Проектирование и строительство нормативно-методические документы arrow Объекты нефтяной и газовой промышленности arrow ВРД 39-1.11-014-2000 Методические указания по освидетельствованию и идентификации стальных труб для  
15.12.2018
    
ВРД 39-1.11-014-2000 Методические указания по освидетельствованию и идентификации стальных труб для

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ И ИДЕНТИФИКАЦИИ
СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

ВРД 39-1.11-014-2000

МОСКВА 2000

 

Система нормативных документов в газовой промышленности

ВЕДОМСТВЕННЫЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПО ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЮ И ИДЕНТИФИКАЦИИ
СТАЛЬНЫХ ТРУБ ДЛЯ ГАЗОНЕФТЕПРОВОДОВ

ВРД 39-1.11-014-2000

ОАО «ГАЗПРОМ»

ООО «ГАЗНАДЗОР»

Информационно-рекламный центр газовой промышленности
(ИРЦ Газпром)

Москва 2000

ПРЕДИСЛОВИЕ

РАЗРАБОТАН                     ООО «Газнадзор»,

                                              АО «ВНИИСТ»

ВНЕСЕН                               ООО «Газнадзор»,

                                              Управлением по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром»

                                              Управлением проектирования и экспертизы ОАО «Газпром»

УТВЕРЖДЕН                      Заместителем Председателя Правления ОАО «Газпром» В.В. Ремизовым 3 апреля 2000 г.

ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ     Приказом ОАО «Газпром» от 27 сентября 2000 г. № 74 с 1 октября 2000 г.

СОГЛАСОВАН                   Федеральным горным и промышленным надзором России письмом № 10-03/461 от 20 июня 2000 г.

ВВЕДЕНИЕ

«Методические указания по освидетельствованию и идентификации стальных труб для газонефтепроводов» устанавливают правила и порядок проведения работ по переоформлению документации на трубы, не иумеющие документального оформления.

Методические указания предназначены для газотранспортных, газодобывающих и строительно-монтажных организаций ОАО «Газпром».

Методические указания разработаны ООО «Газнадзор» (Аргасов Ю.Н., Фатихов В.А., Докутович А.Б., Овечкин Н.И., к.т.н. Шапиро В.Д., Евсегнеев Д.В., Воробьев В.Ф.), АО «ВНИИСТ» (к.т.н. Красулин И.Д., к.т.н. Тарлинский В.Д., к.т.н. Болотов А.С., к.т.н. Ладыжанский А.П.), при участии ООО «ВНИИГАЗ» (к.т.н. Аненков Н.И.), Управления по транспортировке газа и газового конденсата ОАО «Газпром» (Шайхутдинов А.З., Салюков В.В.).

СОДЕРЖАНИЕ

 TOC o "2-3" h z "Заголовок 1;1" 1. Общие положения. 2 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000350036000000

2. Принятая терминология и обозначения. 3 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000350037000000

3. Визуальный осмотр труб в процессе освидетельствования. 5 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000350038000000

4. Инструментальные измерения. 5 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000350039000000

5. Приборный анализ для оформления паспорта на трубы.. 6 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000360030000000

6. Оценка труб с ремонтными участками. Ремонт труб в процессе оип. 7 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000360031000000

7. Оип - отметки на трубах. Оценка степени пригодности труб. 8 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000360032000000

8. Порядок оформления документации по результатам оип.. 9 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000360033000000

Приложение 1 Товарные знаки заводов-изготовителей. 9 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000360035000000

Приложение 2 Цифровая индексация марок стали в маркировке труб (условные обозначения марок стали) 10 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000360037000000

Приложение 3 Типичные фактические содержания базовых химических элементов и типичный разброс прочностных показателей трубных сталей. 11 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000360039000000

Приложение 4 Технические характеристики прибора для спектрального анализа и методика выполнения анализа. 12 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000370031000000

Приложение 5 Технические характеристики прибора для определения твердости и методика выполнения анализа. 14 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000370033000000

