Приказ Ростехнадзора от 30.11.2017 N 515 Об утверждении Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности "Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов
В соответствии с подпунктом 5.2.2.16(1) Положения о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 32, ст. 3348; 2006, N 5, ст. 544; N 23, ст. 2527; N 52, ст. 5587; 2008, N 22, ст. 2581; N 46, ст. 5337; 2009, N 6, ст. 738; N 33, ст. 4081; N 49, ст. 5976; 2010, N 9, ст. 960; N 26, ст. 3350; N 38, ст. 4835; 2011, N 6, ст. 888; N 14, ст. 1935; N 41, ст. 5750; N 50, ст. 7385; 2012, N 29, ст. 4123; N 42, ст. 5726; 2013, N 12, ст. 1343; N 45, ст. 5822; 2014, N 2, ст. 108; N 35, ст. 4773; 2015, N 2, ст. 491; 2015, N 4, ст. 661; 2016, N 28, ст. 4741; N 48, ст. 6789; 2017, N 12, ст. 1729; N 26, ст. 3847), приказываю:
1. Утвердить прилагаемые Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов».
2. Настоящий приказ вступает в силу по истечении трех месяцев с момента его официального опубликования.
приказом Федеральной службы
по экологическому, технологическому
и атомному надзору
от 30 ноября 2017 г. N 515
ФЕДЕРАЛЬНЫЕ НОРМЫ И ПРАВИЛА
В ОБЛАСТИ ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ «ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОЙ
ЭКСПЛУАТАЦИИ ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫХ ТРУБОПРОВОДОВ»
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасной эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов» (далее — Правила) разработаны в соответствии с Федеральным законом от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1997, N 30, ст. 3588; 2000, N 33, ст. 3348; 2003, N 2, ст. 167; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 19, ст. 1752; 2006, N 52, ст. 5498; 2009, N 1, ст. 17, ст. 21; N 52, ст. 6450; 2010, N 30, ст. 4002; N 31, ст. 4195, ст. 4196; 2011, N 27, ст. 3880; N 30, ст. 4590, ст. 4591, ст. 4596; N 49, ст. 7015, ст. 7025; 2012, N 26, ст. 3446; 2013, N 9, ст. 874; N 27, ст. 3478; 2015, N 1, ст. 67; N 29, ст. 4359; 2016, N 23, ст. 3294; N 27, ст. 4216; 2017, N 9, ст. 1282; N 11, ст. 1540) (далее — Федеральный закон N 116-ФЗ), Законом Российской Федерации от 21 февраля 1992 г. N 2395-1 «О недрах» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1995, N 10, ст. 823; 1999, N 7, ст. 879; 2000, N 2, ст. 141; 2001, N 21, ст. 2061; N 33, ст. 3429; 2002, N 22, ст. 2026; 2003, N 23, ст. 2174; 2004, N 27, ст. 2711; N 35, ст. 3607; 2006, N 17, ст. 1778; N 44, ст. 4538; 2007, N 27, ст. 3213; N 49, ст. 6056; 2008, N 18, ст. 1941; N 29, ст. 3418; N 29, ст. 3420; N 30, ст. 3616; 2009, N 1, ст. 17, N 29, ст. 3601, N 52, ст. 6450; 2010, N 21, ст. 2527; N 31, ст. 4155; 2011, N 15, ст. 2018; N 15, ст. 2025; N 30, ст. 4567; N 30, ст. 4570; N 30, ст. 4572; N 30, ст. 4590; N 48, ст. 6732; N 49, ст. 7042; N 50, ст. 7343; N 50, ст. 7359; 2012, N 25, ст. 3264; N 31, ст. 4322; N 53, ст. 7648; 2013, N 19, ст. 2312; N 30, ст. 4060; N 30, ст. 4061; N 52, ст. 6961; N 52, ст. 6973; 2014, N 26, ст. 3377; N 30, ст. 4261; N 30, ст. 4262; N 48, ст. 6647; 2015, N 1, ст. 11; N 1, ст. 12; N 1, ст. 52; 2015, N 27, ст. 3996; N 29, ст. 4350; N 29, ст. 4359; 2016, N 15, ст. 2066; N 27, ст. 4212; 2017, N 31, ст. 4737; N 40, ст. 5750), Федеральным законом от 31 марта 1999 г. N 69-ФЗ «О газоснабжении в Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 1999, N 14, ст. 1667; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 52, ст. 5595; 2006, N 6, ст. 636; N 52, ст. 5498; 2007, N 27, ст. 3213; 2008, N 29, ст. 3420; 2009, N 1, ст. 17; N 1, ст. 21; 2011, N 30, ст. 4590; N 30, ст. 4596; N 45, ст. 6333; 2012, N 50, ст. 6964; N 53, ст. 7616; N 53, ст. 7648; 2013, N 14, ст. 1643; 2014, N 30, ст. 4218; 2015, N 45, ст. 6208; N 48, ст. 6723; 2016, N 27, ст. 4203; N 50, ст. 6975; 2017, N 31, ст. 4754) и Положением о Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 30 июля 2004 г. N 401.
2. Правила устанавливают требования, направленные на обеспечение промышленной безопасности, предупреждение аварий и инцидентов на опасных производственных объектах (далее — ОПО) при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений, включая трубопроводы системы поддержания пластового давления.
3. Правила предназначены для применения при:
эксплуатации, проектировании, строительстве, реконструкции, техническом перевооружении, ремонте, консервации и ликвидации внутрипромысловых трубопроводов;
изготовлении, монтаже, пуско-наладочных работах, обслуживании, техническом диагностировании и ремонте технических устройств, применяемых на внутрипромысловых трубопроводах.
4. Пожарная безопасность при эксплуатации внутрипромысловых трубопроводов обеспечивается в соответствии с требованиями Федерального закона от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 30 ст. 3579; 2012, N 29, ст. 3997; 2013, N 27, ст. 3477; 2014, N 26, ст. 3366; 2015, N 29, ст. 4360; 2016, N 27, ст. 4234; 2017, N 31, ст. 4793).
5. Внутрипромысловый трубопровод (далее — ВПТ) представляет собой линейный объект (сооружение) с комплексом технических устройств на нем для транспортирования газообразных и жидких сред (далее — транспортируемые среды) под действием напора (разности давлений) от скважин до запорной арматуры, установленной на входе трубопровода на технологическую площадку (например, дожимная насосная станция, компрессорная станция, центральный пункт сбора, приемо-сдаточный пункт, установка подготовки нефти) или на выходе с технологической площадки, до объектов магистрального транспортирования нефти и газа, если иное не предусмотрено внутренними документами эксплуатирующей организации или утвержденными схемами разграничения зон ответственности.
6. К ВПТ относятся:
а) для нефтяных и газонефтяных месторождений:
выкидные трубопроводы от нефтяных скважин для транспортирования продуктов скважин до замерных установок, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
нефтегазосборные трубопроводы для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до узлов дополнительных работ дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды (нефтегазопроводы);
газопроводы для транспортирования нефтяного газа от территорий площадок, где находятся установки сепарации нефти, до установок подготовки газа, установок предварительной подготовки или до потребителей;
нефтепроводы для транспортирования газонасыщенной или разгазированной обводненной или безводной нефти от пункта сбора нефти и дожимной насосной станции до центрального пункта сбора;
газопроводы для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
газопроводы для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
трубопроводы систем заводнения нефтяных пластов и систем захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта;
газопроводы для транспортирования газа от центрального пункта сбора до сооружения магистрального транспорта газа;
ингибиторопроводы для подачи ингибиторов к скважинам или другим объектам обустройства нефтяных и газонефтяных месторождений;
деэмульгаторопроводы для подачи деэмульгатора к объектам дожимных насосных станций и установок предварительного сброса воды;
б) для подземных хранилищ газа — трубопроводы между площадками отдельных объектов подземных хранилищ газа;
в) для газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений:
газопроводы-шлейфы от одиночных скважин или от каждой скважины куста до входного крана на площадке промысла или сборного пункта (до зданий переключающей арматуры или установок подготовки шлама);
газосборные коллекторы от обвязки газовых скважин;
трубопроводы стабильного и нестабильного газового конденсата;
трубопроводы для подачи очищенного газа и ингибитора в скважины и на другие объекты обустройства месторождений;
трубопроводы сточных вод давлением более 10 МПа для подачи воды в скважины для закачки в поглощающие пласты, в том числе расположенные на кустовых площадках скважин;
Настоящие Правила не распространяется на:
трубопроводы для магистрального транспорта;
трубопроводы для транспортирования продуктов с температурой выше 100 °C;
газопроводы сетей газораспределения и газопотребления;
технологические внутриплощадочные трубопроводы, в том числе ингибиторопроводы, метанолопроводы, деэмульгаторопроводы от блоков подачи химреагентов;
задавочные линии и линии сброса на факел.
II. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К РАЗРАБОТКЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА
7. Разработка технологического процесса транспортирования сред (далее — технологический процесс), применение технологического оборудования, выбор типа запорной арматуры и мест ее установки, средств контроля и противоаварийной защиты должны быть обоснованы с учетом результатов анализа риска в проектной документации или документации на техническое перевооружение, капитальный ремонт и консервацию (далее — документация), разработанной в порядке, установленном Федеральным законом N 116-ФЗ, с учетом законодательства Российской Федерации о градостроительной деятельности.
Технические устройства должны применяться на ВПТ при наличии технической документации изготовителя, а также при их соответствии требованиям настоящих Правил и действующих в Российской Федерации технических регламентов.
8. Выбор трассы и размещение объектов ВПТ следует проводить на основе результатов количественного анализа риска аварий с учетом природно-климатических особенностей территории, минимизации количества подводных переходов, распределения близлежащих мест заселения, гидрогеологических свойств грунтов, наличия близко расположенных производственных объектов, а также с учетом транспортных путей и коммуникаций, которые оказывают негативное влияние на безопасность ВПТ.
9. Территория размещения ВПТ должна обеспечивать возможность проведения строительно-монтажных работ с использованием грузоподъемной и специальной техники, размещения мест складирования оборудования и строительных материалов, а также их обслуживания и проведения ремонтных работ.
10. Объекты ВПТ следует размещать на безопасных расстояниях до населенных пунктов, отдельных промышленных и сельскохозяйственных организаций, зданий и сооружений, а также от компрессорных станций, газораспределительных станций, нефтеперекачивающих станций, которые должны соответствовать требованиям к минимальным расстояниям, установленным техническими регламентами, принятыми в соответствии с Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. N 184-ФЗ «О техническом регулировании» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2002, N 52, ст. 5140, 2005, N 19, ст. 1752, 2007, N 19, ст. 2293, 2007, N 49, ст. 6070, 2008, N 30, ст. 3616, 2009, N 29, ст. 3626, 2009, N 48, ст. 5711, 2010, N 1, ст. 5, 2010, N 1, ст. 6, 2010, N 40, ст. 4969, 2011, N 30, ст. 4603, 2011, N 49, ст. 7025, 2011, N 50, ст. 7351, 2012, N 31, ст. 4322, 2012, N 50, ст. 6959, 2013, N 27, ст. 3477, 2013, N 30, ст. 4071, 2013, N 52, ст. 6961, 2014, N 26, ст. 3366, 2015, N 17, ст. 2477, 2015, N 27, ст. 3951, 2015, N 29, ст. 4342, 2015, N 48, ст. 6724, 2016, N 15, ст. 2066, 2017, N 27, ст. 3938, 2017, N 31, ст. 4765).
11. При отсутствии установленных требований по безопасным расстояниям или невозможности их соблюдения указанные требования должны быть определены в обосновании безопасности ОПО, содержащем анализ риска.
12. Обоснование безопасности ВПТ в части анализа риска следует разрабатывать с учетом:
особенности течения многофазного потока продукции скважин, нестабильного конденсата по ВПТ;
возможности при аварийном отсечении разделения жидкой и газовой фаз со скоплением газовой фазы в локальных максимумах профиля трассы ВПТ, а жидкой — в локальных минимумах;
разветвленности системы ВПТ, особенности течения в сборном коллекторе.
При оценке последствий аварий и расчетах показателей риска следует использовать нормативные правовые акты в области промышленной безопасности.
13. Объекты ВПТ следует размещать с учетом опасности распространения транспортируемой среды при возможных авариях по рельефу местности и преобладающего направления ветра (по годовой розе ветров) относительно вблизи расположенных населенных пунктов, объектов и мест массового скопления людей.
III. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
14. Проектной документацией (документацией) в технологических процессах и при выборе технических устройств объектов ВПТ следует учитывать все виды нагрузок и воздействий, возникающих на этапах строительства, эксплуатации, реконструкции, при техническом перевооружении, капитальном ремонте, консервации, ликвидации ВПТ, а также неблагоприятные варианты их сочетания, которые влияют на надежность и безопасность ВПТ. С учетом указанных факторов в проектной документации следует указывать нормативный срок службы ВПТ.
15. При выполнении расчетов на прочность, деформацию и устойчивость ВПТ и опорных конструкций (фундаментов, опор, оснований) необходимо рассмотреть влияние на нагрузки переходных процессов (нестационарных режимов) при транспортировании сред, а также возможное изменение свойств грунта в процессе эксплуатации ВПТ.
16. В составе ВПТ должны быть определены опасные участки (участки, расположенные вблизи населенных пунктов, переходы через естественные и искусственные преграды, участки, проходящие в особых природных условиях и по землям особо охраняемых природных территорий, участки высокой и повышенной коррозионной опасности), по которым проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены дополнительные меры, направленные на снижение риска аварий.
17. Технические решения, принимаемые при разработке проектной документации (документации) ВПТ, должны обеспечивать безопасность технологических процессов.
18. Независимо от способа прокладки (подземный, наземный, надземный) должна быть обеспечена надежная и безопасная эксплуатация ВПТ с учетом рельефа, грунтовых и природно-климатических условий.
19. Для опасных участков ВПТ проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены специальные меры безопасности, снижающие риск аварии, инцидента, основными из которых являются:
увеличение толщины стенки ВПТ;
увеличение глубины залегания ВПТ;
повышение требований к качеству металла труб и монтажных сварных швов;
повышение требований к категории защитного покрытия и режимам средств электрохимической защиты (далее — ЭХЗ), обустройство систем коррозионного мониторинга;
применение защитного кожуха (футляра), обетонирования, защитных плит;
установка дополнительной запорной арматуры;
оснащение системой обнаружения утечек;
прокладка в тоннеле;
обустройство дополнительных обвалований и защитных стенок;
укрепление грунта (берегов);
устройство отводящих систем (каналов, канав);
оснащение камерами пуска/приема средств очистки и диагностики (далее — СОД);
устройство дополнительных (резервных) ниток;
проведение предпусковой внутритрубной и/или приборной предпусковой диагностики.
Выбор специальных мер безопасности устанавливается проектной документацией (документацией).
20. Техническими решениями должна быть обеспечена компенсация перемещений ВПТ от изменения температуры, воздействия внутреннего давления.
21. Применяемые средства защиты от возможных видов коррозии должны обеспечивать безаварийное (по причине коррозии) функционирование ВПТ в соответствии с условиями и сроком эксплуатации, установленными проектной документацией (документацией).
Способы и средства противокоррозионной защиты должны быть установлены проектной документацией (документацией), обеспечивающей защиту от внешней (атмосферной) и подземной коррозии, коррозии блуждающими и индуцированными токами, внутренней коррозии (ингибиторная защита, внутренние защитные покрытия, коррозионностойкие стали).
22. Технологические процессы очистки полости ВПТ и диагностических работ должны обеспечивать безопасную эксплуатацию ВПТ.
23. Места установки и тип запорной арматуры должны устанавливаться проектной документацией (документацией).
24. При транспортировании высоковязких сред проектной документацией (документацией) должны быть предусмотрены меры, обеспечивающие стабильный режим транспортирования сред в условиях эксплуатации (тепловая изоляция ВПТ, система подогрева, применение химических реагентов).
25. Проектной документацией (документацией) должны быть определены требования к ВПТ, арматуре, соединительным деталям по величине давлений и продолжительности испытаний на прочность и герметичность.
26. Проектной документацией должно быть предусмотрено применение технических средств, препятствующих всплытию ВПТ, на подводных переходах через водные преграды. Балластировка подводных трубопроводов осуществляется одиночными (чугунными, железобетонными) грузами, устанавливаемыми на трубу непосредственно на строительной площадке, или обетонированием труб, выполняемым путем нанесения на них монолитного или армированного бетонного покрытия (в заводских или базовых условиях), или установкой сплошного покрытия из сборных железобетонных утяжелителей, или закреплением ВПТ с помощью анкеров.
27. Меры, препятствующие всплытию, включая применение соответствующих технических устройств, следует разрабатывать в проектной документации/документации также при прокладке подземных ВПТ на участках с высоким уровнем грунтовых вод и долгосрочным подтоплением паводковыми водами.
Проектной документацией (документацией) для газопроводов должны быть предусмотрены устройства безопасного сброса газа (продувочные свечи), отделяемые запорной арматурой той же категории и на то же рабочее давление, что и основной газопровод.
28. В проектной документации (документации) на ВПТ должна предусматриваться возможность очистки полости ВПТ после строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта и удаления (безопасной утилизации) технической жидкости после проведения гидроиспытаний.
29. Проектной документацией (документацией) на ВПТ должны быть предусмотрены безопасное обслуживание и ремонт объектов ВПТ.
30. Запрещается применение резьбовых соединений на ВПТ, за исключением технических устройств, входящих в состав ВПТ (например, разделители сред, контрольно-измерительные приборы и автоматики).
31. Проектной документацией (документацией) может предусматриваться применение нестальных труб и соединений, отличных от сварных.
IV. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ, РЕКОНСТРУКЦИИ,
ТЕХНИЧЕСКОМ ПЕРЕВООРУЖЕНИИ И КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ
32. В целях обеспечения качества конструкций, изделий и материалов на всех этапах выполнения работ по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ВПТ должен быть организован входной контроль материалов и оборудования, а также контроль качества выполнения работ и всех технологических операций.
