— техническое диагностирование подземных газопроводов.
Проверка состояния охранных зон газопроводов должна проводиться путем визуального осмотра относящихся к ним земельных участков с целью выявления:
— утечек газа из газопроводов по внешним признакам: пожелтению растительности на трассе, появлению пузырей на поверхности воды, запаху одоранта, шипению газа, появлению бурых пятен на снегу и др.;
— нарушения ограничений, установленных;
— нарушения условий выполнения сторонними организациями земляных и строительных работ, установленных выданными эксплуатационной организацией разрешениями на производство работ или несанкционированного выполнения этих работ;
— нарушения состояния грунта на трассе подземного газопровода вследствие его просадки, обрушения, эрозии, размыва паводковыми или дождевыми водами.
При выявлении несанкционированного производства сторонними организациями земляных и строительных работ в охранной зоне подземного газопровода должны быть приняты оперативные меры:
Ремонт участка газопровода методом монтажа катушки
— по прекращению работ до получения разрешения на их проведение от эксплуатационной организации сети газораспределения;
— привлечению к ответственности виновных в производстве работ, при проведении которых произошло повреждение газопровода;
— проверке герметичности газопровода и состояния изоляции в месте производства работ.
Проверку состояния охранных зон газопроводов допускается проводить одним рабочим.
Периодичность проведения проверок состояния охранных зон газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом плотности застройки территории, гидрогеологических условий эксплуатации и прокладки газопроводов, но не реже сроков проведения технического осмотра газопроводов.
Проверка состояния охранных зон газопроводов, проложенных в просадочных грунтах, должна проводиться не реже одного раза в 10 дней.
При выполнении работ в охранных зонах газопроводов, а также в период паводка, проверка состояния охранных зон в местах переходов через водные преграды и овраги должна проводиться ежедневно.
Технический осмотр подземных газопроводов проводится двумя рабочими, при этом руководство поручается наиболее квалифицированному рабочему. Технический осмотр трасс надземных газопроводов может проводиться одним рабочим.
Маршрутные карты газопроводов должны составляться в двух экземплярах, один из которых с личными подписями рабочих, закрепленных за данным маршрутом, об ознакомлении с ним хранится у мастера. Маршрутные карты должны корректироваться ежегодно, а также по факту изменений на трассе газопровода, выявленных при техническом осмотре. Маршрутные карты должны содержать информацию о дате корректировок и подпись мастера, вносившего изменения в карту. Маршрутные карты разрабатываются с учетом объемов работ и периодичности их выполнения, удаленности трасс и протяженности газопроводов, числа объектов, подлежащих проверке на загазованность, интенсивности движения транспорта на маршруте и других факторов, влияющих на трудоемкость работ.
Неразрушающие методы контроля
В маршрутной карте должны указываться:
— схема трассы газопровода с привязками характерных точек газопровода (углов поворота, сооружений) к постоянным ориентирам;
— объекты, подлежащие проверке на загазованность в соответствии с приложением П;
— общая протяженность газопроводов;
— число обслуживаемых сооружений по данному маршруту.
При техническом осмотре подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:
— выявление утечек газа;
— проверка внешним осмотром состояния сооружений и технических устройств надземной установки (защитных футляров газовых вводов, средств ЭХЗ, запорной арматуры, коверов, контрольных трубок и др.), настенных знаков привязок газопровода, крышек газовых колодцев;
— очистка крышек газовых колодцев и коверов от снега, льда и загрязнений;
— выявление пученений, просадок, оползней, обрушений грунта.
При техническом осмотре надземных газопроводов должны выполняться проверки внешним осмотром:
— состояния газопроводов (с выявлением их перемещений за пределы опор, вибраций и деформаций, необходимости окраски), его опор и креплений;
— состояния защитных футляров газопроводов в местах входа и выхода из земли;
— состояния запорной арматуры, компенсаторов, электроизолирующих соединений, средств защиты от падения электропроводов, габаритных знаков в местах проезда автотранспорта.
Выявление утечек газа при техническом осмотре подземных газопроводов должно осуществляться по внешним признакам и с помощью приборов (газоиндикаторов, газоанализаторов) путем проверки:
— герметичности разъемных соединений запорной арматуры (при ее надземной установке);
— герметичности резьбовых соединений сифонных трубок конденсатосборников;
— наличия газа в контрольных трубках защитных футляров подземных газопроводов;
— загазованности газовых колодцев;
— загазованности подвалов зданий, не оборудованных средствами контроля загазованности помещений, колодцев инженерных коммуникаций, шахт, коллекторов, подземных переходов, расположенных по обе стороны от газопровода на расстояниях, указанных в приложение П, а также ближайших колодцев коммуникаций, пересекающих трассу газопровода:
для без колодезных коммуникаций – в радиусе 50 м от газопровода;
для канальных коммуникаций – до ближайшего колодца независимо от расстояния.
При выявлении внешних признаков утечек газа из подземных газопроводов или загазованности подвалов зданий, газовых колодцев и других сооружений должна быть сделана аварийная заявка в АДС. При выявлении загазованности подвала здания свыше 1 % по объему до приезда аварийной бригады должны быть приняты меры по эвакуации людей из загазованного помещения, организации его проветривания и предупреждению людей о недопустимости курения, пользования открытым огнем и электроприборами.
При необходимости определения природы метана должен проводиться лабораторный анализ пробы газа, отобранной из загазованного помещения или сооружения.
Технический осмотр подземных и надземных газопроводов должен проводиться в сроки, обеспечивающие безопасность их эксплуатации, но не реже приведенных в таблице 1.
Таблица 1 – Сроки проведения технических осмотров газопроводов
| Газопроводы | Сроки проведения технических осмотров | ||
| на застроенной территории поселений, с давлением газа, МПа | на незастроенной территории и вне поселений | ||
| до 0,005 включ. | св. 0,005 до 1,2 включ. | ||
| 1 Стальные подземные со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 2 мес | 1 раз в мес | 1 раз в 6 мес |
| 2 Надземные со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 6 мес | 1 раз в год | |
| 3 Полиэтиленовые со сроком службы свыше 15 лет | 1 раз в 6 мес | 1 раз в год |
Окончание Таблицы 1
Примечания 1 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1 и 2, распространяются на газопроводы, срок службы которых продлен на основании результатов экспертизы промышленной безопасности. 2 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графе 3, распространяется на газопроводы, восстановленные с применением полиэтиленовых технологий или синтетических тканевых рукавов. 3 Сроки проведения технического осмотра газопроводов, указанных в графах 1–3, при сроке службы газопроводов менее 15 лет, устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом их технического состояния, но не реже 1 раза в 6 мес – для стальных подземных газопроводов и 1 раза в год – для полиэтиленовых газопроводов. 4 Технический осмотр стальных подземных газопроводов может быть заменен техническим обследованием (в части контроля герметичности) с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающих возможность выявления мест утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.