Приложение 6 Соотношение между твердостью (НВ) и пределом прочности при разрыве (sв) 15 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000370035000000

Приложение 7 Ведомость результатов освидетельствования труб. 16 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000370037000000

Приложение 8 Заключение по освидетельствованию труб. 17 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000370039000000

Приложение 9 Паспорт. 17 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000380031000000

Приложение 10 Ударная вязкость металла труб в зависимости от назначения трубопроводов Хл (хладостойкое) или У (умеренное). 18 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000380033000000

Приложение 11 Расчет гарантированного испытательного давления. 18 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000380035000000

Приложение 12 Перечень отечественных электросварных прямошовных труб, выполненных дуговой сваркой под флюсом.. 18 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000380037000000

Приложение 13 Номенклатура труб для сооружения магистральных газопроводов. 29 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000380039000000

Приложение 14 Методические подходы к установлению номинальной толщины стенки труб. 58 08D0C9EA79F9BACE118C8200AA004BA90B02000000080000000E0000005F0054006F0063003500310034003300310035003000390031000000

Система нормативных документов в газовой промышленности

Ведомственный руководящий документ

Методические указания
по освидетельствованию и идентификации стальных труб для
газонефтепроводов

Дата введения 2000-10-01

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1 Настоящие Методические указания устанавливают порядок освидетельствования, идентификации и отбраковки труб диаметром 219 - 1420 мм, изготовленных из углеродистых и низколегированных сталей, произведенных, начиная с 1970 года и не бывших в эксплуатации.

1.2 Настоящие Методические указания устанавливают порядок переоформления документации на трубы, прошедшие освидетельствование, идентификацию и допущенные к использованию в газонефтепроводном строительстве и при капитальном ремонте.

Ниже назначение данного РД сокращенно обозначается как «ОИП» (освидетельствование ® идентификация ® переоформление документации).

1.3 Настоящие Методические указания устанавливают порядок ОИП для труб, находящихся в местах складирования, в составе аварийного запаса, на строительных площадках, базах или непосредственно на трассе.

1.4 Порядок ОИП устанавливается для труб, по которым отсутствует соответствующее документальное оформление или отсутствуют прямые, однозначные привязки документации к конкретным трубам, подлежащим ОИП, или же отсутствует маркировка на трубах.

1.5 ОИП осуществляет комиссия, организованная Заказчиком, с обязательным участием представителей ООО «Газнадзор» и, при необходимости, представителей ВНИИГАЗа или ВНИИСТа (для методической помощи при проведении ОИП).

1.6 В задачи ОИП входит:

· осуществление инструментальных измерений, а также при необходимости приборный анализ, включая идентификацию марки стали по результатам химического анализа и расчетного уровня прочности данных труб по результатам измерения твердости;

· выполнение отметок на трубах в соответствии с обозначениями по п. 7.3 настоящих Методических указаний;

· оформление ведомости на группы труб, прошедшие ОИП;

· принятие решений о ремонте с последующим проведением ОИП;

· оформление заключения или паспортов, идентифицирующих основные рабочие параметры труб.

1.7 Заключение или паспорт являются документами, удостоверяющими и регламентирующими применение данных труб при строительстве или капитальном ремонте газопроводов.

1.8 В процессе ОИП комиссия имеет право привлекать к участию в работе экспертов и представителей других организаций, кроме упомянутых в п. 1.5.