Результаты контроля должны быть документированы.
33. При обнаружении отступлений от требований проектной документации (документации), выявлении фактов использования материалов, не предусмотренных проектной документацией (документацией), нарушений порядка и качества выполнения работ строительно-монтажные работы должны быть приостановлены, а обнаруженные дефекты устранены.
34. Для выполнения сварочно-монтажных работ на ВПТ следует привлекать организации, имеющие право (аттестованные) на выполнение указанных работ. Технология проведения сварочных работ, сварочные материалы и оборудование, предназначенные для использования при строительстве, реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте ВПТ, должны быть согласованы с заказчиком и аттестованы.
35. Сварные соединения, выполненные в процессе ведения работ по строительству, реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ВПТ, подлежат контролю качества методами неразрушающего контроля. Объем и методы контроля сварных соединений должны быть определены проектной документацией (документацией). Дополнительно к визуально-измерительному контролю (далее — ВИК) в проектной документации должны быть указаны требования по 100% контролю качества монтажных сварных соединений методами неразрушающего контроля для подводных переходов, а также любых других опасных участков.
36. Необходимость, сроки и методы проведения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ВПТ должны определяться исходя из условий обеспечения безопасной эксплуатации ВПТ и требований промышленной безопасности.
37. Решения о сроках, способах и объемах проведения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ВПТ должны приниматься с учетом анализа результатов ревизии и срока службы ВПТ.
38. Производство работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту следует начинать после выполнения подготовительных мероприятий, приемки объектов исполнителем работ и письменного разрешения руководства эксплуатирующей организации на производство работ.
39. Перед началом выполнения работ по реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту ВПТ производители работ должны известить о начале и сроках проведения работ организации (собственников), эксплуатирующие сооружения, проходящие в одном техническом коридоре с ВПТ, а также органы местного самоуправления, в случае если указанные работы проводятся на территории или в непосредственной близости от населенных пунктов.
40. Объекты ВПТ по завершении реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта в случае замены участков ВПТ должны быть испытаны на прочность и герметичность в соответствии с требованиями проектной документации (документации). В случае проведения ремонтных работ, не связанных с заменой участков ВПТ, необходимость проведения испытаний на прочность и проверка на герметичность определяется документацией на проведение указанных работ.
41. При гидравлических испытаниях на прочность и проверке на герметичность должны применяться испытательные среды (вода и другие негорючие жидкости), а при пневматических испытаниях — газообразные среды (воздух, инертный газ).
Применение газообразных рабочих сред должно быть обосновано в проектной документации (документации) на проведение испытаний.
42. При отрицательных температурах окружающей среды или невозможности обеспечить необходимое количество испытательной среды для проведения гидравлических испытаний допускается проведение испытаний ВПТ на прочность и герметичность газообразными средами, давлением, не превышающим 11 МПа. Метод проведения испытания должен быть обоснован проектной документацией (документацией).
43. По завершении строительства, реконструкции, технического перевооружения и капитального ремонта, испытания на прочность и проверки на герметичность ВПТ должно быть осуществлено комплексное опробование. Заполнение ВПТ транспортируемой средой и его работа после заполнения в течение 72 часов считаются комплексным опробованием ВПТ. Заполнение и комплексное опробование должно проводиться в соответствии с планом мероприятий, установленным проектной документацией (документацией).
44. До начала проведения пусконаладочных работ и работ по комплексному опробованию эксплуатирующая организация должна быть укомплектована аттестованными работниками соответствующей квалификации в соответствии со штатным расписанием.
45. К началу ввода в эксплуатацию ВПТ рабочие места должны быть укомплектованы необходимой документацией, запасами материалов, запасными частями, инвентарем, средствами индивидуальной и коллективной защиты.
V. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ВВОДЕ В ЭКСПЛУАТАЦИЮ
46. Ввод в эксплуатацию вновь построенных ВПТ, а также замененных при реконструкции, техническом перевооружении и капитальном ремонте участков ВПТ должен проводиться в соответствии с проектной документацией (документацией).
47. Вновь построенный ВПТ или замененные участки принимаются в эксплуатацию после оформления исполнителем работ документов, удостоверяющих соответствие выполнения строительно-монтажных работ проектной документации (документации), а также после выполнения комплекса работ по испытанию, наладке, опробованию отдельных узлов и объектов или сооружений линейной части, систем связи, очистки полости ВПТ, проведения гидравлических или пневматических испытаний на прочность и проверки на герметичность (опрессовки), удаления при необходимости из ВПТ испытательной среды.
48. При сдаче-приемке вновь построенного ВПТ, а также замененного при реконструкции, техническом перевооружении или капитальном ремонте участка ВПТ исполнитель работ представляет заказчику исполнительно-техническую документацию.
49. При вводе в эксплуатацию вновь построенного ВПТ, трасса которого проходит в одном техническом коридоре с другими коммуникациями, эксплуатирующая организация должна разработать совместно с владельцами других коммуникаций и сооружений технического коридора положение (инструкцию) об условиях совместной эксплуатации линейных сооружений.
VI. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Паспорт и технологический регламент на эксплуатацию ВПТ
50. По окончании строительства на ВПТ должен быть оформлен паспорт на бумажном носителе или в электронном виде. Возможность ведения паспортов в электронном виде устанавливается внутренними документами эксплуатирующей организации в соответствии с требованиями Федерального закона от 6 апреля 2011 г. N 63-ФЗ «Об электронной подписи» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 15, ст. 2036, 2011, N 27, ст. 3880, 2012, N 29, ст. 3988, 2013, N 14, ст. 1668, 2013, N 27, ст. 3463, 2013, N 27, ст. 3477, 2014, N 11, ст. 1098, 2014, N 26, ст. 3390, 2016, N 1, ст. 65, 2016, N 26, ст. 3889).
Паспорт ВПТ составляется по рекомендуемому образцу, приведенному в приложении N 1 к настоящим Правилам.
51. Паспорт ВПТ заполняется лицом, ответственным за безопасную эксплуатацию ВПТ, которое назначается приказом эксплуатирующей организации.
52. На стадии проектирования, строительства, реконструкции, а также эксплуатации ВПТ должен быть разработан технологический регламент (далее — ТР).
53. Требования к ТР устанавливаются в соответствии с Федеральными нормами и правилами в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утвержденными приказом Ростехнадзора от 12 марта 2013 г. N 101 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 19 апреля 2013 г., регистрационный N 28222) с изменениями, внесенными приказом Ростехнадзора от 12 января 2015 N 1 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 20 февраля 2015 г., регистрационный N 36191).
Техническое обслуживание ВПТ
54. Техническое обслуживание ВПТ включает:
осмотр трассы ВПТ (наблюдение за состоянием трассы ВПТ, элементов трубопроводов и их деталей, находящихся на поверхности земли), в том числе при помощи беспилотных летательных аппаратов с целью своевременного обнаружения опасных ситуаций, угрожающих целостности и безопасности ВПТ и безопасности окружающей среды;
обслуживание технических устройств и средств ЭХЗ ВПТ;
обследование переходов через естественные и искусственные преграды.
55. Периодичность и объемы работ по техническому обслуживанию линейных участков ВПТ, а также технических устройств, входящих в состав ВПТ, устанавливаются эксплуатирующей организацией с учетом требований руководств по эксплуатации заводов-изготовителей. Работы должны проводиться в сроки, установленные ежегодными графиками, утвержденными техническим руководителем эксплуатирующей организации.
Осмотр трассы ВПТ
56. Осмотр трассы ВПТ должен выполняться с целью контроля состояния охранной зоны, исправности оборудования, технических устройств и прилегающей территории, выявления факторов, которые создают угрозу безопасности и надежности эксплуатации ВПТ.
57. Периодичность осмотра трассы ВПТ должна определяться эксплуатирующей организацией с увеличенной периодичностью осмотра в паводковый период.
58. Осмотр трассы ВПТ должен осуществляется одним из четырех способов:
наземный осмотр на транспортных средствах (включая плавсредства при патрулировании подводных и надводных переходов);
наземный осмотр, выполняемый пешим порядком;
59. При осмотре трассы ВПТ особое внимание должно быть уделено:
наличию признаков утечек;
показанию приборов, по которым осуществляется контроль давления в ВПТ и сравнение показаний с параметрами, установленными технологическим регламентом ВПТ;
состоянию сварных и фланцевых соединений, запорной арматуры;
выявлению оголений ВПТ;
состоянию переходов через естественные и искусственные преграды;
состоянию берегоукреплений, образованию промоин и размывов;
состоянию вдольтрассовых сооружений (линейных колодцев, защитных противопожарных и противокоррозионных сооружений, вдольтрассовых дорог, указательных знаков);
строительным и земляным работам, в том числе проводимым сторонними организациями;
наличию несанкционированных врезок;
появлению непредусмотренных переездов трассы ВПТ;
состоянию защитных кожухов ВПТ, а также состоянию изоляции на открытых (видимых) участках ВПТ.
60. При наружном осмотре балочных, подвесных и арочных надземных и надводных переходов необходимо вести визуальный контроль за общим состоянием данных переходов, береговых и промежуточных опор, их осадкой, состоянием мачт, тросов, вантов, берегов в полосе надводных переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода ВПТ из земли, креплений ВПТ в опорах земляных насыпей.
61. Проезды, подъездные пути, переезды через ВПТ, вдольтрассовые дороги для обслуживания ВПТ должны содержаться в исправном состоянии.
62. Лица, выполняющие осмотр, должны немедленно сообщать ответственному должностному лицу о замеченных утечках, несанкционированных врезках, неисправностях и повреждениях сооружений по трассе, угрожающих нормальной работе ВПТ или безопасности людей и находящихся вблизи организаций, населенных пунктов, окружающей среде.
63. При осуществлении воздушного осмотра данные об угрожающей ВПТ деятельности или производстве строительных работ в непосредственной близости от ВПТ должны быть уточнены на земле.
64. Результаты осмотра должны заноситься в журнал осмотра лицом, осуществившим осмотр.
65. Внеочередные осмотры должны проводиться после стихийных бедствий, аномальных паводков, в случае визуального обнаружения утечки нефти, газа и воды, обнаружения падения давления в ВПТ по показаниям контрольных приборов, снижения объемов транспортируемой среды либо изменения схемы транспортировки.
66. По результатам осмотра выявленные несоответствия должны быть устранены на месте. В случае невозможности устранения несоответствий на месте разрабатываются мероприятия по их устранению.
67. При обнаружении на месте производства работ подземных коммуникаций и сооружений, не указанных в проектной документации (документации), работы должны быть немедленно остановлены, приняты меры по обеспечению сохранности указанных коммуникаций и сооружений, установлению их принадлежности и вызову представителя эксплуатирующей организации.
68. В случае повреждения ВПТ или обнаружения утечки продукции в процессе выполнения работ сторонней организацией, персонал и технические средства должны быть немедленно выведены за пределы опасной зоны, а организация, эксплуатирующая ВПТ, извещена о происшествии.
69. До прибытия аварийно-восстановительной бригады руководитель работ должен принять меры, предупреждающие доступ в опасную зону посторонних лиц и транспортных средств.
70. Производственный персонал, выполняющий осмотр или обслуживание инженерных коммуникаций и объектов, находящихся в районе прохождения ВПТ, а также граждане, обнаружившие повреждение ВПТ или выход (утечку) транспортируемой среды, обязаны немедленно сообщить об этом диспетчерской или аварийной службе организации, эксплуатирующей данный участок ВПТ.
71. При обнаружении повреждения ВПТ или утечки продукции, угрожающих объектам, зданиям и сооружениям, эксплуатируемым иными организациями, и окружающей среде, информация о возможном развитии опасных факторов должна быть передана диспетчерской службой организации, эксплуатирующей ВПТ, организациям — владельцам указанных объектов, а также соответствующим органам власти и управлениям.
72. По всей трассе должна поддерживаться проектная глубина заложения ВПТ. При возникновении оголения, провисания, размыва участков ВПТ они должны быть отремонтированы в соответствии с требованиями проектной документации (документации).
Фактическая глубина заложения ВПТ должна периодически контролироваться при проведении ревизии ВПТ.
73. Все участки ВПТ должны быть доступны для выполнения профилактических, ремонтных и аварийных работ. Способ доступа определяется проектной документацией (документацией) либо технологическим регламентом, а также планом мероприятий по локализации и ликвидации аварий.
Обслуживание технических устройств ВПТ
74. На всей запорной арматуре ВПТ, в том числе имеющей редуктор или запорный орган со скрытым движением штока, должны быть указатели, показывающие направление их вращения: «Открыто», «Закрыто». Вся запорная арматура должна быть пронумерована согласно схеме ВПТ.
75. Площадки запорной арматуры и колодцев внутри ограждений должны быть спланированы, защищены от затопления поверхностными и грунтовыми водами в соответствии с проектной документацией (документацией).
76. К узлам управления запорной арматуры должен быть обеспечен беспрепятственный доступ обслуживающего персонала. Площадки обслуживания должны содержаться в чистоте и исправном состоянии.
Открывать и закрывать запорную арматуру разрешается по распоряжению ответственного лица с фиксацией в журнале осмотров или вахтенном журнале.
77. Операции по управлению запорной арматурой и ее техническому обслуживанию, а также поддержание технических устройств и оборудования в исправном состоянии, должны проводиться в соответствии с требованиями инструкций заводов-изготовителей.
78. Техническое обслуживание системы электрообогрева ВПТ должно проводиться перед сезонным включением.
Обслуживание средств ЭХЗ
79. Техническое обслуживание средств ЭХЗ ВПТ должно включать периодический технический осмотр элементов защиты и проверку режима ее работы в соответствии с графиками, утверждаемыми техническим руководителем эксплуатирующей организации.
80. Техническое обслуживание установок ЭХЗ (если иное не установлено проектной документацией (документацией) и технической документацией) включает в себя:
проверку состояния контура защитного заземления (повторного заземления нулевого провода) и питающих линий (внешним осмотром проверяется надежность видимого контакта проводника заземления с корпусом электрозащитной установки, отсутствие обрыва питающих проводов на опоре воздушной линии и надежность контакта нулевого провода с корпусом электрозащитной установки);
осмотр состояния всех элементов оборудования катодной защиты с целью установления исправности предохранителей, надежности контактов, отсутствия следов перегревов и подгаров;
очистку оборудования и контактных устройств от пыли, грязи, снега, проверку наличия и соответствия привязочных знаков, колодцев контактных устройств;
измерение напряжения, величины тока на выходе преобразователя, потенциала на защищаемом ВПТ в точке подключения при включенной и отключенной установке ЭХЗ (в случае несоответствия параметров электрозащитной установки данным пуско-наладочных работ следует произвести регулировку ее режима работы);
устранение обрывов дренажных линий;
измерение потенциала протектора относительно земли при отключенном протекторе;
измерение потенциала «ВПТ-земля» при включенном и отключенном протекторе;
измерение величины тока в цепи «протектор — защищаемое сооружение».
Состояние регулируемых и нерегулируемых перемычек должно быть проверено измерением разности потенциалов «сооружение-земля» в местах подключения перемычки (или в ближайших измерительных пунктах на подземных сооружениях), а также измерением величины и направления тока (на регулируемых и разъемных перемычках).
81. При проверке эффективности работы установок ЭХЗ, кроме работ, выполняемых при техническом осмотре, должно быть произведено измерение потенциалов на защищаемом ВПТ в опорных точках (на границах зоны защиты) и в точках, расположенных по трассе ВПТ, установленных в проектной и технологической документации.
82. Поляризационный защитный потенциал изолированного ВПТ должен соответствовать требованиям, установленным проектной документацией (документацией).
83. Результаты контроля ЭХЗ должны быть занесены в журнал контроля ЭХЗ с указанием минимально допустимого потенциала.
Обозначение трассы ВПТ на местности
84. Трасса ВПТ на местности должна обозначаться щитовыми указателями, устанавливаемыми на высоте 1,5 — 2 м от поверхности земли в пределах прямой видимости через 500 — 1000 м, а также на углах поворота и пересечениях с другими ВПТ и коммуникациями. Щит-указатель устанавливается в 1 метре от оси подземного ВПТ или на его оси.
85. На щите-указателе должны быть приведены следующие сведения:
назначение, наименование ВПТ или входящего в его состав сооружения;
местоположение оси ВПТ от основания знака;
привязка знака на трассе (километр или пикет трассы (далее — ПК);
охранная зона ВПТ;
телефоны организации, эксплуатирующей ВПТ.
86. Трасса ВПТ в местах переходов через естественные и искусственные преграды, узлов запорной арматуры и на опасных участках должна быть обозначена на местности постоянными опознавательно-предупредительными знаками.
87. Знаки на пересечениях автомобильных и железных дорог, правила их установки должны отвечать требованиям правил эксплуатации соответствующих путей сообщения и государственного стандарта на знаки.
88. Периодичность и объемы проведения ревизии ВПТ устанавливаются документацией эксплуатирующей организацией в зависимости от скорости коррозионно-эрозионных процессов с учетом опыта эксплуатации аналогичных ВПТ, результатов наружного осмотра, предыдущей ревизии и необходимости обеспечения безопасной и безаварийной эксплуатации в период между ревизиями, но не реже одного раза в 8 лет.
89. Первую ревизию вновь введенных в эксплуатацию ВПТ следует проводить не позднее чем через 1 год после начала эксплуатации ВПТ.
90. Эксплуатирующая организация обязана ежегодно формировать графики выполнения работ по ревизии ВПТ.