Техническое обследование должно проводиться: — ежегодно на газопроводах, находящихся в эксплуатации менее 15 лет; — 2 раза в год на газопроводах, находящихся в эксплуатации более 15 лет. При применении метода технического обследования с использованием приборов с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, в период максимального промерзания и последующего оттаивания грунта, должен быть обеспечен дополнительный контроль герметичности. Проверке подлежат участки газопроводов в местах неравномерного промерзания грунта (переходы через железные и автомобильные дороги, места резкого изменения снежного покрова и глубины заложения газопровода). Периодичность и сроки таких проверок устанавливаются эксплуатационной организацией самостоятельно с учетом гидрогеологических и климатических условий региона.
При техническом обследовании подземных газопроводов должны выполняться следующие виды работ:
— выявление мест повреждений изоляционных покрытий стальных газопроводов;
— выявление мест утечек газа из труб и соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов;
— электрометрическое обследование участков стальных газопроводов, проложенных под автомобильными и железными дорогами, с целью определения наличия (отсутствия) контактов «труба-футляр».
Техническое обследование подземных газопроводов должно проводиться с использованием приборной техники с чувствительностью не менее 0,001 % по объему газа, обеспечивающей возможность выявления мест повреждений изоляционных покрытий и утечек газа без вскрытия грунта и дорожных покрытий.
На участках трасс газопроводов, где использование приборов для выявления мест повреждений изоляционного покрытия без вскрытия грунта технически затруднено, должно быть проведено обследование газопроводов в шурфах (не менее одного на каждые 500 м распределительного газопровода и 200 м газопровода-ввода) длиной не менее 1,5 м.
Первое плановое техническое обследование полиэтиленовых и стальных газопроводов должно проводиться через 15 лет после ввода их в эксплуатацию.
Последующие плановые технические обследования полиэтиленовых газопроводов должны проводиться не реже одного раза в 10 лет, стальных газопроводов — не реже одного раза в пять лет.
Техническое обследование участков стальных газопроводов, необеспеченных минимальным защитным потенциалом, при их эксплуатации в зонах опасного действия источников блуждающих токов или в грунтах с высокой коррозионной агрессивностью, включая биокоррозионную агрессивность, должно проводиться не реже одного раза в год.
Внеплановое техническое обследование отдельных участков стальных газопроводов должно проводиться:
— при обнаружении сквозных коррозионных повреждений;
— при суммарных перерывах в работе электрозащитных установок (если защита газопровода не была обеспечена другими средствами ЭХЗ) в течение календарного года более одного месяца – в зонах опасного действия блуждающих токов, более шести месяцев – в остальных случаях.
Плановое техническое обследование стальных газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно производиться не реже одного раза в три года, через несудоходные водные преграды — не реже одного раза в пять лет.
Периодичность проведения технического обследования газопроводов, проложенных методом наклонно-направленного бурения, должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно. Техническое обследование газопроводов на участках подводных переходов через судоходные водные преграды должно выполняться специализированными организациями.
При проведении технического обследования должны определяться:
— глубина, рельеф дна водоема в месте прокладки газопровода;
— оголенные и провисающие участки газопровода;
— соответствие фактического положения газопровода проектной документации;
— состояние балластировки газопровода;
— наличие посторонних предметов на дне водной преграды в месте прокладки газопровода.
Результаты технического обследования газопроводов должны оформляться актами по форме, приведенной в приложении Р.
Выявленные утечки газа устраняются в аварийном порядке.
При выявлении повреждений изоляционных покрытий газопроводов должно осуществляться планирование проведения работ по их устранению.
Оценка технического состояния стальных и полиэтиленовых газопроводов должна производиться в соответствии с методикой, утвержденной в установленном порядке и содержать оценку технического состояния с расчетом величины риска и принятием решения о его допустимости.
Периодичность проведения оценки технического состояния газопроводов должна устанавливаться эксплуатационной организацией самостоятельно, но не реже одного раза в пять лет – для стальных подземных газопроводов, не реже одного раза в 10 лет – для полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов. Первая плановая оценка технического состояния стальных подземных газопроводов должна проводиться через 30 лет, полиэтиленовых и стальных надземных газопроводов – через 40 лет после ввода их в эксплуатацию.
Результаты проведения оценки технического состояния газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ, и использоваться для определения приоритетов при назначении газопровода на капитальный ремонт или реконструкцию, а также для определения необходимости проведения технического диагностирования подземных газопроводов с целью установления предельного срока эксплуатации (перехода объекта в предельное состояние). Решение о проведении работ по диагностированию принимается владельцем сети газораспределения. По истечении установленного по результатам технического диагностирования предельного срока, эксплуатация объекта должна быть прекращена.
Техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться в соответствии с методикой, утвержденной уполномоченным федеральным органом исполнительной власти в области промышленной безопасности. При проведении технического диагностирования могут быть использованы данные технического обследования газопровода, проведенного не позднее, чем год назад.
Плановое техническое диагностирование подземных газопроводов должно проводиться:
— по результатам проведения оценки технического состояния газопроводов;
— по достижению срока эксплуатации, установленного в проектной документации, эксплуатационной документации изготовителя технических устройств.
Внеплановое техническое диагностирование газопроводов должно проводиться в следующих случаях:
— при изменении категории газопроводов по давлению газа (при переводе на более высокое давление);
— после аварий, не связанных с механическими разрушениями газопроводов;
— после воздействия на газопроводы деформаций грунта (просадок, оползневых явлений, размывов);
— после землетрясения силой свыше 6 баллов;
— по решению владельца сети газораспределения.
Результаты проведения технического диагностирования газопроводов должны оформляться документацией по формам, установленным методикой проведения работ.
Результаты проверки охранных зон и технического осмотра газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационных журналах газопроводов по форме, приведенной в приложении И.
Результаты технического обследования, оценки технического состояния и технического диагностирования газопроводов должны оформляться записями в эксплуатационном паспорте газопровода по форме, приведенной в приложении Г.
При выявлении в процессе мониторинга технического состояния газопроводов утечек газа, дефектов, неисправностей и других нарушений условий безопасной эксплуатации газопроводов, должны быть приняты меры по их устранению.