1.9 При составлении данных методических указаний были учтены требования следующих нормативных документов:

· СНиП 2.05.06 - 85*. Магистральные трубопроводы / Минстрой России. - М.; ГУП ЦПП, 1997;

· СНиП III - 42 - 80*. Магистральные трубопроводы / Госстрой России. - М.: ГУП ЦПП, 1998;

· ВСН 006-89 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка. / Миннефтегазстрой. - М.: ВНИИСТ, 1989;

· ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 1. / Миннефтегазстрой. - М.: ВНИИСТ, 1989;

· СП 101-34-96 Свод правил по выбору труб при сооружении магистральных газопроводов / РАО «Газпром». - М.; ИРЦ Газпром, 1996;

· Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности / РАО «Газпром». - М.; ВНИИГАЗ, 1996;

· Инструкция по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности / ГГК «Газпром», ГК «Нефтегазстрой» - М.; ВНИИГАЗ, 1992;

· СП 34-101-98 Свод правил по выбору труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте / АК «Транснефть». - М.; 1998;

· РД 34.10.130-96 Инструкция по визуальному и измерительному контролю / Минтопэнерго РФ. - АНТЦ «Энергомонтаж», 1996.

2. ПРИНЯТАЯ ТЕРМИНОЛОГИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ

2.1 ОИП - задача настоящих Методических указаний, включающая:

· освидетельствование труб;

· идентификацию труб;

· переоформление документации на трубы.

2.2 Товарный знак - обозначение (условное или в форме аббревиатуры) завода-изготовителя груб.

2.3 Монограмма API - обозначение на трубе Американского нефтяного института, свидетельствующее, что данный изготовитель имеет сертификат на право использования при обозначении своей продукции монограммы API.

2.4 Базовые геометрические параметры - геометрические параметры труб, которые контролируются в процессе ОИП.

2.5 Базовый химический состав - содержание химических элементов, которые определяются и учитываются при контроле в производственных условиях химического состава металла трубы с помощью специального портативного прибора для химического анализа. Данные по базовому химическому анализу являются основанием для идентификации трубы и оформления на нее паспорта.

2.6 Расчетный предел прочности металла трубы - предел прочности трубы, определенный по замерам с помощью переносного твердомера.

2.7 Маркировка - информация о данной трубе, которая учитывается при ОИП:

· завод-изготовитель (товарный знак);

· марка трубной стали (для отечественных труб - в непосредственной форме или в виде кодировки, для импортных - в виде обозначения по API 5L);

· номера (данной трубы, плавки, к которой относится данная труба, партии труб);

· даты производства (для отечественной трубы - последние две цифры года и месяца);

· прочностной класс труб (К50, К55 и т.д.);

· ГОСТа (для импортных труб - ссылка на API 5L и на ТУ на поставку), технических условий на поставку и (или) номер контракта;

· эквивалента углерода (обычно - для импортных труб).

2.8 Сертификат качества (при импортных поставках может переводиться как сертификат инспекции)- документ завода-изготовителя, содержащий информацию о химическом составе, механических свойствах металла трубы, а также о гидростатических испытаниях и неразрушающем контроле, подтверждающий соответствие данных труб требованиям Технических условий на их поставку и являющегося основанием для применения данных труб при строительстве трубопроводов.

2.9 ОИП - отметка труб - кодировка труб, выполняемая в процессе ОИП комиссией (согласно п. 1.5), которая свидетельствует о пригодности труб для нефтегазопроводов, а также о ремонте, повторном контроле, забраковке труб и т.д. (согласно п. 7.3 настоящих Методических указаний).

2.10 Ведомость результатов освидетельствования труб - документ составленный комиссией (согласно п. 1.5), на группу труб, прошедшую ОИП, включает:

· результаты внешнего осмотра труб согласно п. 3.2;

· результаты замеров геометрических размеров трубы согласно п. 4.2;

· номер и дату заводского сертификата качества (сертификата инспекции);

· заводские номера труб и (или) партий труб, плавок;

· количество труб, признанных годными;

· количество труб, направленных на дополнительный контроль неразрушающими физическими методами;

· количество труб, направленных на ремонт;

· количество окончательно забракованных труб.

2.11 Заключение по освидетельствованию труб - документ, составленный комиссией (согласно п. 1.5) на трубу или группу труб, прошедшую ОИП, оформляется при наличии заводских сертификатов качества (сертификатов инспекции) и включает:

· размеры труб (диаметр, толщина стенки, длина);

· заводской номер каждой трубы (при наличии в маркировке);

· полное наименование завода-изготовителя;

· местонахождение труб и их принадлежность;

· количество труб одного типоразмера;

· параметры, определенные при ОИП;

· ОИП - отметку о пригодности согласно п. 2.8 и разделу 7.