91. При ревизии ВПТ необходимо выполнить:
визуальное обследование трассы ВПТ, всех естественных и искусственных преград с привязкой к ПК трассы;
определение глубины залегания ВПТ;
определение мест проведения неразрушающего контроля (не менее 2 участков на 1 км; для ВПТ с протяженностью менее 500 метров — провести не менее 2 шурфов на объект). Участки выбираются в наиболее опасных местах: оголениях, застойных зонах (тупиковых и временно не работающих участках), в местах, где изменяется направление потока (отводы, переходы, тройники, врезки), узлах запорной арматуры. При необходимости производится шурфование. Размеры шурфов должны обеспечивать полный доступ к ВПТ по всей его поверхности, включая нижнюю образующую, на протяжении не менее 1 м;
привязку мест неразрушающего контроля к ПК трассы (в целях мониторинга изменения толщины стенки ВПТ при следующих ревизиях использовать места с прежними координатами ПК);
определение технического состояния технических устройств;
определение диаметра ВПТ;
визуальный осмотр наружного защитного (антикоррозионного) покрытия (определение наличия (отсутствия) наружных механических и коррозионных повреждений, измерение геометрических параметров обнаруженных повреждений с помощью измерительных инструментов (линейка, шаблон сварщика);
ультразвуковую толщинометрию стенки ВПТ или внутритрубную диагностику;
определение целостности защитного покрытия в местах контроля (если ВПТ имеет заводскую изоляцию, необходимо рассмотреть возможность контроля толщины стенки приборами, позволяющими выполнять измерения через слой изоляции);
ультразвуковой (рентгенографический) контроль качества сварных соединений при подозрении на дефекты сварного шва по результатам ВИК;
определение наличия или отсутствия блуждающих токов;
определение мест повреждений изоляции;
обследование участков пересечений ВПТ с естественными и искусственными преградами в пределах охранной зоны, в том числе с магистральными нефтепроводами и газопроводами;
определение отбраковочной толщины стенки ВПТ;
определение скорости коррозионно-эрозионного износа и расчет скорости коррозии.
92. При выявленном в результате ревизии неудовлетворительном состоянии участка ВПТ необходимо принять меры по ремонту данного участка ВПТ.
93. На основании данных, полученных по результатам ревизии, составляется акт ревизии, в котором делается вывод о техническом состоянии ВПТ. Акт ревизии прикладывается к паспорту ВПТ. В паспорт ВПТ вносится соответствующая запись.
94. При обнаружении опасных дефектов на ВПТ, которые приводят к разгерметизации ВПТ, эксплуатирующая организация должна незамедлительно принять меры по их устранению.
95. Обнаруженные при ревизии дефекты должны быть устранены в соответствии с мероприятиями, утверждаемыми техническим руководителем эксплуатирующей организации.
96. Ревизия ВПТ выполняется специалистами эксплуатирующей или подрядной организацией с привлечением аттестованной лаборатории неразрушающего контроля.
97. Внутритрубная диагностика должна проводиться на ВПТ при условии технической возможности, определенной проектной документацией (документацией). При проведении внутритрубной диагностики ультразвуковая толщинометрия проводится только для подтверждения дефектов в рамках дополнительного дефектоскопического контроля.
98. Работы, связанные с запасовкой, пуском, приемом и извлечением внутритрубных снарядов, должны проводиться под контролем ответственного лица эксплуатирующей организации, назначаемого приказом.
99. Технические отчеты (заключения) по результатам диагностирования должны храниться в эксплуатирующей организации совместно с паспортом ВПТ в течение всего срока эксплуатации ВПТ. Данные по проведенным ремонтам должны быть внесены в паспорт ВПТ.
100. Нивелировка надземных участков ВПТ должна быть осуществлена для определения деформаций и вертикальных перемещений его свайных опор.
Нивелировку и измерения деформации свайных опор следует проводить в период строительства и эксплуатации до достижения условной стабилизации деформаций, установленной проектной документацией (документацией).
101. Измерения деформаций свайных опор, находящихся в эксплуатации, следует проводить в случае появления недопустимых трещин, деформации сварных швов, резкого изменения условий работы ВПТ, а также при проведении ревизии.
102. Для измерения вертикальных перемещений свайных опор устраиваются реперы (исходные геодезические знаки высотной основы) и деформационные марки (контрольные геодезические знаки, размещаемые на опорах или в грунтах основания, для которых определяются вертикальные перемещения).
103. В случае выявления деформаций свайных опор в течение всего периода строительства или в период эксплуатации необходимо разработать мероприятия по периодическому измерению деформации и достижению условной стабилизации деформаций, установленной проектной документацией (документацией).
Обследование переходов через естественные
и искусственные преграды
104. Обследование переходов через водные преграды необходимо выполнять ежегодно в пределах их границ.
105. При обследовании подводных переходов ВПТ должны выполняться:
проверка на соответствие проектной, исполнительной и эксплуатационной документации на ВПТ;
контроль состояния берегоукреплений (при их наличии) и знаков безопасности (для судоходных рек проверяется состояние знака «Якорь не бросать»);
определение наличия (отсутствия) утечек транспортируемой среды;
определение положения ВПТ (визуальный осмотр), наличия и величины оголений, провисов;
проведение ультразвуковой толщинометрии в месте проведения неразрушающего контроля в пределах границ подводного перехода ВПТ;
осмотр защитного кожуха.
106. При обнаружении в створе подводного перехода опасных дефектов необходимо незамедлительно принять меры по их устранению.
107. На подводных переходах через судоходные и несудоходные реки шириной зеркала воды в межень 25 м и более не менее одного раза в 4 года должны быть проведены следующие работы:
привязка места расположения подводного перехода к пикетам трассы;
разбивка промерных створов;
определение состояния балластировки и изоляции на размытых участках ВПТ;
определение направления и скорости течения;
построение продольного профиля перехода (с указанием глубины водоема и залегания ВПТ, пикетажа), контроль состояния защитного покрытия.
108. Состояние перехода ВПТ считается исправным при следующих условиях:
заглубление ВПТ в дно на всем протяжении руслового участка соответствует проектным и нормативным требованиям;
дно устойчиво и берега практически недеформируемы;
балластировка, антикоррозионная изоляция, толщина стенки соответствуют требованиям нормативно-технических документов;
отсутствуют утечки транспортируемой среды в окружающую среду;
состояние информационных знаков и реперов соответствует требованиям нормативно-технических документов;
состояние защитного кожуха соответствует нормативным требованиям.
Состояние перехода считается неисправным при следующих условиях:
наличие на ВПТ оголенных и провисающих участков;
повреждение антикоррозионной изоляции;
наличие вибрации ВПТ под воздействием течения;
уменьшение толщины стенки ВПТ до отбраковочной толщины;
наличие трещин и мест утечки продукта;
отсутствие части балластных грузов и нарушения в их расположении;
понижение отметок дна в зоне перехода свыше 0,5 м;
значительные повреждения крепления берегов в подводной части с оголением ВПТ.
109. На основании данных, полученных при обследовании, составляется акт, в котором делается вывод о техническом состоянии перехода.
110. Обследование переходов через железные и автомобильные дороги общего пользования необходимо выполнять ежегодно в пределах их границ.
111. Обследование переходов через железные и автомобильные дороги общего пользования для ВПТ, проложенных методом наклонно-направленного бурения, а также переходов автомобильных дорог необщего пользования необходимо проводить в составе общих работ по ревизии.
112. При обследовании переходов ВПТ через железные и автомобильные дороги необходимо контролировать:
заглубление участков ВПТ и минимальные расстояния от концов защитного футляра (кожуха) на соответствие проектной документации (документации);
состояние открытых (видимых) частей футляров (кожухов) ВПТ, футеровки, опор, манжет, вытяжных свечей, расстояния от вытяжной свечи до оси ВПТ, оси крайнего пути железной дороги, подошвы земляного полотна автомобильной дороги;
состояние смотровых и отводных колодцев, отводных канав с целью выявления утечек нефти, нарушений земляного покрова, опасных для ВПТ проседаний и выпучиваний грунта в местах пересечения ВПТ с железными и автомобильными дорогами всех категорий, а также установку знаков, запрещающих остановку транспорта.
113. На основании данных, полученных при обследовании, эксплуатирующей организацией составляется акт, в котором делается вывод о техническом состоянии перехода ВПТ.
Отбраковка труб и деталей ВПТ
114. Трубы и детали ВПТ подлежат отбраковке в случаях, если:
в результате ревизии установлено, что под действием коррозии или эрозии толщина стенки ВПТ уменьшилась и достигла критической величины, определяемой в соответствии с расчетом критической толщины стенки и деталей ВПТ (приложение N 2 к настоящим Правилам) или указанной в проектной документации (документации). Полученная величина отбраковочного размера не может быть меньше, чем указанная в таблице N 1 приложения N 3 к настоящим Правилам;
при обследовании сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению.
115. Фланцы отбраковывают при неудовлетворительном состоянии привалочных поверхностей, наличии раковин, трещин, уменьшении толщины стенки воротника фланца до отбраковочных размеров трубы.
116. Литые изношенные корпуса задвижек, кранов, клапанов и литые детали ВПТ подлежат отбраковке в случаях, если:
уплотнительные элементы арматуры не обеспечивают ведения технологического процесса, и отремонтировать или заменить их невозможно;
толщина стенки корпуса арматуры достигла значений, равных или меньших, которые указаны в таблице N 2 приложения N 3 к настоящим Правилам.
Периодические испытания ВПТ
117. Испытания на прочность и проверка на герметичность должны проводиться:
для оценки технического состояния ВПТ, на котором отсутствует или ограничена возможность применения методов неразрушающего контроля с периодичностью проведения ревизий после аварий;
после замены участка ВПТ при капитальном ремонте, реконструкции или техническом перевооружении.
118. Испытания ВПТ на прочность и проверка на герметичность ВПТ проводятся в соответствии с инструкцией (мероприятиями), разработанной с учетом особенностей конкретного ВПТ и утвержденной техническим руководителем эксплуатирующей организации.
119. Параметры испытаний (протяженность участка, испытательное давление, время выдержки под испытательным давлением и цикличность изменений давления при испытаниях) должна устанавливать эксплуатирующая организация (при необходимости совместно со специализированной организацией) с учетом технического состояния ВПТ, условий прокладки, профиля трассы, физико-химических свойств материала труб и других данных, характеризующих условия работы ВПТ. Если на участке проводились работы по внутритрубной диагностике, то испытания на прочность и проверку на герметичность выполнять не требуется.
120. ВПТ считается выдержавшим испытание на прочность и проверку на герметичность, если за время испытания ВПТ на прочность труба не разрушилась, а при проверке на герметичность давление осталось в пределах допустимых норм и не были обнаружены утечки.
121. Выявленные при испытаниях повреждения ВПТ должны немедленно устраняться с внесением информации об их устранении в паспорт ВПТ.
122. После устранения повреждений испытания ВПТ продолжаются по утвержденной программе. Характер каждого выявленного при испытаниях дефекта или повреждения ВПТ, а также работы по их устранению должны отражаться в акте.
123. Результаты испытания должны оформляться актом и вноситься в паспорт ВПТ.
124. Допускается не проводить испытание всего ВПТ после замены его участка при условии, что сам участок перед врезкой в ВПТ прошел испытание, а гарантийные стыки (места присоединения к ВПТ) были подвергнуты двойному неразрушающему контролю.
125. На ВПТ, оборудованных узлами пуска-приема СОД, с целью поддержания пропускной способности и предупреждения скапливания воды и внутренних отложений, а также подготовки участка ВПТ к внутритрубной инспекции должна проводиться очистка внутренней полости ВПТ пропуском очистных устройств.
126. Периодичность очистки ВПТ очистными устройствами определяется индивидуально для каждого ВПТ в зависимости от особенностей его эксплуатации и свойств транспортируемой среды на основании графиков, утвержденных техническим руководителем эксплуатирующей организации.
127. Ответственность за организацию, проведение работ по очистке ВПТ и контроль за выполнением планов очистки возлагается на эксплуатирующую организацию.
128. Работы по очистке ВПТ должны выполняться в соответствии с инструкциями или мероприятиями, разработанными эксплуатирующей организацией и утвержденными техническим руководителем эксплуатирующей организации.
129. Используемые очистные устройства должны иметь комплект разрешительной и эксплуатационной документации.
130. Переключение технологических линий при запуске, пропуске и приеме очистных устройств выполняется персоналом только по указанию руководителя работ.
131. Во время очистки категорически запрещается:
проведение каких-либо ремонтно-строительных работ в охранной зоне ВПТ;
присутствие на площадках узлов запуска и приема СОД лиц, не участвующих в проведении очистных работ;
переезд трассы ВПТ транспортом и механизмами.
132. При проведении работ по запуску и приему СОД площадки приема и запуска СОД должны быть оборудованы конструкцией, предотвращающей вылет очистного устройства за пределы площадки.
133. По результатам анализа данных, полученных при наружных осмотрах, ревизиях, при расследовании аварий и инцидентов за весь срок эксплуатации ВПТ, проводится выбор вида и метода ремонта, определение объемов работ и сроков его проведения в зависимости от характера дефектов и ремонтопригодности ВПТ с учетом его загруженности на рассматриваемый период и в перспективе.
134. На основании результатов оценки технического состояния планируются следующие виды ремонта ВПТ:
текущий ремонт коротких участков с вырезкой дефектных мест или труб с монтажом катушек или секций труб, с восстановлением несущей способности труб (ремонт без вырезки);
выборочный ремонт изоляции;
капитальный ремонт, реконструкция, техническое перевооружение ВПТ с заменой отдельных участков или всего ВПТ.
135. При текущем ремонте дефектов ВПТ применяются следующие методы текущего ремонта:
вырезка дефекта — замена катушки, трубы или плети;
установка ремонтной конструкции.
Сварные соединения, выполненные в процессе ведения работ, подлежат контролю качества методами неразрушающего контроля.
136. Перед проведением ремонтных работ с монтажом катушек или секций труб ремонтируемый ВПТ должен быть освобожден от транспортируемой среды.
137. Участок ВПТ, подлежащий ремонту, должен быть отсечен задвижками и заглушками от других ВПТ, аппаратов и оборудования, обеспечивающими безопасное проведение работ.
138. Применение ремонтных конструкций, не имеющих маркировку и сертификаты на применяемые материалы, запрещается.
139. Вся информация о проведенных ремонтах вносится в паспорт ВПТ с привязкой к ПК.
VII. ТРЕБОВАНИЯ К ВЫВОДУ ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ, КОНСЕРВАЦИИ
И ЛИКВИДАЦИИ ВПТ
140. Вывод из эксплуатации ВПТ предусматривает остановку технических устройств и сооружений ВПТ в целом или его объектов (далее — объекты ВПТ) с прекращением транспортирования сред, за исключением технических устройств, необходимых для обеспечения сохранности остановленных объектов, на срок от одного до 12 месяцев.
141. Вывод из эксплуатации объектов ВПТ осуществляется на основании приказа руководителя эксплуатирующей организации при наличии плана мероприятий по выводу из эксплуатации объектов ВПТ, утвержденного техническим руководителем эксплуатирующей организации.
142. План мероприятий по выводу из эксплуатации объектов ВПТ должен содержать:
регистрационный номер ОПО в государственном реестре ОПО, наименование, месторасположение и общие технические характеристики объектов ВПТ, которые планируются вывести из эксплуатации;
перечень работ, связанных с приведением в безопасное состояние объектов ВПТ;
сроки завершения работ;
периодический контроль состояния ВПТ на период вывода из эксплуатации с учетом требований к техническим устройствам, содержащихся в руководствах по эксплуатации заводов-изготовителей и указанием лиц, ответственных за их проведение;
меры, обеспечивающие безопасность;
иные действия, необходимые для проведения работ по выводу из эксплуатации объектов ВПТ и обеспечению требований промышленной безопасности.
143. Выполнение плана мероприятий по выводу из эксплуатации объектов ВПТ оформляется актом эксплуатирующей организации с записью в паспорте ВПТ. Акт хранится совместно с паспортом ВПТ.
144. Руководителем эксплуатирующей организацией принимается решение о вводе ВПТ в эксплуатацию, консервации или ликвидации не позднее 12 месяцев со дня вывода объектов ВПТ из эксплуатации.
145. Ввод в эксплуатацию объектов ВПТ осуществляется на основании приказа руководителя эксплуатирующей организации.
146. Ввод в эксплуатацию объектов ВПТ по прежнему назначению, остановленных на срок свыше трех месяцев, производится после пробной эксплуатации ВПТ не менее 72 часов, а по истечении 12 месяцев — только после проведения работ по ревизии при условии, что срок эксплуатации не превышает нормативный или продленный на основании экспертизы промышленной безопасности (далее — ЭПБ).
147. При принятии решения о консервации или ликвидации объектов ВПТ необходимо в дополнение к плану мероприятий по выводу из эксплуатации объектов ВПТ произвести:
осмотр состояния объекта ВПТ (с периодичностью, установленной эксплуатирующей организацией, но не реже одного раза в год);
освобождение от продукта и отсечение от действующих коммуникаций с установкой концевых заглушек;
обработку (нейтрализация, дегазация) оборудования и ВПТ, работавших с токсичными веществами;
иные мероприятия в зависимости от условий эксплуатации и технического состояния объектов ВПТ.
148. Срок консервации объектов ВПТ определяется проектной организацией, но должен превышать 3 лет со дня принятия решения о консервации.
149. Документация на консервацию должна содержать мероприятия по выводу из консервации объектов ВПТ и подлежит ЭПБ в соответствии с Федеральным законом N 116-ФЗ.
150. Ликвидация объектов ВПТ проводится в соответствии с документацией, подлежащей ЭПБ, в соответствии с Федеральным законом N 116-ФЗ.
151. Ликвидация объектов ВПТ должна быть произведена в срок не позднее 5 лет со дня принятия решения о ликвидации.