Утечки газа из труб и неразъемных соединений газопроводов должны устраняться в аварийном порядке.
Источник: studopedia.ru
Контроль физическими методами
Контролю физическими методами подлежат стыки законченных сваркой участков стальных трубопроводов в соответствии с таблицами ниже.
Контроль стальных трубопроводов
Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных сварщиком
1. Наружные и внутренние газопроводы природного газа и СУГ диаметром менее 50 мм всех давлений, надземные и внутренние природного газа и СУГ диаметром 50 мм и более давлением 0,005 МПа
Не подлежат контролю
2. Газопроводы ГРП и ГРУ диаметром более 50 мм
3. Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений (за исключением указанных в поз. 1)
4. Надземные и внутренние газопроводы природного газа давлением свыше 0,005 до 1,2 МПа
5, но не менее одного стыка
5. Подземные газопроводы природного газа давлением:
до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 12)
свыше 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 11 и 13)
свыше 0,3 до 1,2 МПа (за исключением указанных в поз. 13)
10, но не менее одного стыка
50, но не менее одного стыка
6. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые под проезжей частью улиц с капитальными типами дорожных покрытий (цементобетонные, монолитные, железобетонные сборные, асфальтобетонные), а также на переходах через водные преграды во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения)
7. Подземные газопроводы всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений)
8. Надземные газопроводы всех давлений на участках переходов через автомобильные I—III категорий и железные дороги по мостам и путепроводам, а также в пределах переходов через естественные преграды
9. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на карстовых и подрабатываемых территориях и в других особых фунтовых условиях
10. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети)
1. Для проверки следует отбирать сварные стыки, имеющие худший внешний вид.
2. Нормы контроля не распространяются на угловые соединения труб газопроводов диаметром до 500 мм и швы приварки к газопроводу фланцев и плоских заглушек.
3. Сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях ЦЗЗ (центральный заготовительный завод), ЦЗМ (центральные заготовительные мастерские), неповоротные и монтажные (сваренные после производства испытаний) стыки подземных стальных газопроводов всех давлений подлежат 100%-му контролю радиографическим методом.
Контроль полиэтиленовых газопроводов
Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных на объекте
с высокой степенью автоматизации
со средней степенью автоматизации
1. Подземные газопроводы давлением:
до 0,005 МПа (за исключением указанных в поз. 2)
свыше 0,005 до 0,3 МПа (за исключением указанных в поз. 3)
3, но не менее одного стыка
12, но не менее одного стыка
6, но не менее одного стыка
25, но не менее одного стыка
2. Подземные газопроводы давлением до 0,005 МПа, прокладываемые в пучинистых (кроме слабопучи- нистых), просадочных II типа, набухающих, многолетнемерзлых фунтах и других особых грунтовых условиях
6, но не менее одного стыка
12, но не менее одного стыка
3. Подземные газопроводы природного газа давлением свыше 0,005 до0,6 МПа, прокладываемые вне поселений за пределами черты перспективной застройки
5, но не менее одного стыка
10, но не менее одного стыка
4. Во всех остальных случаях прокладки подземных газопроводов, предусмотренных в табл. 17.1
25, но не менее одного стыка
50, но не менее одного стыка
1. При протяжке полиэтиленовых газопроводов внутри стальных производится 100%-й контроль сварных стыковых соединений.
2. Стыки, сваренные с помощью сварочной техники с ручным управлением, проверяются по нормам для стальных газопроводов.
Контроль стыков стальных трубопроводов производят радиографическим методом по ГОСТ 7512 и ультразвуковым — по ГОСТ 14782. Стыки полиэтиленовых трубопроводов проверяют ультразвуковым методом по ГОСТ 14782.
Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведения выборочной поверки не менее 10% стыков радиографическим методом. При получении неудовлетворительных результатов радиографического контроля хотя бы на одном стыке объем контроля следует увеличить до 50% общего числа стыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом, должны быть подвергнуты радиографическому контролю. При неудовлетворительных результатах контроля ультразвуковым методом стыковых соединений стальных и полиэтиленовых трубопроводов необходимо провести проверку удвоенного числа стыков на участках, которые к моменту обнаружения брака не были приняты по результатам этого вида контроля. Если при повторной проверке хотя бы один из проверяемых стыков окажется неудовлетворительного качества, то все стыки, сваренные данным сварщиком на объекте, должны быть проверены ультразвуковым методом контроля.
Исправление дефектов шва стыков стальных трубопроводов, выполненных газовой сваркой, запрещается. Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой, допускается производить путем удаления дефектной части и заварки ее заною с последующей проверкой всего сварного стыка радиографическим методом. Превышение высоты усиления сварного шва относительно размеров, установленных ГОСТ 16037, разрешается устранять механической обработкой. Подрезы следует исправлять наплавкой ниточных валиков высотой не более 2—3 мм, при этом высота ниточного валика не должна превышать высоту шва.
Исправление дефектов подчеканкой и повторный ремонт стыков запрещаются.
Дефектные стыковые соединения полиэтиленовых труб исправлению не подлежат и должны быть удалены.
Источник: ros-pipe.ru
«СВОД ПРАВИЛ. ГАЗОРАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ СИСТЕМЫ СНиП 42-01-2002. СП 62.13330.2011» (утв. Приказом Минрегиона РФ от 27.12.2010 N 780)
10.4.1. Контролю физическими методами подлежат стыки законченных строительством участков газопроводов, выполненных электродуговой и газовой сваркой (газопроводы из стальных труб), а также сваркой нагретым инструментом встык (газопроводы из полиэтиленовых труб), в соответствии с таблицей 14. Допускается уменьшать количество контролируемых стыков полиэтиленовых газопроводов, сваренных с использованием сварочной техники средней степени автоматизации, на 60%, высокой степени автоматизации — на 80%.
