ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "ГАЗПРОМ"

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

Дата введения 2000-10-01

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.).

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 (σв) 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)

Пояснения к таблице:

- одно и тоже условное обозначение (цифровая индексация) в различных ТУ на трубы присвоено нескольким маркам стали;

- одной и той же марке стали присвоены в различных ТУ на трубы различные условные обозначения (цифровая индексация). В этом случае в графе примечания приводится второй вариант условного обозначения.

Приложение 3

Типичные фактические содержания базовых химических элементов и типичный разброс прочностных показателей трубных сталей

Таблица 1

Типичный фактический химический состав углеродистых и низколегированных сталей (статистическая обработка сертификатных данных)

Примечание:

1) В числителе диапазон фактических значений содержания элементов, в знаменателе - среднестатистическое содержание элемента.

Таблица 2

Типичный фактический химический состав микролегированных мелкозернистых сталей повышенной прочности (статистическая обработка сертификатных данных)

Таблица 3

Типичные фактические разбросы значений предела прочности металла трубы (статистическая обработка сертификатных данных)

Приложение 4

Технические характеристики прибора для спектрального анализа и методика выполнения анализа

Определение химического состава стали должно выполняться в соответствии с ГОСТ 18895-97 «Метод фотоэлектрического спектрального анализа».

Метод измерения основан на возбуждении атомов элементов стали электрическим разрядом, разложении излучения в спектр, измерении аналитических сигналов, пропорциональных интенсивности или логарифму интенсивности спектральных линий, и последующем определении массовых долей элементов с помощью градуировочных характеристик.

Названным методом можно определять содержание в стали массовой доли следующих элементов, %:

Таблица № 1

Точность измерений и погрешность результатов анализа должны соответствовать требованиям ГОСТ 18895-97. 1)

С учетом специфики работы в трассовых условиях спектрометр должен работать в условиях повышенной влажности, запыленности, вибраций и интервале температур от -20° до +50°С.

Скорость проведения анализа (единичного измерения) должна составлять не более 2 мин.

Возможность проведения анализа образцов сложной формы.

Необходимым условием является наличие устройств, обеспечивающих сохранение результатов измерения на магнитном или бумажном носителе.

Подготовка пробы для анализа должна соответствовать ГОСТ 7565-81 с дополнением № 4. Место анализа зачищают шлифмашинкой кругами на оксидной основе - отрезным по ГОСТ 21963-82 или шлифовальным по ГОСТ 2424-83.

Исходя из изотропности химического состава проката и трубы (за исключением зоны сварного шва), что оговаривается нормативной документацией на прокат и трубы, место для проведения анализа выбирают на расстоянии не менее 150 мм от сварных швов в центральной части трубы.

Площадка для проведения анализа должна быть круглой или прямоугольной формы площадью не менее 2500 мм2. На ней не должно быть следов ржавчины, цветов побежалости и других загрязнений. При этом глубина выборки металла не должна выводить толщину стенки трубы за минусовые допуска.

Проводят не менее 2-х измерений и определяют среднее арифметическое значение содержания химических элементов в стали. С учетом того, что применяемые приборы спектрального анализа имеют сопряженную ЭВМ, все вычисления осуществляются в автоматическом режиме.

Контроль воспроизводимости результатов анализа выполняется путем определения химического состава стандартных образцов известного состава в начале и в конце проведения каждой серии измерений. 2)

Примечание:

1) Измерения должны производиться приборами, сертифицированными Госстандартом РФ, в частности прибором «Спектропорт» производства фирмы «Спектро» (Германия).

2) Серией измерений являются измерения, выполненные при одной калибровке прибора.

Идентификация марки стали производится путем сравнения:

- фактического химического состава основного металла трубы,

- фактического уровня прочности (по результатам твердометрии),

- замеров, осуществленных в результате ОИП,

- данных, содержащихся в маркировке и сертификатах

с марками стали, применяемыми при изготовлении труб для газовой и нефтяной промышленности, по соответствующим ГОСТ или ТУ и данными Приложений 3, 6, 12, 13.

Эквивалентный углерод металла [С]э определяется в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06-85* по формуле:

где C, Mn, Cr, Mo, V, Ti, Nb, Cu, Ni, B - содержание, % от массы, в составе металла трубной стали химических элементов.