152. В процессе ликвидации должны быть обеспечены следующие мероприятия:
предотвращение загрязнения окружающей среды;
утилизация отходов производства;
утилизация оборудования и труб;
рекультивация нарушенных земель;
предотвращение повреждения зданий и сооружений, расположенных в зоне влияния ликвидируемого объекта;
сохранение уровня противокоррозионной защиты других объектов ВПТ (в случае, если система противокоррозионной защиты ликвидируемых ВПТ или их участков участвовала в формировании системы противокоррозионной защиты других ВПТ или их участков);
предотвращение активизации опасных геологических процессов (оползней, обвалов и подобных явлений).
153. Ликвидация ВПТ или его объектов считается завершенной после подписания акта о ликвидации.
VIII. ПЕРЕЧЕНЬ ДОКУМЕНТАЦИИ ПО ЭКСПЛУАТАЦИИ
154. При эксплуатации ВПТ работники эксплуатирующей организации в своей деятельности должны руководствоваться:
проектной и исполнительной документацией, нормативной документацией (далее — НД);
технологическими регламентами по эксплуатации ВПТ;
155. Эксплуатационная документация разрабатывается на основе проектной, исполнительной документации, действующих нормативных правовых актов и включает в себя:
перечень объектов ВПТ;
технологический регламент по эксплуатации ВПТ;
технологические схемы, утвержденные техническим руководителем эксплуатирующей организации;
производственные инструкции по техническому обслуживанию и ремонту;
приказы о назначении лиц, ответственных за безопасную эксплуатацию;
графики технического обслуживания, диагностирования и ремонта ВПТ;
журнал осмотров или вахтенный журнал;
акты технического расследования инцидентов и аварий;
заключения по результатам ТД и ЭПБ, акты ревизии ВПТ, протоколы (акты) испытаний;
журналы учета инцидентов и аварий;
план мероприятий по локализации и ликвидации последствий аварий.
156. Организация, эксплуатирующая ВПТ, обязана в течение всего срока эксплуатации ОПО (до ликвидации) хранить проектную и исполнительную документацию, в порядке определенном руководителем организации.
157. Ежегодному пересмотру подлежат:
графики технического обслуживания, диагностирования и ремонта ВПТ;
графики осмотров, ревизий, обследований переходов ВПТ;
планируемые объемы ремонтных работ на ВПТ;
перечень объектов ВПТ, выведенных из эксплуатации;
перечень ВПТ, подлежащих консервации и ликвидации.
к Федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
«Правила безопасной эксплуатации
утвержденным приказом Федеральной
службы по экологическому,
и атомному надзору
от 30 ноября 2017 г. N 515
Наименование участка или обозначение его на схеме
Наружный диаметр и толщина стенки трубы, мм
Протяженность участков трубопровода, м
Наименование элементов, их расположение на схеме
Наименование элементов, их каталожное обозначение, расположение на схеме
Размеры, давление номинальное
Номер и дата приказа о назначении
Фамилия, имя, отчество, должность
Подпись ответственного лица
Характер произведенных работ
Вид и результат технического освидетельствования
Срок следующего освидетельствования
Подписи лиц, ответственных за эксплуатацию
к Федеральным нормам и правилам
в области промышленной безопасности
«Правила безопасной эксплуатации
утвержденным приказом Федеральной
службы по экологическому,
и атомному надзору
от 30 ноября 2017 г. N 515
РАСЧЕТ КРИТИЧЕСКОЙ ТОЛЩИНЫ СТЕНКИ И ДЕТАЛЕЙ ВПТ
Расчет критической толщины стенки труб и деталей ВПТ при отбраковке определяется по формуле:
где — толщина стенки трубы (или детали ВПТ), при которой она должна быть изъята из эксплуатации, м;
P — рабочее давление в ВПТ, МПа;
DH — наружный диаметр трубы или детали ВПТ, м;
n — коэффициент перегрузки рабочего давления в ВПТ, равный 1,2;
R1 — расчетное сопротивление материала труб и деталей технологических ВПТ, Па, определяемое по формуле: — коэффициент несущей способности; = 1 для труб, конических переходов, выпуклых заглушек эллиптической формы; = 1,3 для отводов гладких и сварных при отношении радиуса изгиба трубы r к наружному диаметру DH, равному 1; = 1,15 при r/DH = 1,5; = 1,0 при r/DH = 2 и более;
m1 — коэффициент условий работы материала труб при разрыве, равный 0,8;
m2 — коэффициент условий работы ВПТ, величина которого принимается в зависимости от транспортируемой среды: для токсичных, горючих, взрывоопасных и сжиженных газов — 0,6; для инертных газов (азот, воздух и т.п.) или токсичных, взрывоопасных и горючих жидкостей — 0,75; для инертных жидкостей — 0,9;
m3 — коэффициент условий работы материала труб при повышенных температурах, для условий работы ВПТ принимается равным 1;
k1 — коэффициент однородности материала труб: для чугунных труб k1 = 0,6; для бесшовных труб из углеродистой стали и для сварных труб из низколегированной ненормализованной стали k1 = 0,8; для сварных труб из углеродистой стали и для сварных труб из нормализованной низколегированной стали k1 = 0,85.
Ревизия технологических трубопроводов
Периодическая ревизия — основной метод контроля за надежной и безопасной эксплуатацией технологических трубопроводов.
Результаты ревизии служат основанием для оценки состояния трубопровода и возможности его дальнейшей эксплуатации.
При проведении ревизии внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ трубопровода вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, тройники, врезки, дренажные устройства, а также участки трубопроводов перед арматурой и после нее) и где возможно скопление влаги, веществ, вызывающих коррозию (тупиковые и временно неработающие участки).
Результат ревизии трубопроводов
После проведения ревизии составляются акты, к которым прикладываются все протоколы и заключения о проведенных проверках. Результаты ревизии заносятся в паспорт трубопровода. Акты и остальные документы прикладываются к паспорту.
После истечения проектного срока службы независимо от технического состояния трубопровод должен быть подвергнут экспертизе промышленной безопасности с целью установления возможности и сроков дальнейшей эксплуатации.
Проведение ревизии технологических трубопроводов с давлением до 100 кгс/см2
Состав работ при проведении ревизии технологических трубопроводов с давлением до 10 МПа
- наружный осмотр трубопровода;
- измерение толщины стенок трубопровода приборами неразрушающего контроля, а в необходимых случаях — сквозной засверловкой с последующей заваркой отверстия.
Количество участков для проведения толщинометрии и число точек замера для каждого участка определяется в соответствии с документацией и в зависимости от конкретных условий эксплуатации. Результаты замеров фиксируются в паспорте трубопровода.
Проведение выборочной ревизии для трубопроводов высокого давления свыше 100 кгс/см2
Объем выборочной ревизии трубопроводов высокого давления свыше 10 МПа составляет:
- не менее двух участков каждого агрегата установки независимо от температуры;
- не менее одного участка каждого общецехового коллектора или межцехового трубопровода независимо от температуры среды.
При ревизии контрольного участка трубопровода высокого давления следует:
- провести наружный осмотр;
- при наличии фланцевых или муфтовых соединений произвести их разборку, затем внутренний осмотр трубопровода;
- произвести замер толщины стенок труб и других деталей контрольного участка;
- при обнаружении в процессе осмотра дефектов или при возникновении сомнений провести неразрушающий контроль (радиографический, ультразвуковой, магнитный и т.д.);
- при возникновении сомнений в качестве металла проверить его механические свойства и химический состав;
- проверить состояние муфт, фланцев, их привалочных поверхностей и резьбы, прокладок, крепежа, а также фасонных деталей и арматуры, если такие имеются на контрольном участке;
- провести контроль наличия остаточных деформаций, если это предусмотрено проектом;
- провести контроль твердости крепежных изделий фланцевых соединений, работающих при температуре 400 град. С.
Результат ревизии — удовлетворительный
Результаты ревизии считаются удовлетворительными, если обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах.
Результат ревизии — неудовлетворительный
При неудовлетворительных результатах ревизии следует проверить еще два аналогичных участка, из которых один должен быть продолжением ревизуемого участка, а второй — аналогичным ревизуемому участку. При получении неудовлетворительных результатов ревизии дополнительных участков следует провести генеральную выборочную ревизию этого трубопровода, а также участков трубопроводов, работающих в аналогичных условиях, с разборкой до 30% каждого из указанных трубопроводов.
ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть 1.
РАЗРАБОТАНЫ взамен целого ряда отраслевых нормативных документов, регламентировавших требования к качеству и приемке работ, выполняемых при сооружении и реконструкции трубопроводов Всесоюзным научно-исследовательским институтом по строительству магистральных трубопроводов.
ВНЕСЕНЫ Всесоюзным научно-исследовательским институтом по строительству магистральных трубопроводов.
СОГЛАСОВАНЫ: Госстрой СССР 22.12.1988 г. письмо № АЧ 4473-8, Главгосгазнадзор СССР 5.12.1988 г. письмо № 11-5-2/337, Оргэнергонефть МНП 14.12.1988 г. письмо № 1015.
ПОДГОТОВЛЕНЫ К УТВЕРЖДЕНИЮ Главным научно-техническим управлением Миннефтегазстроя.
УТВЕРЖДЕНЫ приказом Миннефтегазстроя № 375 от 27 декабря 1988 г.
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное приказом Министерства строительства предприятий нефтяной и газовой промышленности от 11.03.90 N 48, введенное в действие с 01.04.90.
Разделы, пункты, таблицы в которые внесены изменения, отмечены в настоящем документе (К).
С введением в действие "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ". Часть I утрачивают силу:
"Система показателей качества продукции. Технические средства для контроля качества строительства объектов нефтяной и газовой промышленности. Номенклатура показателей" ОСТ 102-89-83;
"Инструкция по радиографическому контролю сварных соединений трубопроводов различного диаметра" ;
"Инструкция по освидетельствованию стальных труб диаметром 57+1420 мм" ;
"Инструкция по ультразвуковому контролю сварных соединений трубопроводов на строительстве объектов нефтяной и газовой промышленности" ;
"Инструкция по техническому расследованию отказов при испытании магистральных трубопроводов ;
"Инструкция по метрологическому обеспечению контроля качества строительства магистральных трубопроводов" ;
"Инструкция по контролю качества строительства и техническому надзору при производстве изоляционно-укладочных работ и сооружения средств электрохимической защиты на магистральных трубопроводах" ;
"Инструкция по магнитографическому контролю сварных соединений магистральных трубопроводов" ;
"Инструкция по нормированию технологической точности и метрологического обеспечения производства подготовительных и земляных работ при сооружении магистральных трубопроводов" ;
"Инструкция по технологии контроля качества очистки наружной поверхности трубопровода инструментальными методами" ;
"Инструкция по применению комплекса устройств для неразрушающего контроля сплошности изоляционных покрытий заглубленных трубопроводов" ;
"Методические указания по нормированию технологической точности и метрологического обеспечения производства сварочно-монтажных работ при сооружении магистральных трубопроводов" РД 102-32-85.
Настоящие нормы составлены с учетом результатов теоретических и экспериментальных исследований, а также результатов анализа отечественного и зарубежного опыта трубопроводного строительства, полученных в последние годы и, следовательно, не нашедших отражения в СНиП III-42-80, действующих с 1981 г. В связи с этим в случае расхождения требований ВСН (разд. 5 "Контроль качества сварных соединений трубопроводов") с требованиями СНиП III-42-80 в практической работе следуует руководствоваться первыми.
1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
1.1. Требования настоящих Норм необходимо соблюдать при контроле качества и приемке работ, выполняемых в процессе сооружения новых и реконструкции действующих:
магистральных трубопроводов и ответвлений от них, область распространения которых регламентирована СНиП 2.05.06-85;
трубопроводов компрессорных (КС) и нефтеперекачивающих (НПС) станций, станций подземного хранения газа (СПХГ), дожимных компрессорных станций (ДКС), газораспределительных станций (ГРС), узлов замера расхода газа (УЗРГ), пунктов редуцирования газа (ПРГ), область распространения которых регламентирована СНиП 2.05.06-85, в том числе:
для транспортирования товарной продукции в пределах КС, НПС, СПХГ, ДКС, ГРС и УЗРГ;
трубопроводов импульсного, топливного и пускового газа газоперекачивающих агрегатов;
трубопроводов обвязки аппаратов нагнетателей, пылеуловителей, аппаратов воздушного охлаждения, холодильников и др.;
устройств приема и пуска скребка;
трубопроводных систем контрольно-измерительных приборов с главными и вспомогательными трубопроводами;
промысловых трубопроводов, область распространения которых регламентирована , в том числе:
газопроводов-шлейфов, предназначенных для транспортирования газа от скважин месторождений и СПХГ до установок комплексной подготовки газа (УКПГ), установок предварительной подготовки газа (УППГ) и от КС СПХГ до скважин для закачки газа в пласт;
газопроводов, газовых коллекторов неочищенного газа, межпромысловых коллекторов, конденсатопроводов, предназначенных для транспортирования газа и газового конденсата от УКПГ, УППГ до головных сооружений (ГС), ДКС, КС СПХГ, газоперерабатывающих заводов (ГПЗ);
выкидных трубопроводов от нефтяных скважин, за исключением участков, расположенных на кустовых площадках скважин до замерных установок;
нефтегазосборных трубопроводов для транспортирования продукции нефтяных скважин от замерных установок до пунктов первой ступени сепарации нефти;
газопроводов для транспортирования нефтяного газа от установок сепарации нефти до установок подготовки газа или до потребителей;
нефтепроводов для транспортирования газонасыщенной или разгазированной, обводненной или безводной нефти от пунктов сбора нефти и ДНС до центральных пунктов сбора;
газопроводов для транспортирования газа к эксплуатационным скважинам при газлифтном способе добычи;
газопроводов для подачи газа в продуктивные пласты с целью увеличения нефтеотдачи;
трубопроводов систем заводнения нефтяных пластов и захоронения пластовых и сточных вод в глубокие поглощающие горизонты;
трубопроводов пресной воды;
ингибиторопроводов для подачи ингибитора к скважинам или другим объектам нефтяных и газовых месторождений;
нефтепроводов для транспортирования товарной нефти от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта нефти;
газопроводов для транспортирования газа от центральных пунктов сбора до сооружений магистрального транспорта газа.
1.2. Настоящие нормы не распространяются на трубопроводы, прокладываемые на территории городов и других населенных пунктов, в морских акваториях и районах с сейсмичностью свыше 8 баллов, а также на трубопроводы, предназначенные для транспортирования газа, нефти, нефтепродуктов и сжиженных углеводородных газов, оказывающих коррозионные воздействия на металл труб.
1.3. Настоящие нормы разработаны с учетом требований:
СНиП 2.05.06-85 "Магистральные трубопроводы";
СНиП III-42-80 "Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ";
СНиП 3.01.01-85 "Организация строительного производства";
СНиП 3.01.04-87 "Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения";
Кроме требований настоящих ВСН, следует выполнять требования, регламентированные ВСН по отдельным видам работ.
2. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ВЫПОЛНЕНИЯ ПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ
2.1. Контроль качества подготовительных работ следует осуществлять путем систематического наблюдения и проверки соответствия выполняемых работ требованиям проектной документации, а также, кроме перечисленных в п. 1.3, требованиям СНиП 3.01.03-84 "Геодезические работы в строительстве".
2.2. В процессе подготовительных работ исполнители контролируют:
правильность закрепления трассы с соблюдением следующих требований:
створные знаки углов поворота трассы, которые должны быть установлены в количестве не менее двух на каждое направление угла в пределах видимости;
створные знаки на прямолинейных участках трассы, которые должны быть установлены попарно в пределах видимости, но не реже, чем через 1 км;
створные знаки закрепления прямолинейных участков трассы на переходах через реки, овраги, дороги и другие естественные и искусственные препятствия, должны быть установлены в количестве не менее двух с каждой стороны перехода в пределах видимости;
высотные реперы должны быть установлены не реже чем через 5 км вдоль трассы, кроме устанавливаемых на переходах через водные преграды;
допустимые среднеквадратичные погрешности при построении геодезической разбивочной основы: угловые измерения ±2; линейные измерения 1/1000; определение отметок ±50 мм; кроме того проверяют:
соответствие работ по расчистке трассы от леса требованиям проекта и действующих нормативных документов лесного законодательства Союза ССР и союзных республик;
соответствие фактических отметок и ширины планируемой полосы требованиям проекта, особенно в зоне рытья траншей;
качество выполнения водопропускных сооружений;
крутизну откосов при устройстве полок, насыпей, планировке барханов, устройстве нагорных и дренажных канав;
величину уклонов, ширину проезжей части, радиусы поворотов;
несущую способность при устройстве временных и реконструкции постоянных транспортных коммуникаций;
мощность, равномерность и качественный состав плодородного слоя почвы.
2.3. Перед началом строительства генподрядная строительно-монтажная организация должна произвести контроль геодезической разбивочной основы с точностью линейных измерений не менее 1/500, угловых 2’ и нивелирования между реперами с точностью 50 мм на 1 км трассы.
Трасса принимается от заказчика по акту, если измеренные длины линий отличаются от проектных не более чем на 1/300 длины, углы не более чем на 3’ и отметки знаков, определенные из нивелирования между реперами, — не более 50 мм.
3. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ВЫПОЛНЕНИЯ ЗЕМЛЯНЫХ РАБОТ
3.1. Способы производства земляных работ на строительстве трубопроводов определяются проектными решениями и должны выполняться в соответствии с требованиями нормативных документов, перечисленных в п. 1.3 и СНиП 3.02.01-87 "Земляные сооружения. Правила производства и приемки работ".
3.2. Земляные работы должны производиться с обеспечением требований качества и с обязательным операционным контролем, который заключается в систематическом наблюдении и проверке соответствия выполняемых работ требованиям проектной и нормативной документации.
3.3. В зависимости от характера выполняемой операции (процесса) операционный контроль качества осуществляется непосредственно исполнителями, бригадирами, мастерами, прорабами или специальными контролерами.
3.4. Приборы и инструменты (за исключением простейших щупов, шаблонов), предназначенные для контроля качества материалов и работ, должны быть заводского изготовления и иметь утвержденные в установленном порядке паспорта, подтверждающие их соответствие требованиям Государственных стандартов или технических условий.