2.12 Паспорт на трубу - документ, составленный комиссией (согласно п. 1.5), на трубу или группу труб, прошедшую ОИП, составляется в случае отсутствия заводского сертификата качества и включает:

· номер трубы или партии труб;

· данные о заводе-изготовителе, № плавки, № транса, № контракта;

· номинальные геометрические размеры трубы согласно нормативу (ТУ или ГОСТ, к которым «привязана» труба по результатам ОИП, и фактическая длина;

· химический состав по результатам спектрального анализа металла трубы;

· предела прочности по результатам замеров твердости;

· ОИП - отметку о пригодности согласно п. 2.8 и разделу 7.

· данные по требованиям гидроиспытаний;

· данные об исполнении «Хл» или «У»;

· вывод о соответствии данной трубы (или группы труб) требованиям действующих ТУ на поставку и о пригодности данных труб для их использования при строительстве или капитальном ремонте трубопроводов.

3. ВИЗУАЛЬНЫЙ ОСМОТР ТРУБ В ПРОЦЕССЕ ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЯ

3.1 Каждая труба, принимаемая к освидетельствованию, подвергается визуальному осмотру.

Целью визуального осмотра является классификация освидетельствованных труб по их «конструкции», расшифровка маркировки, оценка наличия и отметка дефектов: на теле трубы, на торцах, на заводских сварных швах.

3.2 Визуальным осмотром определяется:

· «конструкция» трубы:

- бесшовная,

- с продольным швом, выполненным сваркой ТВЧ;

- с одним продольным швом, выполненным электродуговой сваркой под флюсом;

- с двумя продольными швами, выполненными электродуговой сваркой под флюсом;

- одношовные трубы, выполненные электродуговой сваркой, сдвоенные кольцевым швом;

- спиральношовные трубы;

- наличие изоляции;

- вид изоляции;

· наличие маркировки или сохранившейся части маркировки.

В процессе освидетельствования необходимо максимально расшифровать маркировку, руководствуясь п. 2.7;

· уточнение завода-изготовителя по товарному знаку (аббревиатуре) на маркировке трубы. Товарные знаки заводов - изготовителей труб представлены в Приложении 1;

· марка стали (Приложение 2);

· наличие задиров, вмятин, забоин и других механических повреждений поверхности трубы и их торцев, а также поверхностных металлургических дефектов металла трубы и заводских сварных соединений;

· наличие коррозионных повреждений;

· следы неснятого наружного и внутреннего грата для электросварных ТВЧ труб;

· наличие плавных переходов от металла сварного шва к основному металлу (радиус в зоне перехода должен быть ориентировочно более 3 мм). Острые углы в зоне перехода швов - основной металл, несплавления, подрезы и локальные ослабления швов на глубину до поверхности основного металла являются браковочным признаком;

· наличие заводской разделки под сварку;

· разметка дефектных участков для последующих инструментальных измерений (раздел 4).

4. ИНСТРУМЕНТАЛЬНЫЕ ИЗМЕРЕНИЯ

4.1 Каждая труба, предъявляемая к освидетельствованию, подвергается инструментальным измерениям.

Целью инструментальных измерений является оценка соответствия геометрических параметров труб и их заводских сварных соединений требованиям действующих технических условий, а также оценка ремонтопригодности дефектов, выявленных на теле трубы, по торцам и на заводских швах.

4.2 Инструментальными измерениями устанавливаются:

· фактические наружные и внутренние диаметры труб, в т.ч. отклонения наружного диаметра торцев труб от номинальных размеров на расстоянии не менее 200 мм от каждого торца, а также разность фактических диаметров по концам торцев одной и той же трубы;

· фактическая толщина стенки трубы, определяемая ультразвуковым толщиномером, отвечающим требованиям ГОСТ 28702-90.