Результаты измерений представляются в виде заверенного заключения с указанием номера лицензии, вида и номера прибора.

Приложение 5

Технические характеристики прибора для определения твердости и методика выполнения анализа

Определение фактического уровня прочности стали неразрушающими методами основано на определении твердости по Бринеллю (НВ) и соотнесении полученных результатов со значением предела прочности при разрыве (σв) согласно ГОСТ 22761-77.

Соотношение твердости (НВ) и предела прочности (σв) приведено в Приложении 6 к настоящей методике.

Измерение твердости в трассовых условиях должно осуществляться методами и приборами, обеспечивающими погрешность измерений не более -3%. 1)

К таким методам относятся:

1. Резонансно-импедансный, основанный на вдавливании в анализируемую поверхность алмазной призмы, колеблющейся с собственной частотой. При этом происходит изменение частоты колебаний призмы, которое пропорционально площади контакта призмы с анализируемой поверхностью. Так как площадь контакта является мерой твердости, то существует прямая связь между изменением частоты и твердостью анализируемого материала;

2. Динамический, основанный на замере разности скоростей падения и отскока индентора-ударника (как правило, стального шара диметром 3 - 6 мм, твердостью около 1600 HV) от анализируемой поверхности и последующего преобразования полученных динамических характеристик в нормативные единицы твердости.

Измерение твердости должно проводиться приборами, сертифицированными Госстандартом РФ (внесенными в государственный реестр средств измерений).2)

С учетом специфики работы в трассовых условиях и требований настоящей методики прибор для определения твердости должен работать в условиях повышенной влажности, вибраций и температур от -20° до +50°С.

Прибор должен иметь автономное питание, обеспечивающее работу в течение не менее 10 час.

Прибор должен иметь устройства, обеспечивающие сохранение результатов измерений на магнитном носителе, и вывод данных на ЭВМ или принтер.

Для определения погрешности и воспроизводимости результатов необходимо применять образцовые меры твердости МТБ (НВ).

Для определения твердости требуется обеспечить отсутствие на анализируемой поверхности следов изоляции, загрязнения, царапин и др. видимых дефектов. Шероховатость контролируемой поверхности Ra - не более 2,5. Такая степень чистоты достигается в трассовых условиях последовательной обработкой анализируемой поверхности драчёвым и личнёвым напильниками. При этом глубина выборки металла не должна выводить толщину стенки трубы за минусовые допуска.

Температура металла при проведении измерения должна составлять 0° - +40°С.

Для получения достоверных данных по твердости необходимо учитывать влияние на твердость таких технологических операций как сварка и экспандирование - поэтому места для определения твердости должны находиться на расстоянии не менее 150 мм от сварного шва и 300 мм от концов трубы.

Наиболее предпочтительным для проведения измерений является сектор в верхней части трубы - между 11 и 13 часами.

Для определения величины НВ необходимо пользоваться результатами не менее чем трех замеров твердости проводимых на расстоянии не менее 10 мм один от другого.

Примечание:

1) Метод статического измерения твердости - вдавливанием стального шара (и последующим замером под микроскопом площади отпечатка), переносным твердомером статического действия по ГОСТ 22761-77. Погрешность измерения НВ этим методом составляет ±5%.

Метод измерения твердости с использованием прибора Польди. Погрешность измерений НВ этим методом составляет ±7%.

Поскольку оба эти метода не обеспечивают надлежащей точности измерений их применение при выполнении работ по данной методике исключено.

2)Например, переносным электронным программируемым твердомером «ТЭМП - 2» производства НПФ «Технотест» (совместно с НПО ЦНИИТМАШ), или «Динамикс» производства фирмы «Крауткремер», (Германия).

Приложение 6

Соотношение между твердостью по Бринеллю (НВ) и пределом прочности при разрыве (временным сопротивлением) - σв для конструкционных углеродистых сталей согласно ГОСТ 22761-77

Приложение 7

«Утверждаю»

Председатель комиссии

______________________

«___» __________ 200_ г.

ВЕДОМОСТЬ

результатов освидетельствования труб

Подписи членов комиссии

Примечание:

1) Пример заполнения: Спиральношовная; прямошовная (с двумя продольными швами, с одним продольным швом), состыкованная кольцевым заводским швом и т.п.