Характеристика контролируемых параметров подготовительных и земляных работ в процессе строительства трубопроводов приведена в табл. 1.
3.5. Выявленные в процессе контроля дефекты, отклонения от проектов и требований строительных норм и правил или Технологических инструкций должны быть исправлены до начала следующих операций (работ).
Наименование контролируемого параметра
Пределы измерения
Суммарная погрешность измерения, %
Средства измерений
мини- мальный
макси- мальный
1,0
2,0
5,0
5,0
5,0
Щуп измерительный, металлический
То же
3.6. Операционный контроль качества земляных работ должен включать:
проверку правильности переноса фактической оси траншеи и ее соответствие проектному положению;
проверку отметок и ширины полосы для работы роторных экскаваторов (в соответствии с проектами производства работ);
проверку профиля дна траншеи с замером ее глубины и проектных отметок, проверку ширины траншеи по дну;
проверку откосов траншей в зависимости от структуры грунтов, указанной в проекте;
проверку толщины слоя подсыпки на дне траншеи и толщины слоя присыпки трубопровода мягким грунтом;
контроль толщины слоя засыпки и обвалования трубопровода грунтом;
проверку отметок верха насыпи ее ширины и крутизны откосов;
изменение фактических радиусов кривизны траншей на участках поворота горизонтальных кривых.
3.7. Контроль правильности переноса оси траншеи в плане производится теодолитом с привязкой к разбивочной оси.
Ширина полосы для прохода роторных экскаваторов контролируется промером стальной лентой или рулеткой. Отметки полосы контролируются нивелиром.
Ширина траншеи по дну, в том числе на участках, балластируемых армобетонными грузами или винтовыми анкерными устройствами, а также на участках кривых контролируется шаблонами, опускаемыми в траншею.
Расстояние от разбивочной оси до стенки траншеи по дну на сухих участках трассы должно быть не менее половины проектной ширины траншеи и не превышать ее более чем на 200 мм; на обводненных и заболоченных участках — более чем на 400 мм.
3.8. Фактические радиусы поворота траншеи в плане определяются теодолитом (отклонение фактической оси траншеи от проектной на криволинейном участке не должно превышать ±200 мм).
3.9. Соответствие отметок дна траншеи проектному профилю проверяется с помощью геометрического нивелирования. В качестве исходных берутся отметки опорных реперов (при необходимости сеть реперов во время выполнения разбивочных работ сгущается таким образом, чтобы расстояние между временными реперами не превышало 2-2,5 км). Нивелировка дна траншеи выполняется методами технического нивелирования. Фактическая отметка дна траншеи определяется во всех точках, где указаны проектные отметки в рабочих чертежах.
Фактическая отметка дна траншеи в любой точке не должна превышать проектную и может быть менее ее на величину до 100 мм.
3.10. Если проектом предусмотрена подсыпка рыхлого грунта на дно траншеи, то толщина выравниваемого слоя рыхлого грунта контролируется щупом, опускаемым с бермы траншеи. Толщина выравнивающего слоя должна быть не менее проектной; допуск на толщину слоя определяется требованиями СНиП III-42-80.
Контроль за выполнением земляных работ осуществляет производитель этих работ. По мере выполнения отдельных видов (этапов) земляных работ составляются документы на их приемку (приемка постели и глубины заложения дна траншеи, присыпку, засыпку, рекультивацию и т.п.).
3.11. Если проектом предусмотрена присыпка трубопровода мягким грунтом, то толщина слоя присыпки уложенного в траншею трубопровода контролируется мерной линейкой. Допускается отклонение толщины слоя в пределах, указанных в СНиП III-42-80.
3.12. Отметки рекультивированной полосы контролируют геометрическим нивелированием. Фактическая отметка полосы определяется во всех точках, где в проекте рекультивации земель указана проектная отметка.
Фактическая отметка должна быть не менее проектной и не превышать ее более чем на 100 мм.
3.13. На рекультивируемых землях с помощью шаблона контролируется высота валика, которая должна быть не менее проектной и при этом не превышать проектную высоту на величину более 200 мм.
Расстояние от оси трубопровода до края насыпи контролируется рулеткой.
Крутизна откосов насыпи контролируется шаблоном.
Уменьшение размеров насыпи против проектных допускается не более чем на 5%, за исключением толщины слоя грунта над трубопроводом на участках вертикальных выпуклых кривых, где уменьшение слоя засыпки над трубопроводом не допускается.
3.14. С целью комплексного ведения работ необходимо контролировать сменный темп разработки траншеи, который должен соответствовать сменному темпу изоляционно-укладочных работ. Разработка траншеи в задел, как правило, не допускается.
3.15. Приемку законченных земляных работ осуществляет служба контроля качества с обязательной приемкой по следующим параметрам земляных сооружений:
ширине траншеи по дну;
профилю дна траншеи;
отметке верха насыпи при засыпке с оформлением соответствующей документации.
3.16. Приемка законченных земляных сооружений осуществляется Государственными комиссиями при сдаче в эксплуатацию всего трубопровода (объекта).
При сдаче законченных объектов строительная организация (генеральный подрядчик) обязана представить заказчику всю техническую документацию, перечень которой оговаривается действующими правилами.
4. ПРИЁМКА, ОТБРАКОВКА И ОСВИДЕТЕЛЬСТВОВАНИЕ ТРУБ,
ДЕТАЛЕЙ ТРУБОПРОВОДОВ И ЗАПОРНОЙ АРМАТУРЫ
4.1. Приемка труб, деталей и узлов трубопроводов, запорной и распределительной арматуры производится организацией-получателем или специализированной службой входного контроля в присутствии представителя организации-получателя в процессе получения указанной продукции от заводов-изготовителей и других поставщиков по месту разгрузки продукции с транспортных средств или после транспортировки ее от мест разгрузки на площадки складирования.
Освидетельствование и отбраковку осуществляет комиссия, образуемая приказом по объединению (тресту). В состав комиссии должны быть включены представители службы материально-технического снабжения и службы контроля. Комиссия имеет право для решения отдельных вопросов привлекать к участию в работе экспертов и представителей других организаций.
4.2. Трубы и другие элементы или узлы трубопроводов по истечении гарантийного срока 12 мес хранения в местах складирования на промежуточных базовых и притрассовых складах подлежат освидетельствованию с целью определения степени их пригодности для дальнейшего использования.
Освидетельствование должно производиться ежегодно по итогам инвентаризации материальных ресурсов по состоянию на 1 октября.
4.3. Каждая партия труб должна иметь сертификат завода-изготовителя, в котором указывается номер заказа, технические условия или ГОСТ, по которым изготовлены трубы, размер труб и их число в партии, номера плавок, вошедших в партию, результаты гидравлических и механических испытаний, заводские номера труб и номер партии.
Все детали, узлы трубопроводов и элементы запорной (распределительной) арматуры должны иметь технические паспорта.
4.4. При приемке, разбраковке и освидетельствовании труб проверяют:
а) соответствие указанных в сертификатах (паспортах) показателей химического состава и механических свойств металла предусмотренным в соответствующих ТУ или ГОСТ;
б) визуальным контролем:
наличие маркировки и соответствие ее имеющимся сертификатам (паспортам);
отсутствие недопустимых вмятин, задиров и других механических повреждений, металлургических дефектов и коррозии;
отсутствие на торцах забоин, вмятин, наличие разделки под сварку;
в) инструментальным контролем:
толщину стенки по торцам;
овальность по торцам;
косину реза торцов труб;
отсутствие расслоений на концевых участках труб;
размеры обнаруженных забоин, рисок, вмятин на теле и на торцах.
4.5. Трубы считаются пригодными при условии, что:
они соответствуют требованиям технических условий и стандартов на поставку и имеют заводскую маркировку и сертификаты;
отклонения наружного диаметра корпуса труб на длине не менее 200 мм от торца не превышают для труб диаметром до 800 мм включительно предельных величин, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ, а для труб диаметром свыше 800 мм — ±2 мм;
отклонения толщины стенки по торцам не превышают предельных значений, регламентируемых соответствующими ГОСТами и ТУ;
овальность бесшовных труб не выводит их наружный диаметр за предельные отклонения, а сварных труб диаметром 426 мм и более не превышает 1% номинального наружного диаметра (при этом овальность определяется как отношение разности величин наибольшего и наименьшего измеренных диаметров торца обследуемой трубы к номинальному диаметру);
кривизна труб не превышает 1,5 мм на 1 м длины, а общая кривизна — не более 0,2% длины трубы;
косина реза торцов труб не превышает 2,0 мм;
на концевых участках труб отсутствуют расслоения любого размера, выходящие на кромку или поверхность трубы;
глубина царапин, рисок и задиров на поверхности труб (деталей, арматуры) не превышает 0,2 мм; на теле и на торцах трубы отсутствуют вмятины;
в местах, пораженных коррозией, толщина стенки трубы не выходит за пределы минусовых допусков.
4.6. Трубы могут подвергаться ремонту, если:
глубина рисок, царапин и задиров на поверхности труб не превышает 5% от толщины стенки;
вмятины на концах труб имеют глубину не более 3,5% от внешнего диаметра;
глубина забоин и задиров фасок не более 5 мм;
на концевых участках труб имеются расслоения, которые могут быть удалены обрезкой.
Ремонт труб производят в соответствии с требованиями "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка" ВСН 006-89. Проведение ремонта и заключение о пригодности труб к дальнейшему использованию оформляется актом установленной формы.
4.7. Патрубки запорной и распределительной арматуры, детали трубопроводов, имеющие дефекты, перечисленные в п. 4.6, могут быть подвергнуты ремонту только в случае, если это разрешено заводом-изготовителем.
4.8. Трубы (детали, элементы арматуры) считаются непригодными для сооружения нефтегазопроводов, если они не отвечают требованиям пп.4.5 и 4.6.
4.9. При измерении наружного диаметра труб, деталей трубопроводов и пр. диаметром до 57 мм включительно за величину диаметра принимают среднее арифметическое измерений диаметра в двух взаимно перпендикулярных направлениях. Измерения проводят штангенциркулем с погрешностью не более 1,0 мм.
Для труб и пр. диаметром более 57 мм значение наружного диаметра (мм) вычисляют по формуле
где П — периметр (мм), измеренный рулеткой с точностью 0,5 мм;
Т — толщина ленты рулетки, мм.
4.10. Толщину стенки измеряют с торцов труб и деталей штангенциркулем не менее чем в пяти равномерно распределенных по окружности точках с погрешностью не более 0,1 мм.
В местах, пораженных коррозией, толщину стенки измеряют с помощью ультразвукового толщиномера с точностью не ниже 0,1 мм.
4.11. Полученные при освидетельствовании результаты внешнего осмотра и инструментального контроля заносят в ведомость. В ведомости должны быть отмечены трубы и другие элементы, подлежащие ремонту.
4.12. Трубы (детали, элементы арматуры), прошедшие освидетельствование, должны быть промаркированы.
Маркировка производится на расстоянии 100-150 мм от торца несмываемой краской в следующем порядке:
порядковый номер трубы (детали, элементы арматуры);
индекс категории, к которой отнесена труба (деталь, элемент арматуры) после освидетельствования:
"П" — пригодные для использования в газонефтепроводном строительстве;
"Р" — требующие ремонта для дальнейшего использования в газонефтепроводном строительстве;
"У" — пригодные для использования в других отраслях народного хозяйства;
"Б" — не пригодные к дальнейшему использованию.
4.13. Индексом "П" маркируют трубы, отвечающие требованиям п.4.5 настоящих норм. Индексом "Р" маркируют трубы, подлежащие ремонту в соответствии с требованиями п.4.6.
Индексом "У" маркируют трубы, если их ремонт не позволил устранить имеющиеся дефекты, и они не отвечают требованиям, изложенным в п.4.6.
Индексом "Б" маркируют трубы, которые по результатам освидетельствования признаны абсолютно непригодными для дальнейшего использования.
4.14. По результатам освидетельствования комиссия составляет акт, в котором указывают число освидетельствованных труб, число труб, признанных годными для использования при сооружении газонефтепроводов, подлежащих ремонту, и число полностью отбракованных труб. В последнем случае в акте комиссия должна указать возможность их дальнейшего использования в народном хозяйстве. В акте должны быть указаны причины, в результате которых трубы потребовали ремонта или пришли в негодность.
4.15. Материалы освидетельствования труб и предложения о привлечении к ответственности лиц, допустивших нарушения в их хранении и использовании, представляются объединению (тресту).
4.16. Итоговые материалы освидетельствования объединениями (трестами) представляются руководству министерства ежегодно до 1 января.
5. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ТРУБОПРОВОДОВ
5.1. Для обеспечения требуемого уровня качества необходимо производить:
а) проверку квалификации сварщиков;
б) контроль исходных материалов, труб и трубных заготовок, запорной и распределительной арматуры (входной контроль);
в) систематический операционный (технологический) контроль, осуществляемый в процессе сборки и сварки;
г) визуальный контроль (внешний осмотр) и обмер готовых сварных соединений (для сварных соединений, выполненных двусторонней автоматической сваркой под слоем флюса — дополнительно по макрошлифам);
д) проверку сварных швов неразрушающими методами контроля;
е) механические испытания сварных соединений, выполненных стыковой контактной сваркой оплавлением, сваркой вращающейся дугой и паяных соединений.
5.2. К прихватке и сварке стыков трубопроводов в случае применения дуговых методов допускаются сварщики, окончившие специализированные профессионально-технические училища или курсы (школы), имеющие установленной формы удостоверения и аттестованные для сварки соответствующей группы труб по диаметру и (или) соответствующего спецсоединения (технологические трубопроводы диаметром менее 89 мм, захлесты, разнотолщинные элементы, прямые врезки, тройниковые соединения, заварка технологических отверстий).
5.3. К сварке трубопровода в случае применения прессовых методов допускаются операторы электроконтактных установок, прошедшие соответствующую подготовку и имеющие удостоверения на право проведения работ по электроконтактной сварке трубопроводов.
5.4. Аттестацию и проверку квалификации сварщиков осуществляет постоянно действующая комиссия треста под председательством его главного инженера. В состав комиссии должны быть включены инженерно-технические работники служб сварки, контроля, охраны труда и техники безопасности, а также представители профсоюзной организации.
5.5. Комиссия проводит аттестацию и проверку квалификации сварщиков в случаях, объемах и с использованием методик, определяемых требованиями "Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Сварка" ВСН 006-89.
Трубы, детали трубопроводов, запорная и распределительная арматура
5.6. Все трубы, детали трубопроводов, элементы запорной (распределительной) арматуры могут быть приняты в монтаж только после прохождения приемки и (или) освидетельствования на соответствие их требованиям раздела 4 настоящих ВСН, а также требованиям ВСН 006-89.
5.7. Для проведения сварочных работ на строительстве магистральных и промысловых трубопроводов допускается применение электродов, флюсов, проволок, защитных газов только тех марок, которые регламентируются требованиями ВСН 006-89.
5.8. Все поступающие на участок централизованного хранения и подготовки к использованию сварочные материалы подвергают количественному и качественному контролю.
5.9. Контроль сварочных материалов осуществляют работники специализированной службы входного контроля или комиссия, в состав которой входят представители монтажной организации, сварочной службы или ПИЛ (включая сварщика, выполняющего технологические пробы) отдела снабжения.
5.10. При определении качества сварочных материалов устанавливают: наличие сертификатов на каждую партию и марку материалов, а также соответствие маркировки и условного обозначения сварочных материалов в сертификате и на этикетке упаковки; состояние упаковки; состояние поверхности покрытия электродов; состояние поверхности сварочной проволоки; однородность и цвет зерен флюса и т.д.
5.11. Сварочные материалы, которые по результатам входного контроля не соответствуют требованиям нормативных документов, признают некачественными, и на них составляется акт в соответствии с положениями ВСН 006-89.
5.12. Операционный контроль осуществляют мастера и производители работ. При этом осуществляется проверка правильности и необходимой последовательности выполнения технологических операций по сборке и сварке в соответствии с требованиями ВСН 006-89 и действующих операционных технологических карт.
5.13. При сборке соединений под сварку проверяют:
чистоту полости труб и степень зачистки кромок и прилегающих к ним внутренней и наружной поверхностей;
соблюдение допустимой разностенности свариваемых элементов (труб, труб с деталями трубопроводов и пр.);
соблюдение допустимой величины смещения наружных кромок свариваемых элементов;
величину технологических зазоров в стыках;
длину и количество прихваток.
5.14. Если требуется просушка свариваемых кромок или предварительный подогрев, производят контроль температуры подогрева.
5.15. При операционном контроле в процессе сварки осуществляют наблюдение за обеспечением строгого соблюдения режимов сварки (по показаниям контрольно-измерительной аппаратуры, установленной на сварочных агрегатах, постах, машинах и т.п.), порядка наложения слоев и их количеством, применяемых материалов для сварки корневого и заполняющих слоев, времени перерывов между сваркой корневого шва и "горячим проходом" и других требований технологических карт.
Визуальный контроль и обмер сварных соединений
5.16. Все (100%) сварные соединения труб, труб с деталями трубопроводов, арматурой и т.д. после их очистки от шлака, грязи, брызг металла, снятия грата подвергают визуальному контролю и обмеру.
Визуальный контроль и обмер производят работники службы контроля (ПИЛ, специализированных управлений по контролю и т.п.).
5.17. При осмотре сварного соединения:
проверяют наличие на каждом стыке клейма сварщика, выполнявшего сварку. Если сварку одного стыка выполняли несколько сварщиков, то на каждом стыке должно быть проставлено клеймо каждого сварщика в данной бригаде, или одно клеймо, присвоенное всей бригаде;
проверяют наличие на одном из концов каждой плети ее порядкового номера;
убеждаются в отсутствии наружных трещин, незаплавленных кратеров и выходящих на поверхность пор.