В случае бесшовных труб толщина стенки определяется не менее чем в 4-х местах по каждому торцу, а в случае электросварных прямошовных труб - дополнительно с каждой стороны шва в непосредственной близости от него.

Результаты измерений сравниваются с требованиями нормативной документации по допуску на толщину стенки, по которой в настоящее время поставляются трубы данного типоразмера:

· овальность концов труб, которая сравнивается с допуском на овальность в нормативной документации, по которой в настоящее время поставляются трубы данного типоразмера;

· фактические размеры заводских сварных швов;

· фактические размеры обнаруженных поверхностных дефектов: задиров, вмятин, забоин торцев, коррозионных поверхностных повреждений;

· оценка ремонтопригодности дефектов для их последующего ремонта.

5. ПРИБОРНЫЙ АНАЛИЗ ДЛЯ ОФОРМЛЕНИЯ ПАСПОРТА НА ТРУБЫ

5.1 В тех случаях, когда отсутствуют сертификаты на трубы, предъявляемые к освидетельствованию, или не удается достоверно «привязать» освидетельствованные трубы к имеющимся сертификатам, металл труб подвергается специальному приборному анализу.

Приборный анализ может выполняться также в других спорных случаях, уточняющих и дополняющих порядок ОИП.

5.2 Приборный анализ производится в основном для получения исходных данных, по которым оформляется паспорт на трубы.

5.3 Приборный анализ выполняется с целью:

· определения фактического химического анализа металла труб, предъявляемых для идентификации;

· определения фактического уровня прочности данных труб для идентификации их нормативного прочностного класса.

5.4 Приборный анализ выполняется на одной трубе от каждой плавки идентифицируемых труб или на каждой трубе при отсутствии сведений о номерах плавок.

5.5 Определение фактического химического анализа позволяет:

· отнести освидетельствуемые трубы к соответствующему металлургическому классу (см. п. 5.6);

· рассчитать эквивалент углерода;

· сопоставить фактический химический состав с результатами обработки сертификатных данных (Приложение №3);

· получить основную информацию для последующего комплексного определения марки стали по характеристическому элементному составу (см. п. 5.7).

5.6 Трубные стали подразделяются на 3 металлургических класса:

· углеродистые нелегированные трубные стали (Ст 20, Ст 3, Grade B по API 5L и т.п.);

· низколегированные трубные стали обычной прочности (09Г2С, 17ГС, Х56 по API 5L и т.п.);

· микролегированные мелкозернистые трубные стали повышенной прочности.

5.7 Характеристический элементный состав зависит от металлургического класса трубных сталей:

· для углеродистых нелегированных сталей: углерод (до 0,22%), марганец (до 0,65%), кремний (от 0,07 до 0,16% - полуспокойные стали; 0,17% и выше - спокойные);

· для низколегированных сталей обычной прочности: углерод (обычно 0,20%), марганец (обычно свыше 0,8%), кремний (обычно свыше 0,35%);

· для микролегированных мелкозернистых сталей: углерод (обычно не выше 0,15%), марганец (обычно свыше 1,1%), ванадий (обычно 0,08%), ниобий (обычно 0,05%).

Для импортных сталей всех металлургических классов типичное содержание серы и фосфора обычно ниже, чем в отечественных (см. Приложение 3), кроме того, современные микролегированные стали часто не содержат ванадия и имеют в основном ниобиевое и титановое микролегирование.

5.8 Определение фактического состава (химический анализ) металла идентифицируемых труб осуществляется непосредственно на месте их складирования неразрушающими способами, обеспечивающими определение содержания базовых химических элементов трубных сталей нефтегазового сортамента, включая углерод, фосфор и серу с точностью согласно требованиям нормативной документации на трубы и прокат для их изготовления. Например, методом фотоэлектрического спектрального анализа по ГОСТ 18895-97.

