключить слово "Управлением".
ПНАЭ Г-7-008-89 расположен в сборниках: |
Нравится
Твитнуть |