Примечание. Клеймо сварщика (бригады) и порядковый номер плети (секции) на трубы из сталей с нормативным пределом прочности до 55 кгс/мм допускается наносить сваркой электродами с основным покрытием, а на трубы из сталей с нормативным пределом прочности 55 кгс/мм и более — только несмываемой краской.
5.18. По результатам обмера сварные соединения, выполненные дуговыми методами, должны удовлетворять следующим требованиям:
величина наружного смещения кромок не должна превышать значений, приведенных в п. 5.90;
глубина подрезов не должна превышать значений, приведенных в п.5.90;
усиление внешнего и внутреннего швов должно иметь высоту не менее 1,0 мм и не более 3,0 мм и плавный переход к основному металлу;
сварной шов облицовочного слоя должен перекрывать основной металл:
при ручной сварке — на 2,5-3,5 мм;
при сварке порошковой проволокой — на 1,5-3,5 мм;
сварной шов облицовочного слоя, получаемого при автоматических методах сварки под слоем флюса, должен иметь ширину, указанную в табл. 2;
подварочный слой, выполненный ручной сваркой, должен иметь ширину в пределах 8-10 мм;
внутренний шов, получаемый при двусторонней автоматической сварке и при автоматической подварке, должен иметь ширину, не превышающую значений, приведенных в табл. 3.
Диаметр трубы, мм
Толщина стенки трубы, мм
Ширина облицовочного слоя, мм, не более
Двусторонняя автоматическая сварка под флюсом
1020-1220
22,5-26,0
Односторонняя автоматическая сварка под флюсом
720-1420
28,5-32,0
5.19. При двусторонней автоматической сварке, а также односторонней автоматической сварке с автоматической подваркой на макрошлифе, изготовленном из каждого двухсотого стыка, измеряют геометрические размеры швов. Результаты измерений заносят в журнал сварки.
Толщина стенки, мм
Вид разделки кромок по ВСН 006-89
Глубина проплавления внутреннего слоя, мм
Ширина внутреннего шва, мм
9,5-11,0
11,1-15,2
15,3-18,0
18,1-21,0
19,7-20,5
5.20. По результатам измерений, производимых на макрошлифе (рис. 1), сварное соединение должно отвечать следующим требованиям:
смещение осей наружного и внутреннего швов (с) от условной оси стыка не должно превышать 1,0 мм;
величина перекрытия наружного и внутреннего швов (а) должна быть не менее 2,0 мм при толщине стенки трубы до 12,0 мм и не менее 3,0 мм при толщине стенки 12,0 мм и более;
глубина проплавления внутреннего шва () должна быть не более указанной в табл. 3;
ширина внутреннего шва (В) должна быть не более указанной в табл. 3.
Рис. 1. Схема определения геометрических параметров сварного шва по макрошлифу:
1 — ось первого (наружного) слоя шва; 2 — ось внутреннего слоя шва; 3 — условная ось стыка; а — перекрытие наружного и внутреннего слоев шва; с — смещение осей наружных и внутреннего слоев шва от условной оси стыка; — глубина проплавления внутреннего слоя шва; В — ширина внутреннего шва
5.21. В случае отклонения геометрических параметров сварных швов от значений, регламентируемых требованиями п. 5.22, сварку необходимо остановить, отладить оборудование и скорректировать режимы сварки, а 199 стыков, предшествующих вырезанному, считают годными, если по результатам неразрушающего контроля в них отсутствуют недопустимые дефекты.
5.22. Сварные соединения трубопроводов, выполненные дуговыми методами сварки, которые по результатам визуального контроля и обмера отвечают требованиям пп. 5.17-5.21 настоящих ВСН, а также требованиям ВСН 006-89, подвергают неразрушающему контролю.
Заключения, радиографические снимки, зарегистрированные результаты ультразвуковой дефектоскопии, магнитные ленты и диаграммы фактического режима стыковой сварки оплавлением хранятся в производственной испытательной лаборатории (ПИЛ) до сдачи трубопровода в эксплуатацию.
5.23. К проведению неразрушающего контроля допускаются дефектоскописты, окончившие специализированное профессионально-техническое училище, техникум по соответствующей специальности или курсы по подготовке дефектоскопистов, имеющие документ об окончании учебного заведения и (или) удостоверение установленной формы.
Заключение о качестве проконтролированных соединений имеют право выдавать и подписывать дефектоскописты и инженерно-технические работники, аттестованные по категории "В" в соответствии с требованиями "Положения об аттестации дефектоскопистов". — М.: ВНИИПКтехоргнефтегазстрой, 1986.
Дефектоскописты и инженерно-технические работники подразделений контроля должны проходить повторную аттестацию (переаттестацию).
Повторная аттестация (переаттестация) проводится:
а) периодически, не реже одного раза в 12 мес;
б) при перерыве в работе свыше 6 мес.
В удостоверении должны быть пометки о прохождении аттестации или вкладыши установленной формы.
5.24. Методы и объемы неразрушающего контроля определяются проектом и в зависимости от назначения и диаметра трубопровода, проектного давления транспортируемой по нему среды, а также категории трубопровода и(или) его участков могут быть выбраны по табл. 4.
Назначение, вид трубопровода, сварного соединения
Рабочее давление Р, МПа
Условный диаметр Д, мм
Категория трубопровода и его участков, условия прокладки
Количество сварных соединений, подлежащих неразрушающему контролю, %
все- го
радио- графи- чес-
кий, не менее
уль- тра- зву- ко- вой
маг- нито- графи- чес- кий
конт- роль на герме- тич- ность
Магистральные трубопроводы
До 10 вклю- чительно
До 1400 вклю- чительно
Остальное
1020-1420
В, I, II, III, IV в районах Западной Сибири и Крайнего Севера
Трубопроводы в пределах КС, СПХГ, ДКС, ГРС, УЗРГ и ПРГ:
До 10 вклю- чительно
Любой
3.
До 10 вклю- чительно
57-1420
57-1420
или 110
Любой
4.
а) газопроводы, газопроводы- шлейфы, коллекторы неочищенного газа,
В, I, II
межпро- мысловые
коллекторы, газопроводы ПХГ, трубопроводы
II, III
Остальное —
нефтяного попутного
газа, газопроводы газ-лифтных систем и подачи газа в
II, III
Остальное —
продуктивные пласты, трубопроводы нестабильного конденсата
Остальное —
б) нефте- проводы, выкидные
Остальное —
трубопроводы, нефтепродукто- проводы, нефте- газосборные трубопроводы,
То же —
Сварные соединения захлестов, ввариваемых вставок и швы приварки арматуры
Угловые сварные соединения
Примечания: 1. В начальный период освоения технологии сварки до получения стабильного качества 100% кольцевых сварных соединений контролируют радиографическим методом независимо от категории трубопроводов.
2. При неудовлетворительных результатах контроля хотя бы одного стыка трубопровода, не подлежащего 100%-ному контролю, следует проверить тем же методом контроля дополнительно 25% стыков из числа тех, которые сварены с момента предыдущей проверки.
3. Контролю не подвергают сварные соединения труб и арматуры, выполненные заводами-поставщиками.
4. Для сварных соединений трубопроводов, выполненных полуавтоматической или автоматической сваркой под слоем флюса на трубосварочных базах, допускается комплексный контроль, включающий ультразвуковой контроль в объеме 100% и дополнительный выборочный радиографический контроль соединений, признанных по результатам ультразвукового контроля годными, в объеме не менее 15% (но не менее одного стыка) от всех стыков, сваренных в течение одной смены.
5. Для трубопроводов по п.4 настоящей таблицы на трубосварочных базах с большой номенклатурой типоразмеров труб проектом должно быть предусмотрено увеличение объемов радиографического контроля поворотных сварных соединений до 100%, при этом требования табл. 4 распространяются на сварные соединения, выполненные неповоротной сваркой.
6. При строительстве промысловых трубопроводов (по п.4 настоящей таблицы) в условиях сильно заболоченной местности (переходы через болота II и III типов) проектом должно быть предусмотрено увеличение объема контроля сварных соединений трубопроводов по пп.4, а-г настоящей таблицы до 100%. В том числе радиографическим методом на участках категорий В и I — не менее 50, II — не менее 25, III и IV — не менее 10% (но не менее значений, установленных табл. 4).
7. Для трубопроводов по пп.4, в, г настоящей таблицы при давлениях менее 10 МПа объемы контроля снижаются вдвое.
8. Сварные соединения участков трубопроводов по п.4 настоящей таблицы на переходах через железные и автомобильные дороги I, II и III категорий должны быть проконтролированы в объеме 100% радиографическим методом.
9. При невозможности проведения дублирующего контроля сварных соединений захлестов, ввариваемых вставок и швов приварки арматуры ультразвуковым или магнитографическим методами допускается проведение контроля только радиографическим методом при условии, что для просвечивания используют высококонтрастные безэкранные радиографические пленки типа РТ-4М, РТ-5 (или аналогичные им по своим сенситометрическим характеристикам), а чувствительность контроля соответствует второму классу (ГОСТ 7512-82) — при давлении в трубопроводе до 10 МПа включительно и первому — при давлении свыше 10 МПа.
5.25. Общие требования к методу радиографического контроля сварных соединений трубопроводов с использованием рентгеновских аппаратов, источников радиоактивного излучения иридий-192, цезий-137, селен-75, тулий-170 и кобальт-60 и радиографической пленки установлены ГОСТ 7512-82.
5.26. При радиографическом контроле применяют отечественные радиографические пленки типа РТ-5, РТ-4М, РТ-2, РТ-3, РНТМ-1, РТ-1, РТ-СШ.
Допускается применение импортных радиографических пленок, предназначенных для дефектоскопии металлоконструкций.
Характеристики радиографических пленок приведены в справочном прил. 1.
5.27. Для просвечивания используют:
рентгеновские аппараты непрерывного действия;
импульсные рентгеновские аппараты;
внутритрубные самоходные установки.
Типы рентгеновских аппаратов, гамма-дефектоскопов и внутритрубных самоходных установок приведены в справочном прил. 2.
Допускается применение аппаратуры и оборудования других типов, в том числе зарубежного производства, при условии обеспечения необходимых режимов просвечивания и требуемого качества снимков.
5.28. Если неровности шва, брызги металла и другие внешние дефекты могут затруднить выявление внутренних дефектов в сварном соединении или повредить радиографическую пленку, то поверхность этого соединения должна быть зачищена с использованием средств механической обработки. В остальных случаях специальная подготовка поверхности сварного соединения не требуется.
5.29. Швы, подлежащие контролю, размечают на отдельные участки, длина которых зависит от формата применяемой радиографической пленки (кассет), а затем маркируют несмывающейся краской, обеспечивающей сохранность маркировки до сдачи трубопровода под изоляцию. Достаточна одна метка, которая соответствует началу мерительного пояса или рулонной пленки в следующих случаях:
при использовании вспомогательных мерительных поясов со свинцовыми цифрами, обеспечивающими перенос изображения длины шва на снимки;
при панорамном просвечивании на рулонную пленку с получением изображения контролируемого шва на одном снимке.
5.30. На каждом участке шва, подвергаемом радиографическому контролю, закрепляют эталоны чувствительности, имитаторы (если это необходимо) и свинцовые знаки.
Для определения чувствительности радиографического контроля следует использовать проволочные, канавочные и пластинчатые эталоны чувствительности, форма и размеры которых установлены ГОСТ 7512-82.
Допускается использовать канавочные и проволочные эталоны чувствительности, изготовленные по ГОСТ 7512-75.
Для маркировки радиограмм следует использовать маркировочные знаки в виде цифр и букв русского или латинского алфавитов, а также дополнительные знаки в виде стрелок, тире и т.п. (предпочтительны наборы № 1, 2, 5 и 6), изготовленные из материала, обеспечивающего получение их четких изображений на радиографических снимках.
Для удобства нахождения дефектных участков шва целесообразно использование мерительных поясов со свинцовыми знаками, обеспечивающих разметку сварного соединения.
5.31. Системой свинцовых маркировочных знаков обозначают:
направление укладки кассет или рулонной пленки, соответствующее направлению, указанному стрелкой на стыке (для неповоротных стыков в нитке трубопровода — по часовой стрелке относительно направления хода продукта);
шифр (характеристика) объекта;
шифр (клеймо) сварщика или бригады;
шифр дефектоскописта, осуществляющего просвечивание стыка.
Изображение на снимке маркировочных знаков должно быть четким и не накладываться на изображение сварного шва.
Примечания: 1. При сварке стыка несколькими сварщиками, не имеющими общего брагадного клейма, для упрощения маркировки следует использовать условный шифр в виде, например, одной буквы, используемой для обозначения состава сварщиков. Использование данного обозначения состава сварщиков должно быть оформлено протоколом за подписями начальника участка и старшего дефектоскописта. При изменении состава сварщиков шифр должен быть заменен на новый.
2. При повторном (после исправления дефектного участка сварного соединения) контроле в маркировку радиограмм в конце группы маркировочных знаков добавляется порядковый номер проведения повторного контроля "П1" или "П2".
3. Допускается маркировка снимков простым карандашом после проявления по следующим позициям:
шифр (клеймо) сварщика или бригады;
4. При использовании мерительного пояса допускается устанавливать свинцовыми цифрами номер стыка только на фиксированных по порядку пленках, номера которых в зависимости от диаметра контролируемого трубопровода приведены ниже:
Диаметр трубопровода, мм
Порядковые номера пленок
5.32. При просвечивании сварных швов без усиления (или со снятым усилением) на их границах необходимо устанавливать свинцовые стрелки или другие ограничители, помогающие определить расположение шва на радиографическом снимке.
5.33. Для измерения глубины дефектов методом визуального (или с помощью фотометров и денситометров) сравнения потемнений изображения дефектов с эталонными канавками или отверстиями следует использовать канавочные эталоны чувствительности или имитаторы, при этом необходимым условием является то, что высота усиления сварного шва должна быть не больше толщины эталона чувствительности или толщины имитатора.
5.34. Форма имитаторов может быть произвольной, глубину и ширину (диаметр) канавок и отверстий следует выбирать по табл. 5 (количество канавок и отверстий не ограничивается). Имитаторы должны иметь паспорта или сертификаты (на партию) со штампом предприятия-изготовителя, в которых обязательно указывается материал, из которого они изготовлены, их толщина, глубины всех канавок (отверстий) и их ширина (диаметр отверстий). С целью более точного распознавания дефектов (типа шлаковых включений) допускается заполнение отверстий имитаторов жидким стеклом.
Толщина имитатора , мм
Глубина канавок и отверстий , мм
Предельные отклонения глубины, мм
Ширина канавок (диаметр отверстий), мм
В рекомендуемом прил. 3 представлены возможные варианты имитаторов.
5.35. Проволочные эталоны чувствительности следует устанавливать непосредственно на сварной шов с направлением проволок поперек шва. Канавочные эталоны и имитаторы необходимо помещать рядом со швом с направлением их вдоль шва.
Пластинчатые эталоны должны быть размещены рядом со швом с направлением эталона вдоль шва или непосредственно на шве с направлением эталона вдоль шва или непосредственно на шве с направлением эталона поперек шва.
При просвечивании кольцевых швов трубопроводов малого диаметра "на эллипс" допускается устанавливать канавочные и пластинчатые эталоны чувствительности и маркировочные знаки рядом со швом вдоль оси трубы, а не вдоль сварного шва.
5.36. При просвечивании трубопроводов с расшифровкой только прилегающих к пленке (к кассетам) участков сварного соединения эталоны чувствительности помещают между контролируемым изделием и кассетами с пленкой.
При просвечивании "на эллипс" эталоны чувствительности располагают между контролируемым изделием и источником излучения.
5.37. При фронтальном просвечивании за несколько экспозиций эталоны чувствительности устанавливают таким образом, чтобы их изображение было расположено на более светлой части снимков на расстоянии 25-50 мм от их краев.
При панорамном просвечивании кольцевых швов трубопроводов за одну установку источника излучения изображение эталонов чувствительности может располагаться в любой части снимка по его длине. Аналогично эталонам чувствительности должны быть размещены имитаторы.
При панорамном просвечивании кольцевых швов трубопроводов на рулонную радиографическую пленку за одну установку источника излучения располагают не менее четырех эталонов чувствительности (а в случае необходимости и имитаторов) — по одному на каждую четверть длины окружности сварного соединения.
5.38. Кольцевые швы трубопроводов, переходов и трубных узлов (приварки тройников, отводов) просвечиваются по одной из схем в зависимости от геометрических размеров труб, типа и активности применяемого источника излучения. Схемы просвечивания представлены на рис. 2-5.
Рис. 2. Схема панорамного просвечивания изнутри трубы
за одну установку источника излучения
Рис. 3. Схема фронтального просвечивания через две стенки
за три установки источника излучения
Рис. 4. Схема фронтального просвечивания через две стенки за одну
или две установки источника излучения на плоскую кассету
(схема просвечивания "на эллипс")
5.39. Криволинейные швы тройников и отводов можно просвечивать по одной из схем, представленных на рис. 6-10, в зависимости от диаметров свариваемых патрубков, их соотношений и условий доступа к сварному шву.
Рис. 5. Схема фронтального просвечивания через две стенки
за одну установку источника излучения без его смещения
относительно сварного шва:
а — для соединения труб; б — для соединения врезок
где при и С = 2 при
— наружный диаметр контролируемого сварного соединения, мм;
— внутренний диаметр контролируемого сварного соединения, мм;
— длина снимка, мм;
— максимальный размер фокусного пятна источника излучения, мм;
— требуемая чувствительность радиографического контроля, мм.