| Газопроводы | Число стыков, подлежащих контролю, % общего числа стыков, сваренных каждым сварщиком на объекте |
| 1. Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений с условным проходом менее 50 | Не подлежат контролю |
| 2. Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений с условным проходом более 50 | 25, но не менее одного стыка |
| 3. Газопроводы ГРП и ГРУ | 100 |
| 4. Наружные и внутренние газопроводы СУГ всех давлений (за исключением указанных в строке 1) | 100 |
| 5. Надземные и внутренние газопроводы природного газа всех давлений (кроме строки 9) | 5, но не менее одного стыка |
| 6. Подземные газопроводы природного газа давлением: | |
| до 0,005 МПа включ. | 10, но не менее одного стыка |
| св. 0,005 до 0,3 МПа включ. | 50, но не менее одного стыка |
| св. 0,3 | 100 |
| 7. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые под магистральными дорогами и улицами с капитальными типами дорожных одежд, а также на переходах через водные преграды, во всех случаях прокладки газопроводов в футляре (в пределах перехода и по одному стыку в обе стороны от пересекаемого сооружения) | 100 |
| 8. Подземные газопроводы всех давлений при пересечении с коммуникационными коллекторами, каналами, тоннелями (в пределах пересечений и по одному стыку в обе стороны от наружных стенок пересекаемых сооружений) | 100 |
| 9. Надземные газопроводы всех давлений на участках переходов через автомобильные категорий I — III, магистральные дороги и улицы и железные дороги и естественные преграды, а также по мостам и путепроводам | 100 |
| 10. Подземные газопроводы всех давлений (кроме газопроводов давлением до 0,005 МПа), прокладываемые в районах с сейсмичностью свыше 7 баллов, на карстовых и подрабатываемых территориях и в других районах с особыми природными условиями | 100 |
| 11. Подземные газопроводы всех давлений, прокладываемые на расстоянии по горизонтали в свету менее 3 м от коммуникационных коллекторов и каналов (в том числе каналов тепловой сети) | 100 |
| 12. Участки подземных газопроводов — вводов на расстоянии от фундаментов зданий менее, м: | 100 |
| 2 — для газопроводов давлением до 0,005 МПа включ.; | |
| 4 — » » » св. 0,005 до 0,3 МПа «; | |
| 7 — » » » » 0,3 » 0,6 МПа «; | |
| 10 — » » » » 0,6 | |
| 13. Подземные газопроводы природного газа давлением до 0,005 МПа включ., прокладываемые в особых природных условиях | 25, но не менее одного стыка |
| 14. Подземные газопроводы природного газа давлением св. 0,005, прокладываемые вне поселений за пределами черты их перспективной застройки | 20, но не менее одного стыка |
| Примечания. 1. Для проверки следует отбирать сварные стыки, имеющие худший внешний вид. | |
| 2. Процент контроля сварных соединений газопроводов следует устанавливать с учетом реальных условий прокладки. | |
| 3. Соединения труб газопроводов, швы приварки к газопроводам фланцев и плоских заглушек, сварные стыки соединительных деталей стальных газопроводов, изготовленные в условиях ЦЗЗ, ЦЗМ, неповоротные и сваренные после производства испытаний монтажные стыки стальных газопроводов подлежат 100%-ному контролю физическими методами. | |
| 4. Процент контроля сварных соединений труб, прокладываемых в стесненных условиях, должен устанавливаться с учетом требований 5.1.1. | |
Обязательному контролю физическими методами не подлежат стыки полиэтиленовых газопроводов, выполненные на сварочной технике высокой степени автоматизации, аттестованной и допущенной к применению в установленном порядке.
Сварка полиэтиленовых газопроводов соединительными деталями с ЗН должна выполняться аппаратами, осуществляющими регистрацию результатов сварки с их последующей выдачей в виде распечатанного протокола.
Контроль стыков стальных газопроводов проводят радиографическим — по ГОСТ 7512 и ультразвуковым — по ГОСТ 14782 методами. Стыки полиэтиленовых газопроводов проверяют ультразвуковым методом по ГОСТ 14782.
Контроль соединений многослойных полимерных и медных газопроводов проводят внешним осмотром и обмыливанием при испытании газопровода.
10.4.2. Ультразвуковой метод контроля сварных стыков стальных газопроводов применяется при условии проведения выборочной проверки не менее 10% стыков радиографическим методом. При получении неудовлетворительных результатов радиографического контроля хотя бы на одном стыке объем контроля следует увеличить до 50% общего числа стыков. В случае повторного выявления дефектных стыков все стыки, сваренные конкретным сварщиком на объекте в течение календарного месяца и проверенные ультразвуковым методом, должны быть подвергнуты радиографическому контролю.
10.4.3. При неудовлетворительных результатах контроля ультразвуковым методом стыковых соединений стальных и полиэтиленовых газопроводов проводят проверку удвоенного числа стыков на участках, которые к моменту обнаружения брака не были приняты по результатам этого вида контроля. Если при повторной проверке качество хотя бы одного из проверяемых стыков окажется неудовлетворительным, то все стыки, сваренные данным сварщиком на объекте, должны быть проверены ультразвуковым методом.
10.4.4. Исправление дефектов шва стыков стальных газопроводов, выполненных газовой сваркой, не допускается. Исправление дефектов шва, выполненного дуговой сваркой, допускается проводить удалением дефектной части и заварки ее заново с последующей проверкой всего сварного стыка радиографическим методом.
Превышение высоты усиления сварного шва относительно размеров, установленных ГОСТ 16037, разрешается устранять механической обработкой. Подрезы следует исправлять наплавкой ниточных валиков высотой не более 2 — 3 мм, при этом высота ниточного валика не должна превышать высоту шва. Исправление дефектов подчеканкой и повторный ремонт стыков не допускается.
Дефектные стыковые соединения полиэтиленовых газопроводов исправлению не подлежат и должны быть удалены.
10.4.5. По степени автоматизации сварочные аппараты для стыкового соединения полиэтиленовых труб и деталей подразделяют на:
а) аппараты с высокой степенью автоматизации — сварочные аппараты (машины), имеющие компьютерную программу основных параметров сварки, компьютерный контроль их соблюдения в ходе технологического процесса, компьютерное управление процессом сварки и последовательностью этапов технологического процесса в заданном программой режиме (в том числе автоматическое удаление нагревательного инструмента), регистрацию результатов сварки и последующую выдачу информации в виде распечатанного протокола на каждый стык по окончании процесса сварки;
б) аппараты со средней степенью автоматизации — сварочные машины, имеющие частично компьютеризированную программу основных параметров сварки, полный компьютеризированный контроль соблюдения режима сварки в течение всего цикла, а также осуществляющие регистрацию результатов сварки и их последующую выдачу в виде распечатанного протокола;
в) аппараты с ручным управлением — машины с ручным управление процессом сварки при визуальном или автоматическом контроле соблюдения режима сварки в течение всего цикла. Режимы сварки регистрируются в журнале производства работ или выпускаются в виде распечатанного протокола с регистрирующего устройства.
Источник: zakonbase.ru
СТО Газпром РД 1.10-098-2004 Методика проведения комплексного диагностирования трубопроводов и обвязок технологического оборудования газораспределительных станций магистральных газопроводов
ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 05 октября 2004 г. № 275 с 01 декабря 2004г.