Измерения должны производиться приборами, сертифицированными Госстандартом РФ, в частности, прибором «Спектропорт» производства фирмы «Спектро» (Германия). Техническая характеристика прибора, порядок подготовки поверхности трубы к проведению анализа, а также методика выполнения анализа представлены в Приложении 4.

Анализ должен выполняться организацией, имеющей лицензию на проведение контроля неразрушающими методами оборудования и материалов магистральных нефтегазопроводов.

Типичное фактическое содержание базовых химических элементов в металле труб из углеродистых, низколегированных и микролегированных мелкозернистых отечественных и зарубежных конструкционных сталей, приведено в табл. 1 и 2 Приложения 3.

Числитель - типичное минимальное и максимальное содержание элементов, знаменатель - среднестатистическое содержание элементов.

Разброс значений предела прочности этих сталей представлен в табл. 3 Приложения 3.

Таблицы составлены по результатам статистической обработки фактических сертификатных данных по трубам из сталей различных марок.

5.9 Фактический уровень прочности идентифицируемых (освидетельствуемых) труб осуществляется непосредственно на месте их складирования неразрушающими регламентированными способами, например, определением твердости по Бринеллю переносными твердомерами (Приложение 5).

Измерения должны производиться приборами, сертифицированными Госстандартом РФ. Например, переносным электронным программируемым твердомером «ТЭМП - 2» производства НПФ «Технотест» (совместно с НПО ЦНИИТМАШ), или «Динамикс» производства фирмы «Крауткремер» (Германия).

Соотношение между измеренной твердостью по Бринеллю (НВ) и пределом прочности при разрыве (sв) должно соответствовать требованиям ГОСТ 22761-77.

При измерении твердости прибором, не имеющим встроенного микропроцессора, можно применять данные Приложения 6.

Типичные фактические разбросы значений предела прочности металла труб из углеродистых и низколегированных сталей приведены в табл. 3 Приложения 3.

Таблица составлена по результатам статистической обработки фактических сертификатных данных по трубам из сталей различных марок.

Идентификация марки стали осуществляется путем сравнения фактического химического состава и фактического уровня прочности или данных, имеющихся в сертификатах и заводской маркировке, с марками стали, применяемыми для изготовления труб по соответствующим ТУ или ГОСТ.

5.10 Если по результатам ОИП выявлено, что труба не соответствует требованиям действующей НТД (или данных, полученных в результате ОИП, недостаточно для установления такого соответствия), то согласно разделу 7 настоящих Методических указаний она признается негодной для газонефтепроводного строительства (бракуется). Однако, для партии однотипных труб, забракованных по причине несоответствия требованиям действующей НТД (п. 7.5), возможно проведение комплексных разрушающих испытаний и специальных исследований по оценке работоспособности этих труб на представительных образцах от забракованной партии с обязательным участием ВНИИГАЗа или ВНИИСТа.

Решение о необходимости проведения указанных комплексных испытаний принимает комиссия по проведению ОИП (п. 1.5).

6. ОЦЕНКА ТРУБ С РЕМОНТНЫМИ УЧАСТКАМИ. РЕМОНТ ТРУБ В ПРОЦЕССЕ ОИП

6.1 Если к освидетельствованию предъявляют трубы с отремонтированными на заводе-изготовителе ремонтными участками на заводских сварных швах, то такие трубы проходят ОИП в соответствии с требованиями настоящих Методических указаний, если:

· в зоне ремонта отсутствуют видимые дефекты;

· длина отремонтированного участка не превышает 300 мм;

· количество отремонтированных участков не более двух;

· расстояние между отремонтированными участками не менее 500 мм;

· ширина шва в зоне ремонта превышает среднюю ширину исходного заводского шва не более чем на 10 мм.