2) Включает: Условия хранения, состояние изоляции, наличие коррозии, механических повреждений и т.д.

3) К Ведомости прилагаются заключения неразрушающего контроля, УЗК-толщинометрии (контроля геометрических параметров труб) и акты проведения ремонта шлифовкой или электросваркой и др. документация, входящая в освидетельствование.

4) Заполняется на основании маркировки, сертификатов и результатов освидетельствования и идентификации.

Приложение 8

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

по освидетельствованию труб 1)

Наименование трубы: _____________________________________________________________

Наименование нормативной документации __________________________________________

(ГОСТ, ТУ)

Завод-изготовитель (фирма-поставщик), № контракта _________________________________

№ сертификата __________________№ партии ____________ № плавки __________________

№ транса ____________

Результаты проверки

По результатам освидетельствования труба (трубы) признаны соответствующими нормативной документации __________________________________________________________

(ГОСТ, ТУ)

Подпись представителя

ООО «Газнадзор» ОАО «Газпром» _________________________________________________

М.п.

Примечание:

1) Составляется при наличии сертификата качества (сертификата инспекции) на трубы

Приложение 9

ПАСПОРТ №_______

Труба __________________________________________________________________________

Электросварная (прямошовная, спиральношовная и т.д.), со швом ТВЧ, бесшовная и т.п. изготовлена в соответствии с _______________________________________________________

(ТУ, ГОСТ)

________________________________________________________________________________

(Завод-изготовитель, фирма-поставщик, № контракта, № транса, дата изготовления и др.)1)

Дата выдачи паспорта_____________________________________________________________

Параметры трубы

Марка стали трубы 4) _____________________________________________________________

Временное сопротивление разрыву

металла сварного соединения ______________________________________________________

(по данным твердометрии)

Подпись представителя

ООО «Газнадзор»________________________________________________________________

М. п.

Примечание:

1) При выявлении данных при освидетельствовании.

2) По данным маркировки или в соответствии с Инструкцией по применению стальных труб в газовой и нефтяной промышленности. Газпром - ВНИИГАЗ, Москва, 1996, или расчетом в соответствии с Приложением 11.

3) В случае индексации исполнения «Хл» (хладостойкое исполнение) или «У» (для умеренного климата) в маркировке трубы. При отсутствии подобной индексации трубы относятся только к «У» - исполнению.

4) Для труб импортной поставки при наличии в заводской маркировке на трубе № контракта и № транса, можно по имеющимся сертификатам на трубы, поставленные по тем же реквизитам, распространить данные сертификатов на освидетельствуемые трубы.

Идентификация марки стали производится путем сравнения результатов замеров, осуществленных в результате ОИП:

- определения фактического химического состава основного металла трубы,

- фактического уровня прочности (по результатам твердометрии),

- данных, содержащихся в маркировке и сертификатах,

с марками стали, применяемыми при изготовлении труб для газовой и нефтяной промышленности по соответствующим ГОСТ или ТУ (Приложения 3, 6, 12, 13).

Приложение 10

Ударная вязкость металла труб в зависимости от назначения трубопроводов Хл (хладостойкое) или У (умеренное).

По таблицам 21-22 СНиП 2.05.06-85*

Таблица 1

Ударная вязкость, определяемая на образцах Менаже с круглым надрезом (тип 1 и 3 по ГОСТ 9454-79), Дж/см2 (кГс⋅М/см2)

Таблица 2

Ударная вязкость на образцах Шарпи с острым надрезом (типы 11 и 13 по ГОСТ 9454 Дж/см2 (кГс⋅М/см2)

Приложение 11

Расчет гарантированного испытательного давления

(по СНиП 2.05.06-85*)

При отсутствии указания в маркировке гарантированное испытательное давление определяется из расчета, что при гидравлических испытаниях напряжения в стенке трубы могут достигать величины, равной 0,95 от значения нормативного предела текучести (σ0,2):

где

δмин - минимальная толщина стенки трубы, по результатам проведенной при освидетельствовании УЗК - толщинометрии

Приложение 12

Перечень отечественных электросварных прямошовных труб, выполненных дуговой сваркой под флюсом