ИЗДАН Обществом с ограниченной ответственностью «Информационно-рекламный центр газовой промышленности» (ООО «ИРЦ Газпром»)
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
2. ОПЕРАТИВНАЯ ДИАГНОСТИКА ГРС
3. КОМПЛЕКСНОЕ ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС МЕТОДАМИ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ
4. АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ ОБСЛЕДОВАНИЯ И ОЦЕНКА ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС
5. ЗАКЛЮЧЕНИЕ О ТЕХНИЧЕСКОМ СОСТОЯНИИ И ВОЗМОЖНОСТИ ПРОДЛЕНИЯ СРОКОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС
6. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ
ПРИЛОЖЕНИЕ А (ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ) ТИПОВАЯ ПРОГРАММА РАБОТ ПО ПРОВЕДЕНИЮ ОПЕРАТИВНОЙ ДИАГНОСТИКИ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС
ПРИЛОЖЕНИЕ Б (ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ) ТИПОВАЯ ПРОГРАММА ПРОВЕДЕНИЯ КОМПЛЕКСНОГО ДИАГНОСТИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС
ПРИЛОЖЕНИЕ В (ОБЯЗАТЕЛЬНОЕ) РЕКОМЕНДУЕМАЯ ФОРМА ОТЧЕТА ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ОБСЛЕДОВАНИЯ ГРС
Приложение Г (обязательное)
ВВЕДЕНИЕ
С 21 июля 1997 г. на территории России действует Федеральный Закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов». Законом определены основные требования безопасной эксплуатации промышленных объектов с опасными условиями производства. К объектам такого рода относятся газораспределительные станции (далее — ГРС). Задача обеспечения промышленной безопасности ГРС может быть решена путем своевременного проведения технического обслуживания и диагностирования ГРС.
Безопасность эксплуатации ГРС определяется, главным образом, техническим состоянием технологических подземных 1 и надземных трубопроводов, обвязок оборудования ГРС с запорной арматурой (далее ТПО), сосудов, работающих под давлением (пылеуловителей, фильтров очистки газа, одоризационных бачков, подземных емкостей хранения одоранта и сбора конденсата). Вследствие многообразия условий нагружения и эксплуатации ТПО и оборудования ГРС безопасность ГРС может быть обеспечена только в результате проведения диагностирования и анализа результатов контроля с выдачей Заключения о техническом состоянии.
1 Поземные трубопроводы от территории промплощадки до охранных кранов относятся к ТПО ГРС
Техническое диагностирование ТПО ГРС подразделяется на комплексные обследования и технические инспекции. В комплексное обследование ГРС входят оперативная диагностика и обследование трубопроводов ГРС с использованием методов и средств неразрушающего контроля: ультразвуковая дефектоскопия, ультразвуковая толщинометрия, вибрационный контроль, визуальный и измерительный контроль, твердометрия, магнитная структуроскопия, а также контроль состояния и электрических параметров установок катодной защиты и проведение электрометрических измерений для выявления мест повреждения изоляции подземной части трубопроводов.
Дополнительно могут применяться магнитные, капиллярные, радиографические и другие методы, позволяющие подтвердить наличие различных дефектов.
Настоящая методика устанавливает методы контроля, объем, порядок и требования к проведению технического диагностирования, обработке и оформлению результатов контроля.
Методика распространяется на технологические подземные и надземные трубопроводы, обвязки оборудования ГРС и не охватывает сосуды, работающие под давлением (СВД). Техническое освидетельствование и диагностирование СВД, работающих в составе ГРС, независимо от места их регистрации (в ЛПУ или органах Госгортехнадзора) выполняют организации, имеющие лицензию на проведение данного вида работ, по специальным методикам с оформлением по результатам обследования отдельных отчетов и заключений.
При разработке Методики были учтены замечания газотранспортных предприятий ОАО «Газпром» и использованы материалы «Методики технического диагностирования трубопроводов обвязок оборудования ГРС», разработанной СЛ «Трубнадзор», стандарта предприятия «Диагностика технического состояния газопроводов. Методика обследования технологических трубопроводов и сосудов, работающих под давлением», разработанного филиалом ООО «ВНИИГАЗ» «СеверНИПИгаз», «Инструкции по диагностированию технологических трубопроводов ГРС, определения технического состояния и сроков последующего освидетельствования на предприятии ООО «Баштрансгаз», разработанной ООО НПК «Диаконт».
Настоящая Методика разработана ДОАО «Оргэнергогаз» (к.т.н. В.А. Усошин), ООО Уралтрансгаз» (Д.Д. Гайдт), ЗАО НПЦ «Молния» (д.т.н. В.В. Коннов), СЛ «Трубнадзор» (к.т.н.
Ф.Е. Сметанин), ООО «ВНИИГАЗ — СеверНИПИгаз» (к.т.н. Ю.В. Платовский), ООО НПК «Диаконт» (Д.Ю. Валекжанин) и редакционной коллегией в составе:
ООО «Газпром» к.т.н. В.В. Салюков, А.Н. Колотовский, к.т.н. М.Ю. Митрохин, В.И.
Степанов), ДОАО «Оргэнергогаз» (к.т.н. И.Ф. Егоров, Н.Г. Петров, В.М. Клищевская, Ю.И. Есин, Н.И.
Цыбулько — ответственный исполнитель), ООО «Уралтрансгаз» (П.М. Созонов, В.И. Мельник, Ю.Е. Кирпичев, В.М. Горбунов), СЛ Трубнадзор (к.т.н. Н.Л. Зайцев, В.В. Кудрявцев, В.К. Костицын, К.В.
Постаутов, П.Ф. Сметанин), ЗАО НПЦ «Молния» (В.В. Коннов, А.Б. Упадышев, В.Г. Шепотинник), ООО «ВНИИГАЗ-СеверНИПИгаз» (Ю.А. Теплинский, А.С.
Кузьбожев), ООО «Газнадзор» (В.В. Кузнецов, В.А. Евсегнеев, Э.А. Хацкевич), Уральское Управление ГГТН РФ по магистральным трубопроводам (А.Д. Пятов).
ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Виды технического состояния — исправное, работоспособное, неисправное, неработоспособное и т. п.
Вмятина — дефект поверхности, представляющий собой локальное пологое углубление без нарушения сплошности металла элемента трубопровода, который образовался от удара. Вмятина может деформировать стенку с прогибом вовнутрь с утонением или без утонения ее.
Воронка напряжений — разность потенциалов между электродом сравнения, перемещаемым параллельно трубопроводу на определенном расстоянии от него, и электродом сравнения, установленным над трубопроводом.