6.2 На трубах, предъявляемых к освидетельствованию, допускается ремонтировать:

· с помощью вышлифовки абразивными кругами:

- царапины, риски, задиры и забоины глубиной, не превышающей минусовой допуск на толщину стенки трубы, и протяженностью не более 300 мм в количестве не более одного дефекта на трубе,

- коррозионные повреждения глубиной в пределах минусового допуска и максимальным размером не более 300 мм в количестве не более двух на трубе при расстоянии между ними не менее 500 мм.

Во всех вышеперечисленных случаях остаточная толщина стенки трубы не должна выходить за пределы минусового допуска, установленного действующими техническими условиями на поставку. Замер толщины стенки трубы на участках ремонта должен выполняться с помощью ультразвукового толщиномера.

· с помощью ручной электродуговой сварки электродами с основным видом покрытия: забоин, задиров на свариваемых кромках глубиной не более 5 мм с последующей механической зачисткой мест исправления дефектов до восстановления заводского скоса кромок.

6.3 Заводские сварные швы с наружными дефектами и дефектами, выявленными неразрушающим контролем (п. 6.7), к ремонту в процессе ОИП не допускаются.

6.4 Ремонт сваркой на любых участках трубы, кроме торцевых свариваемых кромок по п. 6.2, не допускается.

6.5 К ОИП не допускаются трубы, имеющие:

· трещины, плены, рванины и закаты любых размеров;

· царапины, риски закаты и забоины глубиной, превышающей минусовой допуск на толщину стенки данной трубы;

· местные перегибы, гофры и вмятины любых размеров;

· расслоения любых размеров, выходящие на поверхность или на торцевые кромки труб.

6.6 Трубы с любыми дефектами по п. 6.3 и 6.5 в процессе ОИП бракуются.

6.7 В том случае, если дефекты, поименованные в п.п. 6.3 и 6.5, могут быть удалены вырезкой из трубы дефектного участка и на их торцах восстановлена разделка, соответствующая заводской, и при этом остаточная длина трубы после вырезки составляет не менее 9 метров, то такие трубы могут быть допущены к ОИП.

6.8 Участки заводского ремонта труб, а также участки пересечения продольных (или спиральных) швов, выполненных автоматической сваркой под флюсом с заводским кольцевым швом, должны быть подвергнуты в процессе ОИП контролю физическими неразрушающими методами.

7. ОИП - ОТМЕТКИ НА ТРУБАХ. ОЦЕНКА СТЕПЕНИ ПРИГОДНОСТИ ТРУБ

7.1 Все трубы в процессе ОИП должны иметь отметки (см. п. 2.8), состоящие из:

· порядкового номера трубы, прошедшего ОИП;

· собственно ОИП-отметки.

7.2 ОИП - отметки наносятся несмываемой краской:

· на трубы диаметрами от 219 мм до 426 мм - на наружной поверхности трубы на расстоянии 200 - 500 мм от конца трубы;

· на трубы диаметрами от 530 мм до 1420 мм - на внутренней поверхности трубы в зоне заводской маркировки на расстоянии 300 - 500 мм (в зависимости от диаметра) от одного из концов трубы.

7.3 Предусматриваются следующие ОИП - отметки:

«П» - труба пригодна для использования в газонефтепроводном строительстве;

«К» - труба требует проверки сварных соединений неразрушающим контролем физическими методами с последующим предъявлением (в случае положительных результатов) на ОИП;

«Р» - труба требует устранения дефектов по п. 6.2 с последующим предъявлением на ОИП;

«Б» - труба забракована.

7.4 Трубы считаются пригодными (отметки - маркировка «П» и - после проведения соответствующих операций - «К» и «Р») и могут быть использованы в трубопроводном строительстве или в процессе капитального ремонта, если в результате ОИП будет установлено их соответствие требованиям стандартов или технических условий на поставку.

7.5 Если стандарты или технические условия, по которым осуществлялась поставка труб, к моменту освидетельствования аннулированы или заменены новыми, необходимо установить соответствие предъявляемых к освидетельствованию труб требованиям действующей НТД.