Рис. 6. Схема просвечивания криволинейного шва изнутри трубы
за одну установку источника излучения
Рис. 7. Схема просвечивания криволинейного шва изнутри трубы
за несколько установок источника излучения
Рис. 8. Схема фронтального просвечивания криволинейных швов врезок малого диаметра
за одну установку источника излучения
Рис. 9. Схема фронтального просвечивания криволинейных швов врезок большого диаметра
за несколько установок источника излучения
Рис. 10. Схемы просвечивания криволинейных швов врезок снаружи трубы
за несколько установок источника излучения
5.40. Количество экспозиций и фокусное расстояние () для схем просвечивания, представленных на рис. 2-10, определяется по формулам, приведенным в табл. 6 и 7.
Схема просвечивания
Минимальное расстояние от источника излучения до поверхности контролируемого сварного соединения , мм
5.41. Смещение источника излучения относительно плоскости сварного шва при контроле по схеме, представленной на рис. 4, составляет 0,35 — 0,5 при просвечивании за одну экспозицию и 0,2 при просввечивании за двев экспозиции ( — фокусное расстояние).
Схема просвечивания
Минимальное количество экспозиций (участков)
Рис. 3, 7, 8, 9
5.42. При просвечивании по схемам, представленным на рис. 2, 3 и 5, угол между направлением излучения и плоскостью сварного шва не должен превышать 5°.
5.43. При просвечивании по схемам, представленным на рис. 3, 6-10, угол между направлением излучения и плоскостью контролируемого участка сварного шва в любой его точке не должен превышать 30°.
5.44. Энергию рентгеновского излучения (напряжение на трубке), тип радиоактивного источника, тип радиографической пленки, схему зарядки кассет (с усиливающими экранами или без них), толщину защитных свинцовых экранов (от рассеянного излучения) и схему просвечивания выбирают в зависимости от геометрических размеров контролируемого изделия таким образом, чтобы чувствительность контроля не превышала половины размера по глубине минимального из недопустимых дефектов, но не более значений, приведенных в табл. 8.
Толщина контролируемого металла в месте установки эталона чувствительности, мм
Свыше 5 до 9 вкл.
Примечания: 1. При давлении в трубопроводе до 10 МПа включительно чувствительность контроля должна соответствовать третьему классу, при давлении свыше 10 МПа — второму.
2. Если на какой-то конкретный объект разрабатывается специальная технология сварки и контроля сварных соединений, то в нормативно-технической документации (инструкции, руководстве и др.) должен быть оговорен класс чувствительности снимка (контроля).
Чувствительность контроля К определяют (К в мм или К в %) по изображению на снимке канавочного, проволочного или пластинчатого эталона по формулам:
при использовании канавочных или пластинчатых эталонов чувствительности
при использовании проволочных эталонов чувствительности
где — толщина контролируемого металла в месте установки эталона, мм;
— толщина просвечиваемого металла в месте установки эталона, т.е. толщина контролируемого металла плюс толщина эталона ();
— глубина наименьшей видимой на снимке канавки канавочного эталона (толщина пластинчатого эталона, когда на снимке выявляется отверстие диаметром, равным удвоенной толщине этого эталона), мм;
— толщина эталона чувствительности, мм;
— диаметр наименьшей видимой на снимке проволоки проволочного эталона, мм.
Чувствительность контроля (чувствительность снимков) при просвечивании "на эллипс" за одну или две экспозиции определяют по отношению к удвоенной толщине стенки трубы:
а) при использовании канавочных или пластинчатых эталонов чувствительности
б) при использовании проволочных эталонов чувствительности
Примечание. При просвечивании "на эллипс" с использованием канавочных эталонов чувствительность снимков может считаться достаточной, если видна следующая меньшая по величине канавка по сравнению с той, которая соответствует допускаемой глубине дефектов.
5.45. Экспозицию (фактор экспозиции) определяют по специальным номограммам.
На рис. 11, 12 приведены номограммы для пленки РТ-СШ. Для определения времени экспозиции при использовании других типов пленок полученные по номограммам результаты необходимо уточнить, принимая во внимание величины относительной чувствительности этих пленок.
Рис. 11. Номограмма для определения времени экспозиции при просвечивании стали
рентгеновскими аппаратами непрерывного действия на пленку типа РТ-СШ
(чувствительность 25 1/Р) при фокусном расстоянии 700 мм и при различных
напряжениях на трубке рентгеновского аппарата
5.46. Если фокусное расстояние отличается от приведенных на рис. 11, 12, то фактор экспозиции можно определять из следующей зависимости:
где и — факторы экспозиции при фокусных расстояниях и соответственно;
— фокусное расстояние по номограмме (см. рис. 11);
— фокусное расстояние, необходимое при работе.
Рис. 12. Номограммы для определения экспозиции при просвечивании стали
на рулонную радиографическую пленку РТ-СШ гамма-источниками:
а — иридий-192; б — цезий-137 при разных фокусных расстояниях:
1 — = 500 мм; 2 — = 600 мм; 3 -= 700 мм
5.47. При использовании в качестве источника излучения изотопа иридий — 192 через каждые 1-2 недели необходимо увеличивать время экспозиции делением его первоначального значения на величину поправочного коэффициента (значения коэффициента приведены в табл. 9).
Время (Т), недели
Значения коэффициента К
Время (Т), недели
Значения коэффициента К
5.48. Суммарная разностенность толщин, просвечиваемых за одну экспозицию, не должна превышать следующих величин (для оптических плотностей 1,5-3,0 единиц оптической плотности):
5,5 мм при напряжении на рентгеновской трубке 200 кВ;
7,0 мм при напряжении на рентгеновской трубке 260 кВ;
15 мм при использовании иридия-192;
15 мм при использовании цезия-137.
При наличии оборудования для просмотра снимков, имеющих почернение до 4 е.о.п., суммарная разностенность не должна превышать:
7,5 мм при напряжении на трубке 200 кВ;
9,0 мм при напряжении на трубке 260 кВ;
20,0 мм при использовании иридия-192;
22,0 при использовании цезия-137.
Примечания: 1. При просвечивании необходимо использовать технические пленки.
2. Изображение на снимке более тонкого элемента должно иметь максимальную оптическую плотность.
3. При определении чувствительности контроля расчет необходимо вести по той толщине стенки, на которую установлены эталоны чувствительности.
5.49. Снимки, допущенные к расшифровке, должны удовлетворять следующим требованиям:
длина каждого снимка должна обеспечивать перекрытие изображения смежных участков сварного соединения на величину не менее 20 мм, а его ширина — получение изображения сварного шва и прилегающих к нему околошовных зон шириной не менее 20 мм с каждой;
на снимках не должно быть пятен, полос, загрязнений, следов электростатических разрядов и других повреждений эмульсионного слоя, затрудняющих их расшифровку;
на снимках должны быть видны изображения эталонов чувствительности и маркировочных знаков, ограничительных меток, имитаторов и мерительных поясов, если они использовались;
оптическая плотность изображений основного металла контролируемого участка должна быть не менее 2 е.о.п.
При использовании высокочувствительных экранных радиографических пленок снимки должны иметь потемнение, находящееся в пределах 1-2 е.о.п. (на участках с изображением основного металла).
Разность оптических плотностей изображений канавочного эталона чувствительности и основного металла в месте установки эталона должна быть не менее 0,3 е.о.п.
Чувствительность снимков должна соответствовать требованиям п.5.44 настоящих ВСН.
5.50. Расшифровка и оценка качества сварных соединений по снимкам, на которых отсутствуют изображения эталонов чувствительности и имитаторов (если они используются), не допускается, если это специально не оговорено технической документацией.
5.51. Размеры дефектов при расшифровке снимков следует округлять до ближайших значений из ряда чисел: 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; 0,6; 0.8; 1,0; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5; 2,7; 3,0.
При просвечивании "на эллипс" (см. рис. 4) размеры дефектов участка сварного соединения, расположенного со стороны источника излучения, перед их округлением должны быть умножены на коэффициент:
где — расстояние от источника излучения до поверхности контролируемого участка сварного соединения, мм;
— толщина контролируемого участка сварного соединения, мм;
— диаметр трубы, мм.
Примечание. При просвечивании по схемам, представленным на рис. 5, размеры изображений дефектов на коэффициент не умножаются.
5.52. Результаты расшифровки снимков с указанием их чувствительности и всех выявленных дефектов заносят в заключение установленной формы.
Каждый дефект должен быть отмечен отдельно и иметь подробное описание в соответствии с критериями оценки качества сварных соединений, определяемыми требованиями п.5.90 настоящих ВСН, с указанием:
символа условного обозначения типа дефекта;
размера дефекта или суммарной длины цепочки и скопления пор или шлаков в миллиметрах (с указанием преобладающего размера дефекта в группе);
количества однотипных дефектов на снимке;
глубины дефектов в миллиметрах или процентах от толщины металла свариваемых элементов трубопровода. Допускается вместо записи глубины дефектов в миллиметрах или процентах указывать с помощью знаков >, = или < величину дефекта по отношению к максимально допустимой для данного сварного соединения.
5.53. Заключение по результатам контроля следует давать отдельно по каждому отрезку снимка длиной 300 мм (для рулонных снимков) и по каждому снимку (для форматных); после анализа всех отрезков или снимков составляют заключение о качестве сварного стыка в целом.
В тех случаях, когда снимки имеют одинаковую чувствительность, а на изображении сварного шва отсутствуют дефекты, их можно группировать и записывать в заключении одной строкой.
5.54. При проведении радиографического контроля на строительстве трубопроводов во избежание поражения электрическим током и опасного воздействия на обслуживающий персонал ионизирующего излучения и вредных газов, образующихся в воздухе под действием излучения, необходимо строго соблюдать правила техники безопасности, установленные действующими нормативными документами.
5.55. В организациях, где проводятся работы с применением ионизирующего излучения, должен осуществляться систематический дозиметрический контроль, который обеспечивает соблюдение норм радиационной безопасности и получение информации о дозе облучения персонала.
5.56. Магнитографический контроль кольцевых сварных соединений трубопроводов осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 25225-82.
5.57. Сварные соединения, подлежащие магнитографическому контролю, должны иметь:
а) коэффициент формы усиления шва (отношение ширины валика усиления к его высоте) не менее 7;
б) коэффициент формы сварного шва (отношение ширины валика усиления шва к толщине стенки трубы):
не менее 2,5 для толщин стенок труб до 8 мм;
не менее значений в пределах 2,5-2 для толщин от 8 до 16 мм;
не менее 1,8 для толщин стенок труб свыше 16 мм;
в) высоту неровностей (чешуйчатости) на поверхности шва не более 25% высоты валика усиления, но не свыше 1 мм.
Магнитографическому контролю подвергают также сварные стыки, имеющие ширину валика усиления шва меньшую, чем это обусловлено указанными выше коэффициентами формы сварного шва, если высота валика усиления в соответствии со СНиП III-42-80 колеблется от 1 до 3 мм и значение коэффициента формы усиления шва составляет не менее 10.
5.58. Для магнитографического контроля сварных стыков магистральных трубопроводов из обычных магнитомягких сталей перлитного, бейнитного и мартенситоферритного классов следует применять магнитную ленту типа И4701 (ТУ 6-17-632-74).
Ширина применяемой для магнитографического контроля магнитной ленты должна быть больше ширины валика усиления контролируемых сварных швов не менее чем на 10 мм.
Применяемая магнитная лента не должна иметь надрывов, проколов, местных отслаиваний магнитного слоя, неразглаживающихся морщин и других механических повреждений.
5.59. Для намагничивания сварных соединений применяют намагничивающие устройства, тип которых в зависимости от диаметра трубы выбирают по табл.10.
Тип намагничивающего устрйства
Диаметр трубопровода, мм
Сила тока (А) при толщине стенки контролируемого трубопровода, мм
57-168
168-377
377-1020
168-1020
720-1420
(кольцевое)
Примечание. При контроле сварного соединения разностенных труб режим намагничивания следует устанавливать по большей толщине стенки двух стыкуемых труб.
5.60. Для воспроизведения магнитограмм применяют дефектоскопы МДУ-2У, МД-11Г и УВ-30Г с индикацией сигналов воспроизведения магнитограмм сварных стыков на экране электронно-лучевой трубки (ЭЛТ), а также дефектоскопы МД-20Г и МД-40Г с многоканальной регистрацией результатов воспроизведения на электрохимической бумажной ленте.
5.61. Электропитание намагничивающих устройств в трассовых условиях осуществляют от автономных источников постоянного тока. Для этой цели используют переносные станции питания СПП-1 или СПА-1.
При использовании в трассовых условиях передвижной автолаборатории энергопитание намагничивающих устройств всех типоразмеров осуществляют от генератора постоянного тока, смонтированного в кузове лаборатории, с приводом от вала отбора мощности автомобиля.
В отдельных случаях (например, при магнитографическом контроле сварных стыков на трубосварочных базах) для электропитания намагничивающих устройств используют генераторы постоянного тока передвижных сварочных агрегатов.
5.62. Для настройки магнитографических дефектоскопов используют контрольные магнитограммы, изготавливаемые на стандартных образцах предприятия (СОП).
5.62.1. В качестве СОП используют обечайку или ее часть (длиной не менее 1/3 окружности), сваренную из двух колец трубы того же диаметра и той же толщины стенки, что и контролируемый трубопровод. Ширину свариваемых колец трубы следует выбирать не менее чем по 0,5-0,6 мм.
5.62.2. СОП должны быть изготовлены для каждого диаметра, толщины стенки и марки стали труб и сварены тем же методом и по той же технологии (сварочные материалы, режим сварки), что и стыковые швы трубопровода, качество которых подлежит контролю магнитографическим методом.
Если на данном объекте строительства трубопровода применяют трубы различной поставки, но из сталей с одинаковыми или близкими структурами, химическим составом и магнитными свойствами, то изготовляют один СОП для труб из этих сталей с одинаковой толщиной стенки.
5.62.3. После сварки стыковые швы СОП должны быть просвечены рентгеновскими или гамма-лучами. По полученным радиографическим снимкам определяют вид, величину и место расположения контрольных дефектов, которые по своим параметрам должны быть близки приведенным в п.5.90 настоящих ВСН.
5.62.4. СОП должен быть проверен и принят комиссией, составленной из руководящего и инженерно-технического персонала строительно-монтажной организации и подразделения контроля качества.
5.62.5. Контрольные магнитограммы записывают на стыковых швах СОП путем намагничивания последних теми же устройствами и при тех же режимах, которые применяют для контроля сварных соединений трубопроводов на данном объекте строительства.
При каждой смене партии магнитной ленты, применяемой для контроля стыковых швов, должна быть изготовлена новая контрольная магнитограмма из новой партии ленты.
5.62.6. На контрольной магнитограмме должны быть отмечены карандашом границы участков с указанием:
вида и величины дефектов;
толщины основного металла образца;
даты изготовления контрольной магнитограммы;
номера партии магнитной ленты.
5.62.7. Контрольные магнитограммы следует заменять новыми по мере появления на них механических повреждений (отслоение или истирание магнитного слоя, проколы, надрывы и др.).
5.62.8. При использовании одного и того же дефектоскопа с несколькими намагничивающими устройствами с помощью каждого устройства записывают контрольную магнитограмму, по которой из них настраивают чувствительность магнитографического дефектоскопа.
5.63. Настройку чувствительности дефектоскопа (или, по крайней мере, ее проверку) следует проводить каждый раз перед началом работы с ним.
5.64. Перед проведением контроля с поверхности стыкового шва, особенно выполненного ручной электродуговой сваркой, и околошовных зон шириной не менее 20 мм с каждой стороны валика усиления должны быть устранены грубые неровности (чрезмерная чешуйчатость, затвердевшие брызги расплавленного металла и шлака, а также наплывы), высота которых превышает нормы, указанные в п.5.57 настоящих ВСН.
Кроме того, с поверхности контролируемых сварных швов и околошовных зон должны быть удалены грязь, снег, лед и другие посторонние наслоения, затрудняющие плотное прилегание магнитной ленты и ухудшающие условия магнитной записи на ней полей дефектов.
5.65. При проведении магнитографического контроля на поверхность подготовленного к контролю сварного шва накладывают с натяжением магнитную ленту так, чтобы она магнитным слоем плотно прилегала к шву, огибая и полностью закрывая по ширине валик усиления, и была расположена симметрично середине стыкового шва по всему его периметру.
На одном из свободных концов (длиной 60-70 мм) этой ленты со стороны ее магнитного слоя предварительно записывают простым карандашом следующие данные:
наименование объекта (допускается в сокращенном виде);
диаметр трубопровода и толщину его стенки;
номер стыкового шва и клеймо сварщика;
тип используемого намагничивающего устройства (сокращенно) и режим намагничивания (сила тока);
дату контроля и фамилию дефектоскописта.
Этот конец магнитной ленты совмещают с принятой точкой отсчета на трубе (например, с ее зенитом).
После наложения на сварной шов магнитную ленту плотно прижимают к нему и фиксируют эластичным поясом или другим мягким прижимным устройством.
5.66. Намагничивание контролируемого шва осуществляют на режимах, которые в зависимости от толщины стенки трубы и используемого намагничивающего устройства определяют по табл. 10.
Скорость перемещения намагничивающего устройства не должна превышать 400 мм/с.
5.67. При воспроизведении магнитограммы контролируемого стыка на дефектоскопах (МДУ-2У, МД-11Г или УВ-30Г) с покадровой разверткой яркостной и импульсной индикацией на экране ЭЛТ последовательно просматривают кадры с изображением магнитной записи полей рассеяния смежных участков сварного шва.
Когда появится в кадре изображение магнитного отпечатка поля дефекта, то отключают протяжку магнитной ленты и кадровую развертку.
По изображению яркостной индикации определяют характер дефекта, его расположение по ширине сварного шва и протяженность по длине кадра, а по шкале импульсной индикации — суммарную амплитуду (размах) сигнала от "пика" до "пика" и оценивают относительную величину следующим образом:
а) если амплитуда сигнала от выявленного дефекта ниже браковочного уровня, установленного на экране импульсной индикации при настройке чувствительности дефектоскопа по контрольной магнитограмме, то величину этого дефекта следует считать допустимой;
б) если амплитуда импульса от дефекта превышает браковочный уровень, то величину дефекта следует считать недопустимой.
В процессе воспроизведения магнитограмм контролируемых сварных стыков все обнаруженные дефекты (вид дефекта, его величина и протяженность вдоль шва) отмечают простым карандашом со стороны магнитного слоя ленты.
5.68. При использовании дефектоскопа (МД-20Г или МД-40Г) с непрерывной регистрацией изображения магнитограммы сварного шва и диаграммы величины сигналов от дефектов на электрохимической бумажной ленте результаты контроля расшифровываются после окончания воспроизведения всей магнитограммы шва.
Характер выявленных дефектов, как и на экране яркостной индикации, определяют по форме, ориентации и степени потемнения полутоновых изображений магнитных отпечатков, воспроизводимых на электрохимической бумаге соответствующим каналом регистратора.
5.69. При расшифровке магнитограмм проконтролированного соединения по результатам магнитографирования измеряют:
амплитуду и длительность сигнала от дефекта на экране импульсной индикации или уровень диаграммы на носителе записи регистратора;
протяженность дефекта вдоль сварного шва при заданной чувствительности дефектоскопа;
расстояние между соседними дефектами при заданной чувствительности дефектоскопа;
размер дефекта по ширине шва.
5.70. Результаты магнитографического контроля оформляют в виде заключений установленной формы.
Требования к оформлению заключений аналогичны требованиям к оформлению заключений по результатам радиографического контроля (см. п.5.52 настоящих ВСН).
5.71. Ультразвуковой контроль сварных соединений трубопроводов осуществляют в соответствии с требованиями ГОСТ 14782-86.
5.72. Контроль может осуществляться в ручном, механизированном или автоматизированном вариантах.
Для ручного контроля и контроля в механизированном варианте сканирования следует применять ультразвуковые эхо-импульсные дефектоскопы и интроскопы УД-11ПУ, УД-12ПУ, УИ-70 или другие (в том числе импортные), близкие указанным по своим техническим характеристикам.
Дефектоскопы должны быть укомплектованы пьезоэлектрическими преобразователями, рассчитанными на рабочую частоту в диапазоне от 1,25 до 5,0 МГц.
Для автоматизированного контроля должно применяться оборудование отечественного и (или) зарубежного производства, по своим техническим характеристикам обеспечивающее выявление всех недопустимых дефектов.
5.73. Поверхность сварного соединения, подлежащего ультразвуковому контролю, должна быть с обеих сторон шва очищена от брызг металла, шлака, окалины, грязи, льда и снега.
Очищать поверхность сварного соединения (за исключением сварного шва) следует шаберами, напильниками, металлическими щетками, шлифмашинками и т.д. После очистки шероховатость подготовленной поверхности должна быть не ниже = 40 мкм по ГОСТ 2789-73.*
Околошовную поверхность контролируемого соединения необходимо очистить с обеих сторон усиления шва. Ширина зоны очистки с каждой стороны должна быть не менее 2,5 + 40 мм (где — толщина стенки, мм).
5.74. Подготовленные для контроля поверхности непосредственно перед прозвучиванием необходимо тщательно протереть ветошью и покрыть слоем контактной смазки. В качестве смазки в зависимости от температуры окружающей среды применяют:
при температурах выше плюс 25°С — солидол, технический вазелин;
при температурах от плюс 25 до минус 25°С — моторные и дизельные масла различных марок, трансформаторное масло и т.п.;
при температурах ниже минус 25°С — моторные и дизельные масла, разбавленные до необходимой консистенции дизельным топливом.
Допускается применение в качестве контактных смазок других веществ (специальные пасты, глицерин, обойный клей и др.) при условии обеспечения стабильного акустического контакта при заданной температуре контроля.
5.75. Подготовку поверхности контролируемых соединений к контролю и удаление контактной смазки после проведения контроля должен выполнять специально выделенный персонал; в обязанности дефектоскописта эти работы не входят.
5.76. Сварные соединения следует контролировать наклонными пьезоэлектрическими преобразователями, рекомендуемые характеристики которых в зависимости от толщины стенки контролируемого соединения можно определить по табл. 11.
Толщина стенки основного металла контролируемого соединения, мм
Рабочая частота, МГц
Угол наклона призмы, °
Диаметр пьезо- пластины преобразо- вателя, мм
Конструкция (тип) пьезопре- образователя
Более 8,0 до 12,0
5,0; 2,5
Более 12,0 до 26,0
Более 26,0 до 40,0
2,5; 1,25
12; 18
Примечания: 1. Допустимый разброс рабочей частоты и диаметра пластины пьезопреобразователя определяется соответствующими техническими условиями на изготовление и поставку пьезопреобразователей и пьезопластин.
2. Конструкция пьезопреобразователя обозначена: РС — раздельно-совмещенный пьезопреобразователь; С — совмещенный пьезопреобразователь.
3. При использовании для контроля импортных пьезопреобразователей, стандартные значения рабочей частоты и угла наклона (ввода) которых отличаются от указанных в табл. 11, следует выбирать пьезопреобразователи с ближайшими большими значениями. Форма и размеры пьезопластин при этом не регламентируются.
5.77. Проверку угла наклона призмы, определение угла ввода, проверку и (или) определение точки выхода ультразвуковых колебаний совмещенных наклонных пьезоэлектрических преобразователей с плоской (непритертой) рабочей поверхностью следует осуществлять по стандартным образцам СО-1, СО-2 и СО-3 по ГОСТ 14782-86.
Угол наклона искателя должен находиться в пределах, регламентируемых в табл.11.
Положение метки, соответствующей точке выхода ультразвуковых колебаний, не должно отличаться от действительного более чем на ±1 мм.
5.78. Проверку нестандартных (в том числе раздельно-совмещенных) преобразователей, а также преобразователей с притертой рабочей поверхностью следует проводить на стандартном образце предприятия (СОП), изображенном на рис. 13.
Рис. 13. Стандартный образец предприятия для настройки ультразвуковых дефектоскопов:
а — с угловыми отражателями; б — с цилиндрическими сверлениями
5.79. Проверку работоспособности дефектоскопа с пьезопреобразователем и его настройку осуществляют в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации применяемого прибора.
5.80. Чувствительность дефектоскопа с преобразователем должна обеспечивать надежное выявление искусственного углового отражателя, размеры отражающей грани которого в зависимости от толщины стенки контролируемого соединения определяют по табл. 12.
Толщина образца , мм
Ширина зарубки , мм
Высота зарубки , мм
Примечание. При изготовлении угловых отражателей, указанных в табл. 12, их размеры следует соблюдать с точностью ±0,1 мм.
Искусственные отражатели изготавливаются в стандартных образцах предприятия (см. рис. 13).
Допускается вместо стандартных образцов предприятия с угловым отражателем применять стандартные образцы предприятия с отверстиями с плоским дном, а также с боковыми или вертикальными сверлениями. В этих случаях размеры (диаметр) отражателей должны быть оговорены технологической документацией.
5.81. Контролируемое соединение следует прозвучивать, как правило, прямым и однократно отраженным лучом.
5.82. В ручном варианте контроля прозвучивание сварного соединения выполняют по способу продольного и (или) поперечного перемещения преобразователя при постоянном или автоматически изменяющемся угле ввода луча.
Шаг поперечного перемещения преобразователя не должен превышать половины ширины его призмы. Пределы перемещения искателя должны обеспечивать прозвучивание всего сечения шва.
При механизированном и автоматизированном контроле способ сканирования определяется конструкцией акустической системы применяемого оборудования.
5.83. Признаком обнаружения дефекта при ручном контроле служит появление на экране дефектоскопа импульса в соответствующей зоне развертки и (или) срабатывание других индикаторов дефектоскопа (светового или звукового).
При появлении указанных сигналов путем определения координат отражающей поверхности устанавливают принадлежность обнаруженного дефекта контролируемому шву.
При использовании оборудования для механизированного и автоматизированного контроля локализацию дефекта осуществляют по соответствующим методикам.
5.84. При обнаружении дефекта производят определение следующих его характеристик:
амплитуду эхо-сигнала от дефекта;
наибольшую глубину залегания дефекта в сечении шва;
условную протяженность дефекта;
суммарную условную протяженность дефектов на оценочном участке.
5.84.1. Амплитуду эхо-сигнала от дефекта измеряют следующим образом. С помощью регуляторов "Ослабление" устанавливают высоту сигнала на экране дефектоскопа равной 20 мм. Показания аттенюатора в этом случае и являются амплитудой измеряемого сигнала (в дБ).
5.84.2. Наибольшую глубину залегания дефектов (в мм) определяют в соответствии с инструкцией по эксплуатации применяемого дефектоскопа.
5.84.3. Условную протяженность дефекта (в мм) измеряют при поисковой чувствительности по длине зоны между крайними положениями искателя, перемещаемого вдоль шва и ориентированного перпендикулярно к нему. Крайними положениями считают те, при которых амплитуда эхо-сигнала от дефекта уменьшается до 10 мм.
Примечание. При использовании дефектоскопов, не имеющих электронно-оптических индикаторов, за крайние положения преобразователя считают те, в которых наблюдается появление и исчезновение звукового (светового) сигнала.
5.84.4. Условное расстояние между дефектами измеряют расстоянием между крайними положениями искателя, при которых была определена условная протяженность двух рядом расположенных дефектов.
5.84.5. Суммарную условную протяженность дефектов на оценочном участке (в мм) определяют как сумму условных протяженностей дефектов, обнаруженных на этом участке.
5.85. Дефекты сварных соединений по результатам ультразвукового контроля относят к одному из следующих видов:
а) непротяженные (одиночные поры, компактные шлаковые включения);
б) протяженные (трещины, непровары, несплавления, удлиненные шлаки);
в) цепочки и скопления (цепочки и скопления пор и шлака).
5.85.1. К непротяженным относят дефекты, условная протяженность которых не превышает значений, указанных в табл. 13. Этими дефектами могут быть одиночные поры или неметаллические включения.
Толщина стенки контролируемого соединения, мм
Условная протяженность дефекта, мм
5.85.2. К протяженным относят дефекты, условная протяженность которых превышает значения, указанные в табл. 13. Этими дефектами могут быть одиночные удлиненные неметаллические включения и поры, непровары (несплавления) и трещины.
5.85.3. Цепочкой и скоплением считают три и более дефекта, если при перемещении искателя соответственно вдоль или поперек шва огибающие последовательностей эхо-сигналов от этих дефектов при поисковом уровне чувствительности пересекаются (не разделяются). В остальных случаях дефекты считают одиночными.
5.86. По результатам ультразвукового контроля годным считают сварное соединение, в котором отсутствуют:
а) непротяженные дефекты, амплитуда эхо-сигнала от которых превышает амплитуду эхо-сигнала от контрольного отражателя в СОП, или суммарная условная протяженность которых в шве превышает 1/6 периметра этого шва;
б) цепочки и скопления, для которых амплитуда эхо-сигнала от любого дефекта, входящего в цепочку (скопление), превышает амплитуду эхо-сигнала от контрольного отражателя в СОП или суммарная условная протяженность дефектов, входящих в цепочку (скопление), более 30 мм на любые 300 мм шва;
в) протяженные дефекты в сечении шва, амплитуда эхо-сигнала от которых превышает амплитуду эхо-сигнала от контрольного отражателя в СОП, или условная протяженность которых более 50 мм, или суммарная условная протяженность которых более 50 мм на любые 300 мм шва;
г) протяженные дефекты в корне шва, амплитуда эхо-сигналов от которых превышает амплитуду эхо-сигналов от контрольного отражателя в СОП или условная протяженность такого дефекта превышает 1/6 периметра шва.
5.87. Результаты ультразвукового контроля оформляют в виде заключения установленной формы. К заключению должна быть приложена схема проконтролированного соединения с указанием на ней мест расположения выявленных дефектов.
5.87.1. При описании результатов контроля следует каждый дефект (или группу дефектов) указывать отдельно и обозначать в приведенной ниже последовательности:
буквой, определяющей вид дефекта по протяженности;
цифрой, определяющей наибольшую глубину залегания дефекта, мм;
цифрой, определяющей условную протяженность дефекта, мм;
буквой, определяющей качественно признак оценки допустимости дефекта по амплитуде эхо-сигнала.
5.87.2. Для записи необходимо применять следующие обозначения:
А — непротяженные дефекты;
Е — протяженные дефекты,
В — цепочки и скопления;
Г — дефект, амплитуда эхо-сигнала от которого равна или менее допустимых значений;
Н — дефект, амплитуда эхо-сигнала от которого превышает допустимое значение.
Условную протяженность для дефектов типа А не указывают.
В сокращенной записи числовые значения отделяют одно от другого и от буквенных обозначений дефисом.
Контроль на герметичность
5.88. Контроль сварных швов на герметичность методом химических реакций осуществляют следующим образом:
перед контролем сварные соединения тщательно очищают от шлака и грязи (сварное соединение считается пригодным для контроля, если нанесенный на него спирто-водный раствор фенол-фталеина не изменяет свой цвет);
на подвергаемые контролю сварные соединения наносят спирто-водный раствор фенолфталеина, имеющий молочный цвет;
внутри контролируемого трубопровода создается давление воздушно-аммиачной пробной смеси; аммиак в количестве не менее 1% от объема воздуха (в составе смеси при нормальном давлении) закачивают при последующем повышении давления до 1,25 рабочего;
контролируемый участок трубопровода (или контролируемое изделие) выдерживают в течение 10 мин.
5.88.1. В местах наличия сквозных дефектов индикаторный раствор изменяет окраску на ярко-красную с фиолетовым оттенком.
5.88.2. Места расположения дефектов отмечают краской и после полного удаления воздушно-аммиачной среды сварные швы ремонтируют (а при наличии трещин — вырезают).
5.88.3. При испытаниях применяют материалы:
Спирто-водный раствор фенолфталеина (в весовых %):
спирт ректификат или сырец . 40,0
Пробным веществом является газообразный аммиак (его получают из сжиженного аммиака, поставляемого в баллонах).
5.88.4. Результаты контроля на герметичность методом химических реакций фиксируют в специальном журнале с указанием наименования проверяемого сварного соединения, вида соединения (стыковое, враструб и т.д.), диаметра и толщины сваренных труб, протяженности или количества швов (для однотипных соединений), вида и количества обнаруженных сквозных дефектов (поры, трещины и др.), величины созданного давления воздушно-аммиачной среды и концентрации аммиака в ней, вида применяемого индикаторного раствора, температуры окружающего воздуха, фамилии сварщика и оператора, даты проведения сварки и контроля, результатов проверки сварных швов после ремонта дефектных участков.
5.89. Перед испытанием на герметичность капиллярным методом (смачивание керосином) сварные швы должны быть тщательно очищены от шлака и загрязнений.
5.89.1. Если сварные швы по тем или иным причинам находились в контакте с водой, то они должны быть протерты сухой ветошью и просушены при температуре 100°С.
5.89.2. С целью повышения контрастности керосина рекомендуется окрасить его с помощью красителя "Судан-III" (ТУ 6-09-3234-78). Для этого в 1000 см керосина добавляют 3 г красителя. После тщательного перемешивания нерастворившуюся часть красителя необходимо отфильтровать.
5.89.3.В качестве индикаторной жидкости применяют осветительный керосин.
5.89.4. В качестве проявителя применяют: суспензию мела в воде (350-400 г мела на 1000 см воды); суспензию мела в спирте (350-400 г мела на 1000 см этилового технического или гидролизного спирта марки А). Второй состав рекомендуется применять в условиях отрицательных температур.
5.89.5. Ту сторону сварных швов, с которой удобнее производить устранение сквозных дефектов, окрашивают тонким слоем меловой суспензии. Нанесение суспензии рекомендуется производить с помощью пневматического краскораспылителя. При этом расстояние распылительного сопла до сварного стыка должно быть таким, чтобы при соприкосновении меловой суспензии с поверхностью сварного соединения суспензия была почти сухой.
5.89.6. После высыхания меловой суспензии противоположная сторона шва обильно смачивается керосином 3-4 раза.
5.89.7. Керосин можно наносить и под давлением. Для подачи керосина под давлением можно использовать бачок керосинореза, краскопульта и подобные им устройства.
5.89.8. Время выдержки сварных соединений (продолжительность испытания) после смачивания их керосином должно быть не менее 12 ч при положительной температуре и не менее 24 ч при отрицательной. Время выдержки сокращается до 1,5-2 ч, если швы перед смачиванием их керосином подогреты до температуры 60-70 °С.
5.89.9. В местах сквозных дефектов (пор, трещин, непроваров и др.) на окрашенной мелом поверхности сварных швов образуются индикаторные пятна.
5.89.10. Применение керосина позволяет зафиксировать индикаторные пятна на продолжительное время (несколько суток). Керосин наиболее эффективно применять при контроле в жаркую погоду, когда индикаторная жидкость быстро испаряется.
5.89.11. Наблюдение за сварным соединением нужно вести с момента начала нанесения на него керосина. Наиболее быстрый рост индикаторных пятен происходит в течение 15 мин после выхода керосина на поверхность шва со слоем меловой суспензии.
5.89.12. Места сквозных дефектов отмечают краской и после их устранения проверяют вновь.
5.89.13. Результаты контроля капиллярным методом фиксируют в специальном журнале с указанием наименования проверенного сварного соединения, вида соединения, диаметра и толщины сваренных труб, вида и количества обнаруженных сквозных дефектов, условий смачивания сварных швов керосином, температуры окружающего воздуха, фамилии и разряда сварщика, даты проведения сварки и контроля, технологии устранения дефектов сварного шва, результатов проверки дефектных мест после их исправления.
Оценка качества сварных соединений,
выполненных дуговыми методами сварки
5.90. Проконтролированные неразрушающими методами сварные соединения считаются годными, если в них не обнаружено дефектов, величина, количество и плотность распределения в шве которых превышают значения, приведенные в табл. 14.