Дефект — каждое отдельное несоответствие объекта контроля установленным требованиям.
Защитный потенциал — напряжение, измеренное во внешней цепи между трубопроводом, находящемся в грунте, и электродом сравнения при включенной катодной защите.
Коррозионное растрескивание — коррозия металла при одновременном воздействии коррозионной среды и механических напряжений от воздействия внешних или внутренних сил с образованием транскристаллитных или межкристаллитных трещин.
Контроль технического состояния — проверка соответствия значений параметров объекта требованиям технической документации и определения на этой основе одного из заданных видов технического состояния в данный момент времени.
Коррозия металлов — разрушение металлов вследствии химического или электрохимического взаимодействия их с коррозионной средой.
Коррозионная язва — местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины.
Критерии отказа — совокупность признаков, характеризующих неработоспособное состояние оборудования.
Критерии предельного состояния — совокупность признаков, при которых использование по назначению должно быть прекращено в связи с возможным возникновением отказа (аварии).
Местная коррозия — коррозия, охватывающая отдельные участки поверхности металла.
Наработка — интервал времени, в течение которого объект находится в состоянии нормального функционирования.
Неравномерная коррозия — сплошная коррозия, протекающая с неодинаковой скоростью по всей поверхности металла.
Коррозия пятнами — местная коррозия металла в виде отдельных пятен.
Остаточный ресурс — суммарная наработка объекта от момента контроля его технического состояния до перехода в предельное состояние.
Отказ изделия — нарушение его работоспособного состояния.
Переходное сопротивление анодного заземления — сопротивление растеканию тока через контур анодного заземления.
Поляризационный потенциал — это часть защитного потенциала за вычетом омической составляющей напряжения, т.е. падения напряжения, обусловленного протеканием тока через защитное покрытие и слой грунта, между металлической поверхностью трубы и электродом сравнения.
Потенциально опасные участки — участки ТПО ГРС, находящиеся под воздействием основных неблагоприятных факторов, снижающих работоспособность трубопроводов.
Предельное состояние — состояние объекта, при котором либо его дальнейшая эксплуатация, либо восстановление работоспособного состояния невозможны или нецелесообразны.
Прогнозирование технического состояния — определение технического состояния объекта с заданной вероятностью на прогнозируемый интервал времени.
Равномерная коррозия — сплошная коррозия, протекающая с одинаковой скоростью по всей поверхности металла.
Ресурс — суммарная наработка объекта от начала его эксплуатации или ее возобновления после ремонта до перехода в предельное состояние.
Сплошная коррозия — коррозия, охватывающая всю поверхность.
Техническая диагностика — область знаний, охватывающая теорию, методы, средства и технологии определения технического состояния.
Техническое диагностирование — определение технического состояния объекта.
Техническое состояние — состояние объекта в заданный момент времени.
Точечная коррозия (питтинг) — местная коррозия металла в виде отдельных точечных поражений.
1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. В соответствии с настоящей «Методикой. » объектами диагностирования являются ТПО ГРС:
— отработавшие 5 лет после ввода в эксплуатацию;
— выработавшие установленный изготовителем ресурс эксплуатации (в годах или циклах нагружения);
— эксплуатирующиеся более 20 лет независимо от условий эксплуатации, назначения и конструктивного исполнения;
— при проведении очередного (планового) обследования;
— после аварий и последующего проведения ремонтно-восстановительных работ;
— обследуемые согласно письмам и указаниям Госгортехнадзора РФ;
— по распоряжению главного инженера газотранспортного предприятия, основанного на мероприятиях, разработанных комиссиями ОАО «Газпром».
1.2. Задачами диагностирования ТПО ГРС являются:
— проведение обследования технического состояния трубопроводов и обвязок технологического оборудования методами неразрушающего контроля;
— выявление и определение причин возникновения дефектов, оценка их влияния на работоспособность трубопроводов;
— анализ результатов диагностирования и оценка технического состояния;
— выдача рекомендаций по результатам диагностирования видов и объемов ремонта трубопроводов, обвязок оборудования ГРС.
1.3. «Методика. » позволяет:
— определить потенциально опасные участки ТПО ГРС;
— установить основные факторы, влияющие на работоспособность ГРС;
— определить сроки очередного обследования ГРС.
1.4. Потенциально опасные участки ТПО ГРС:
— участки трубопроводов с недопустимо большими стрелами прогиба;
— стыки приварки заглушек к трубам;
— стыки, подвергавшиеся ранее ремонту;
— стыки, расположенные в зонах коррозионного и эрозионного износа;
— стыки, выполненные с отклонениями от требований нормативной документации (НД) (неудовлетворительным формированием шва, изломом осей соединяемых элементов, недопустимым смещением кромок, овальностью, в том числе исправленной путем подбивки кромок);
— участки стыков в зонах пересечения продольных и кольцевых швов;
— стыки, расположенные в местах промокания тепло- и звукоизоляции.
— тройники, тройниковые соединения;
— краны и другая запорная арматура.
1.5. Факторы, оказывающие основное влияние на работоспособность трубопроводов ГРС:
— динамические напряжения, обусловленные повышенной вибрацией трубопроводов, способствующие образованию усталостных трещин (характерны для участков трубопроводов на линиях редуцирования газа, установки дроссельных шайб, обводной линии, линии дополнительного потребления газа, где регулирование давления и расхода производится не регуляторами давления, а задвижками и кранами);
— дополнительные статические напряжения, возникающие вследствие просадки (выпучивания) опор и подземных коллекторов, обусловленных подвижками грунтов, утонения стенки в результате коррозионно-эрозионного износа, неравномерных тепловых деформаций в присоединенных трубопроводах, нарушении условий закрепления на опорах;
— повышенная концентрация напряжений в сварных швах, обусловленная наличием в них технологических дефектов типа пор, непроваров, подрезов и т.д.;
— недопустимые, согласно нормативным документам и требованиям настоящей «Методики. », дефекты в основном металле и сварных соединениях;
— водородное и коррозионное растрескивание;
— изменение геометрических размеров труб (овальность, вмятины);
— изменение значений физико-механических характеристик металла труб и сварных соединений в процессе длительной эксплуатации;
— несоответствие толщины стенки и физико-механических характеристик металла труб проектно-строительной и нормативной документации;
— неудовлетворительное качество катодной защиты;
— повреждение изоляции на трубах.
Эрозионный износ в наибольшей степени проявляется на отводах.
Коррозия и коррозионное растрескивание характерны для подземной части трубопроводов, переходов «земля — воздух» и надземных участков ТПО с тепловой и противошумной изоляцией из гигроскопичных материалов. При этом решающее значение на протекание коррозионных процессов и работоспособность подземных трубопроводов оказывают срок эксплуатации, неудовлетворительное качество катодной защиты, нарушения сплошности антикоррозионного покрытия, повреждения защитных кожухов и изоляции, попадание влаги под изоляцию.
1.6. Срок очередного обследования определяют (назначают) исходя из технического состояния ТПО ГРС на момент выдачи заключения. В связи с этим, оценку технического состояния трубопроводов ГРС в настоящей «Методике . » проводят по параметрам технического состояния, обеспечивающим их надежную и безопасную эксплуатацию согласно нормативно-технической документации и (или) проектной документации.
1.7. Элементы ТПО считаются исправными и пригодными к дальнейшей эксплуатации в составе ГРС, если по результатам технического диагностирования подтверждается соответствие состояния основного металла и сварных соединений нормативным требованиям, а коррозионный и эрозионный износ, изменение геометрических размеров элементов трубопровода обеспечивают нормативные запасы прочности.
1.8. При положительных результатах технического диагностирования трубопроводы и обвязки оборудования могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации в составе ГРС. Допускаемый срок продления эксплуатации (не более 5 лет) устанавливает организация, выполняющая техническое диагностирование.
2. ОПЕРАТИВНАЯ ДИАГНОСТИКА ГРС
2.1. В результате сбора сведений об ГРС получают предварительные данные о технологических параметрах ГРС, условиях воздействия на трубопроводы окружающей среды, состоянии средств электрохимической защиты (ЭХЗ), схемах прокладки подземных трубопроводов, выбирают методы контроля, уточняют объемы диагностирования. Оперативную диагностику проводят в соответствии с «Типовой программой по проведению оперативного диагностирования ТПО ГРС» (Приложение А).
2.2. При сборе сведений необходимо провести работу:
— по изучению паспорта и технической документации;
— получению информации (замечаний) о работе ГРС от операторов;
— регистрации параметров технологического процесса (давление на входе и выходе ГРС, количество прокачиваемого газа и др.);
— осмотру внешнего вида надземных трубопроводов (состояние изоляции, покраски, фланцев, запорной арматуры, опор);
— выявлению просадок (выпучиваний) подземных коллекторов;
— выявлению повышенных вибраций для участков трубопроводов на линиях редуцирования газа, установки дроссельных шайб, обводной линии, линии дополнительного потребления газа, где регулирование давления и расхода производится не регуляторами давления, а задвижками и кранами;
— осмотру состояния опор надземных трубопроводов (наличие трещин, наличие контакта с трубопроводом и т. д.);
— сбору и изучению схем подземных коммуникаций.
Работа по изучению технической документации включает изучение:
— технологической схемы ГРС;
— конструкторско-технологической документации (паспортные данные, технологические регламенты, замечания по ним органов надзора, места расположения и размеры сварных швов, марки сталей, проектные значения напряжений и коэффициентов запаса прочности);
— исполнительной схемы сварных стыков;
— информации об условиях работы трубопроводов с начала эксплуатации ГРС (наработка, режимы эксплуатации, количество плановых, вынужденных и аварийных пусков и остановок, соответствие фактических значений давления, расхода газа паспортным данным);
— актов расследования аварий на обследуемой или однотипной ГРС (место возникновения, причины, характер разрушений, результаты исследования физико-механических характеристик металла на образцах, вырезанных из очага разрушения).
2.3. По результатам оперативной диагностики составляют:
— перечень просмотренной документации;
— сведения о наличии (отсутствии) необходимых документов;
— план схему ТПО ГРС с указанием элементов.
3. КОМПЛЕКСНОЕ ДИАГНОСТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ И ОБВЯЗОК ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ ГРС МЕТОДАМИ НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ
3.1. В результате проведения обследования ТПО ГРС получают информацию о фактических значениях основных влияющих факторов на техническое состояние ТПО ГРС, о состоянии изоляционного покрытия, о наличии повреждений и дефектов, выясняют причины возникновения и развития дефектов (если таковые имеются).
3.2. Обследование проводят по «Типовой программе работ по комплексному диагностическому обследованию технического состояния ТПО ГРС» (см. Приложение Б).
3.3. При проведении обследования ТПО ГРС используют следующие виды контроля:
— визуальный и измерительный контроль [ 26];
— ультразвуковую толщинометрию [ 31, 32, 84];
— ультразвуковую дефектоскопию [ 33 — 36, 88];
— твердометрию [ 54 — 61];
— магнитную структуроскопию [ 82];
— вибродиагностический контроль [ 10, 24 — 25];
— контроль деформации труб надземной части обвязки [ 22 — 23, 85 — 86];
— контроль состояния и выявление мест повреждения изоляции подземных трубопроводов путем проведения электрометрических измерений в соответствии с [ 16 — 20, 74, 79] на территории и за территорией промплощадки ГРС до охранного крана.
Дополнительно при необходимости могут применяться:
— радиографический контроль [ 37, 38, 88];
— капиллярная дефектоскопия [ 41 — 42, 45 — 47];
— ферромагнитный контроль [ 43, 90];
— метод магнитной памяти металлов [ 87];
— метод акустической эмиссии [ 39 — 40, 89];
— другие методы, позволяющие уточнить тип дефекта и его геометрические размеры.
3.4. Неразрушающий контроль проводят с целью обнаружения поверхностных и внутренних дефектов в элементах надземных и подземных трубопроводов.
Ультразвуковой контроль (УЗК) является основным дефектоскопическим методом контроля. Радиографический контроль применяют при необходимости для расшифровки результатов, полученных при ультразвуковом контроле в случае их неоднозначного толкования.
3.4.1. Визуальный и измерительный контроль 100 % трубопроводов, соединительных деталей, запорной арматуры и опор ТПО проводят с целью выявления несоответствия элементов ТПО требованиям нормативных документов, обнаружения видимых дефектов, возникших в процессе эксплуатации, проведении строительно-монтажных и ремонтных работ, утечек газа, также сбора сведений, позволяющих повысить достоверность и информативность результатов диагностирования ТПО ГРС.
3.4.1.1. На элементах ТПО и запорной арматуре выявляют наличие поверхностных трещин, коррозионных повреждений, отступлений от размеров и формы швов, механических повреждений, подбоев, вмятин, гофр (волнистости), овальности и других изменений геометрии.
3.4.1.2. При осмотре опор ТПО ГРС фиксируют трещины и разрушения опорных конструкций, наличие контакта между опорой и трубопроводом, перекос опорных поверхностей, смещение оси трубопровода относительно центра опоры, наличие и качество вставок, используемых для устранения зазоров.
3.4.1.3. Визуальный контроль состояния наружной поверхности трубопроводов проводят после снятия изоляции с надземных (при ее наличии) и подземных (в шурфах) трубопроводов ГРС. Особое внимание уделяют потенциально опасным участкам и швам приварки сложно нагруженных элементов ТПО ГРС.
При проведении визуального и измерительного контроля (ВИК) используют следующие инструменты: лупа ЛИ-3-10х, лупа ЛТ-1-4х, шаблон сварщика универсальный, глубиномер ГОСТ 7661-67, штангенциркуль (0 — 125 мм), (0 — 250 мм), рулетка металлическая (500 — 1000 мм). После проведения ВИК заполняется соответствующий формуляр.
3.4.1.4. Контроль геометрических размеров и формы основных элементов трубопроводов проводят с целью получения информации об их изменении по отношению к первоначальным (проектным) геометрическим размерам и форме, при этом контролируют:
— овальность цилиндрических элементов путем измерения максимального ( D max ) и минимального ( D min ) наружного диаметров в двух взаимно перпендикулярных направлениях контрольного сечения, а величину овальности в процентах (а) рассчитывают по формуле
— общую кривизну участка трубопровода определяют по результатам геодезической съемки или с помощью призм и лески, а местную — путем измерения зазора между поверхностью трубы и приложенной в этом месте линейкой;
В случае обнаружения вмятин в стенках элементов трубопровода измеряют максимальные размеры вмятины (или выпучины) по поверхности элемента в двух (продольном и поперечном) взаимно перпендикулярных направлениях ( с) и ( d ), максимальную ее глубину (прогиб f ), при этом глубину вмятины (выпучины) отсчитывают от образующей (или направляющей) недеформированной части элемента и по выполненным измерениям определяют относительный прогиб в процентах
Допустимые значения овальности и относительных прогибов приведены в таб. 3.
3.4.2. Ультразвуковая толщинометрия
Целью проведения ультразвуковой толщинометрии является определение фактической толщины стенки элементов ТПО.
3.4.2.1. Измерение толщины стенок элементов ТПО проводят в околошовных зонах (зонах зачистки) 100%, на отводах 100% в соответствии с картой измерения толщины (формуляр 5а) и за ними на расстоянии 2-3Ø трубопровода (за сечением 2), в среднем сечении трубопровода между сварными соединениями, а также на нижней поверхности трубопроводов в точках максимального прогиба, где наиболее вероятно скопление водяного конденсата и эрозионное изменение толщины.
3.4.2.2. При обнаружении в отдельной точке измерения значительного отклонения фактической толщины от расчетной производят сканирование вокруг этой точки с целью определения конфигурации и размеров зоны уменьшенной толщины.
Положение этой зоны фиксируется с помощью краски для последующего контроля толщины в процессе эксплуатации.
3.4.2.3. В случае обнаружения расслоения (не точечного характера) определяют его границы и фиксируют на поверхности элемента трубопровода с помощью краски или мела.
3.4.2.4. При проведении измерений допускается использовать УЗ толщиномер любого типа, обеспечивающий погрешность измерения толщины не хуже 0,1 мм в диапазоне толщин 2-30 мм и возможность измерения толщины при кривизне поверхности не более 20 мм.
Перед проведением измерений очистить поверхность площадью не менее величины площади рабочей поверхности преобразователя от различных загрязнений, рыхлой ржавчины, краски и нанести на место контроля достаточное количество акустической смазки.
3.4.2.5. Провести измерение толщины стенки объекта контроля, установив преобразователь в соответствующую зону измерения. Ось преобразователя должна быть перпендикулярна поверхности контроля или перпендикулярна касательной в точке контроля. В одной зоне измерения необходимо провести не менее трех замеров.
3.4.2.6. Измерение толщины стенок элементов ТПО проводят на всех элементах ТПО. Расчетная величина толщины стенки трубопровода определяется [ 50] по формуле
δ расч = npD н / 2 ( R 1 + np ), (1)
Расчетная величина толщины стенки отвода трубопровода определяется [ 32] по формуле
Допустимая величина толщины стенки отвода на выпуклой стороне определяется [ 32] по формуле
δ доп.отв = [ npD н / 2 ( R 1 + np )] χ (3)
Для отводов малых диаметров при рабочем давлении до 7,4 МПа допустимые толщины стенок приведены в [ 84].
Расчетная толщина основной трубы тройника δм определяется [ 50] по формуле
δ м = [ npD н / 2( R , + np )]ηв.т (4)
Расчетная толщина стенки ответвления тройника δо определяется [ 50] по формуле
Расчетная толщина стенки переходника определяется по формуле 2, по большему диаметру, так как для конических переходников с углом наклона образующей меньше 12° коэффициент несущей способности ηв = 1
При расчетах толщины стенок элементов ТПО ГРС следует принимать значения коэффициентов: п = 1,1; т = 0,6; κ 1 = 1,55; к н = 1,0; ηв = 1,15; χ = 0,9, ηв.т = 1,6.
п — коэффициент надежности по нагрузке (внутренне давление для газопровода);
Р — рабочее давление в МПа;
D н — наружный диаметр трубопровода (мм);
ηв — коэффициент несущей способности отвода;
χ — коэффициент несущей способности для выпуклой стороны отвода;
δ n — номинальная толщина стенки отвода;
∆δ — установленный нормативными документами минусовой допуск на выпуклой стороне отвода от номинальной толщины стенки;
R 1 — расчетное сопротивление материала, где
— нормативное сопротивление растяжению в МПа, принимаемое равным минимальному значению временного сопротивления материала σв;
т — коэффициент условия работы трубопровода;
— коэффициент надежности по материалу;
— коэффициент надежности трубопровода по назначению;
ηв.т — коэффициент несущей способности тройника зависит от типа тройника (без усиления, штампованные и штампосварные, с усилением), рекомендуемое Приложение [ 50];
R 1м — расчетное сопротивление материала основной трубы тройника;
R 1о — расчетное сопротивление материала ответвления тройника;
D o — диаметр трубы ответвления тройника;
D м — диаметр основной трубы тройника.
Результаты расчетов толщины стенки трубопроводов (катушек), отводов, тройников и переходов в зависимости от их диаметров, материалов, для давления 6,4 МПа, выполненных по формулам 1-5 [ 50, 32] с учетом [ 84] для отводов малого диаметра, приведены в таблице 1, где S — толщина стенки.
Источник: gosthelp.ru