7.6 При выявлении необходимости неразрушающего контроля (отметка «К») или ремонта (отметка «Р»), результаты НРК и описание отремонтированных дефектов должны быть указаны в ведомости (Приложение 7).

7.7 Трубы считаются забракованными в следующих случаях:

· если они по выявленным в процессе ОИП нормативным показателям не соответствуют требованиям действующей НТД;

· если на поверхности тела трубы и сварных соединений обнаружены недопустимые дефекты;

· если по заключению НРК, проведенного в рамках ОИП, в сварных соединениях обнаружены недопустимые дефекты. Причина забраковки должна быть указана в ведомости - Приложение 7;

· если труба после ремонта шлифованием, проведенным в рамках ОИП, не соответствует своему начальному назначению вследствие, например, недопустимого утонения стенки трубы, данная труба может быть использована в трубопроводном строительстве при других параметрах, например, при пониженном рабочем давлении или на более высокий коэффициент условий работы и т.п.

8. ПОРЯДОК ОФОРМЛЕНИЯ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ ОИП

8.1 Членами комиссии должна быть проведена предварительная работа по выявлению и последующей «привязке» к освидетельствуемым трубам сертификатов качества.

Указанная документация обычно находится в линейной эксплуатационной службе данного ЛПУ или в отделе Главного механика (на газокомпрессорных станциях).

8.2 На все трубы, предъявленные к освидетельствованию, независимо от степени их пригодности для нефтегазопроводного строительства, комиссия, организованная согласно п. 1.7, составляет Ведомость по форме, представленной в Приложении 7.

8.3 В тех случаях, когда имеющийся сертификат качества (сертификат инспекции - для импортных труб) не содержит необходимого объёма информации о качестве трубы (отсутствует химический состав, нет ссылки на гидравлические испытания, отсутствуют сведения об ударной вязкости металла и т.д.), по результатам ОИП составляется Заключение (Приложение 8).

8.4 Если сертификаты качества (сертификаты инспекции) отсутствуют, то после проведения освидетельствования и на основании заключения комиссии, зафиксированного в ведомости (Приложение 7), на трубы, признанные годными, оформляется паспорт, подписываемый представителем ООО «Газнадзор» по форме Приложения 9 в двух экземплярах.

Один экземпляр паспорта передается предприятию-владельцу освидетельствованных труб, другой остается на хранение в ООО «Газнадзор».

Приложение 1

Товарные знаки трубных заводов России и Украины

ЧТПЗ

Челябинский трубопрокатный завод

ВМЗ

Выксунский металлургический завод

ВТЗ

Волжский трубный завод

НТЗ

Новомосковский трубный завод

ХТЗ

Харцызский трубный завод

Приложение 2

Цифровая индексация марок стали в маркировке труб (Условные обозначения марок стали)

Основное условное обозначение

Альтернативное условное обозначение

Марка стали

1

2

3

16

 

Ст 2 кп

17

 

Ст2 пс

18

 

Ст2сп

21

 

Б Ст 2 кп

22

 

Б Ст 2 пс

24

 

Б Ст 2 сп

31

 

В Ст 3 кп

32

 

В Ст 3 пс

34

 

В Ст 3 сп

35

 

В Ст 3 кп 2

36

 

В Ст 3 пс 2

36

 

В Ст 3 пс 4

38

 

В Ст 3 сп 2

38

 

В Ст 3 сп 4

39

 

Ст 3 кп

40

 

Ст 3 кп

41

 

Ст 3 сп

41

 

08ГБЮ

49

 

10Г2ФБЮ

52

 

17Г1С

52

56

17ГС

53

 

09Г2С

53

 

14ХГС

54

 

12Г2С

54

 

16Г2САФ

55

67

17Г1С-У

56

52

17ГС

57

 

17Г2СФ

61

71

09Г2ФБ

63

 

09ГБЮ

'>

Документ сокращен, так как он очень большой. Для просмотра полной версии этого документа пройдите по ссылке Бесплатный заказ нужного документа

 
< Пред.   След. >
Полезное: