РД 153-34.0-17.464-00. Методические указания по контролю металла и продлению срока службы трубопроводов II, III и IV категорий

(утв. РАО «ЕЭС России» 29.12.2000)

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ПО КОНТРОЛЮ МЕТАЛЛА И ПРОДЛЕНИЮ СРОКА СЛУЖБЫ ТРУБОПРОВОДОВ II, III и IV КАТЕГОРИЙ

Утверждены Российским акционерным обществом энергетики и электрификации «ЕЭС России» 29 декабря 2000 г.

Заместитель Председателя правления В.П. Воронин.

Согласованы Госгортехнадзором России 28 декабря 2000 г.

Начальник Управления по Котлонадзору и надзору за подъемными сооружениями Госгортехнадзора РФ В.С. Котельников.

Введены впервые.

Настоящий отраслевой Руководящий документ разработан в соответствии с «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» ПБ-03-75-94, с учетом требований других нормативных документов Госгортехнадзора России и РАО «ЕЭС России». Он распространяется на трубопроводы пара и горячей воды II, III и IV категорий с рабочими параметрами среды, установленными согласно классификации трубопроводов по категориям и группам таблицы 1 ПБ-03-75-97 (Приложение 1 настоящего Руководящего документа), расположенные в пределах территории электростанций, котельных и промышленных предприятий.

Руководящий документ устанавливает срок службы трубопроводов, основные требования к организации и правилам проведения контроля и продления срока службы, определяет зоны, методы и объемы контроля, а также нормы и критерии оценки качества металла трубопроводов в пределах установленного срока службы, по истечении его и после аварии.

Положения настоящего отраслевого документа подлежат обязательному применению на предприятиях отрасли «Электроэнергетика» и могут быть использованы на предприятиях (организациях) других отраслей, эксплуатирующих подконтрольные Госгортехнадзору России трубопроводы пара и горячей воды II, III и IV категорий.

Термины и определения, применяемые в настоящем Руководящем документе, приведены в Приложении 2.

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1. Контроль металла трубопроводов проводится в пределах установленного срока службы, по истечении его и после аварии.

1.2. Срок службы трубопровода устанавливается организацией-изготовителем и указывается в паспорте трубопровода.

При отсутствии такого указания срок службы устанавливается в следующих пределах:

• для трубопроводов пара II категории группы 1 — 150 тысяч часов (20 лет);
• для станционных трубопроводов сетевой и подпиточной воды (III или (и) IV категорий) — 25 лет;
• для остальных трубопроводов (II категория группа 2, III и IV категории) — 30 лет.

Срок службы может устанавливаться специализированной научно-исследовательской организацией (Приложение 3) индивидуально для конкретного трубопровода.

1.3. Контроль трубопровода в пределах срока службы проводят в соответствии с требованиями п. п. 5, 6 Правил ПБ-03-75-94. Контроль включает:

• наружный осмотр трубопровода в рабочем и холодном состояниях с периодичностью, установленной главным инженером предприятия, но не реже одного раза в год;
• контроль неразрушающими методами за состоянием металла и сварных соединений трубопровода в соответствии с инструкцией по его эксплуатации;
• техническое освидетельствование трубопровода.

Качество основного металла и сварных соединений должно удовлетворять нормам оценки качества соответствующих НТД по изготовлению, монтажу и контролю металла трубопровода.

1.4 Обследование трубопровода, отработавшего срок службы, включает:

• анализ технической документации;
• визуальный контроль;
• контроль неразрушающими методами;
• исследование структуры и свойств металла на вырезках, репликах;
• расчет на прочность;
• гидравлические испытания.

Зоны, методы и объемы контроля приведены в разделе 4 и в Типовых программах контроля металла трубопроводов настоящего Руководящего документа - Приложения 7 - 11.

1.5. После аварии следует проводить досрочный (внеочередной) контроль трубопровода. Объем и методы контроля в этом случае определяются специализированной научно-исследовательской организацией.

1.6. Эксплуатация трубопроводов сверх установленного срока службы может быть продлена после исправления дефектов (если они имели место), на основании положительных результатов контроля, лабораторных исследований, расчетов на прочность и гидравлических испытаний.

1.7. Возможность увеличения срока службы трубопровода, условия и параметры его дальнейшей эксплуатации устанавливаются в соответствии с разделом 6 настоящих Методических указаний.

2. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОВЕДЕНИЯ КОНТРОЛЯ И ПРОДЛЕНИЯ СРОКА СЛУЖБЫ ТРУБОПРОВОДОВ

2.1. Организация проведения работ по контролю и продлению срока службы трубопроводов возлагается на предприятие — владельца трубопровода.

2.2. Контроль металла трубопроводов II, III, IV категорий в пределах установленного срока службы, по истечении его и после аварии, а также оформление заключения по его результатам проводят организации, имеющие специалистов, аппаратуру, средства и методики контроля, соответствующие требованиям действующих НТД.

2.3. Контроль неразрушающими методами должны проводить специалисты, аттестованные в соответствии с «Правилами аттестации специалистов по неразрушающему контролю» и имеющие квалификационный уровень не ниже второго.

2.4. Аппаратура, средства и методики, применяемые для контроля диагностических параметров, должны соответствовать требованиям действующих нормативно-технических документов на конкретные виды контроля. Аппаратура должна соответствовать требованиям действующей нормативно-технической документации по метрологии и стандартизации.

2.5. Все виды неразрушающего контроля, измерения, определение механических свойств, исследование микроструктуры металла, расчеты на прочность следует проводить в соответствии с требованиями государственных и отраслевых стандартов и нормативно-технической документации, перечисленной в Приложении 4.

2.6. Использование вместо приведенных в настоящем Руководящем документе новых методов и средств контроля трубопроводов возможно на основании решения РАО «ЕЭС России» по представлению специализированной научно-исследовательской организации и при условии согласования их Госгортехнадзором России.

2.7. Контроль металла трубопроводов проводится либо по типовой программе (типовые программы приведены в Приложениях 7 - 11), в которой определены зоны, методы и объемы контроля, либо по индивидуальной программе, составленной на основе типовой с учетом конкретных особенностей трубопровода, его технического состояния и условий эксплуатации.

2.8. Выбор типовой или разработку индивидуальной программы обследования отработавших срок службы трубопроводов III и IV категорий, предприятий отрасли «Электроэнергетика» осуществляют специалисты лабораторий (служб) металлов электростанций, энергосистем (акционерных обществ энергетики) или энергоремонтных предприятий, проводящих контроль.

2.9. Выбор типовой или разработку индивидуальной программы обследования трубопроводов II категории, отработавших установленный срок службы, а также трубопроводов независимо от категории, отработавших 40 лет и более или претерпевших аварию, для предприятий, не входящих в отрасль «Электроэнергетика», осуществляют специализированные научно-исследовательские организации.

2.10. Выбор типовой или разработку индивидуальной программы контроля трубопроводов III и IV категорий, отработавших установленный срок службы, для предприятий, не входящих в отрасль «Электроэнергетика», осуществляют организации, имеющие лицензию Госгортехнадзора России на выполнение работ по экспертизе промышленной безопасности объектов котлонадзора.

2.11. Порядок продления срока службы трубопроводов II категории, расположенных на предприятиях отрасли «Электроэнергетика», осуществляется в соответствии с требованиями положений Руководящего документа Госгортехнадзора России и РАО «ЕЭС России» - РД 10-262-98 (РД 153-34.1-17.421-98).

2.12. Возможность продления срока службы трубопроводов III и IV категорий предприятий отрасли «Электроэнергетика», установление условий и параметров их дальнейшей эксплуатации определяются в соответствии с разделами 5, 6 настоящего Руководящего документа организациями, проводящими работы по контролю металла трубопровода.

При обнаружении по результатам контроля трубопровода отклонений от требований Правил, технических условий (ТУ) на изготовление или при обнаружении несоответствия результатов контроля металла нормам и критериям качества раздела 5 настоящего Руководящего документа, или при аварии трубопровода, вопрос о возможности продления его эксплуатации должен решаться с привлечением специализированной научно-исследовательской организации.

2.13. Продление срока службы, установление условий и параметров дальнейшей эксплуатации трубопроводов II категории, или трубопроводов, отработавших 40 лет и более, а также трубопроводов, претерпевших аварию, для предприятий, не входящих в отрасль «Электроэнергетика» осуществляют в соответствии с разделами 5, 6 настоящего документа специализированные научно-исследовательские организации.

2.14. Продление срока службы, установление условий и параметров дальнейшей эксплуатации отработавших установленный срок службы трубопроводов III и IV категорий, для предприятий, не входящих в отрасль «Электроэнергетика», осуществляют в соответствии с разделами 5, 6 настоящего Руководящего документа организации, имеющие лицензию Госгортехнадзора России на выполнение работ по экспертизе промышленной безопасности указанных трубопроводов.

2.15. По результатам контроля трубопроводов специалистами по неразрушающему контролю оформляется первичная документация: акты, заключения, протоколы, формуляры, таблицы, схемы, рисунки, фотографии по форме, рекомендуемой НТД на неразрушающий контроль. Рекомендуемые формы составления документации приведены в Приложении 13 настоящего РД.

На основании первичной документации на выполненный контроль, а также на основании результатов лабораторных исследований, расчетов на прочность и результатов гидравлических испытаний специалистами организаций, осуществляющих продление срока службы трубопроводов, составляется Заключение о техническом состоянии трубопровода с рекомендациями по допустимым параметрам и срокам дальнейшей его эксплуатации. Рекомендуемая форма Заключения приведена в п. 7.3 настоящего Руководящего документа.

Владелец трубопровода утверждает Заключение в органах Госгортехнадзора России в установленном порядке.

2.16. По завершении контроля организация, осуществляющая работы по продлению срока службы трубопровода, вносит в его паспорт запись о возможности и условиях дальнейшей эксплуатации, дату проведения очередного обследования, объем, методы и периодичность работ по промежуточному контролю технического состояния трубопровода в течение дополнительного срока эксплуатации.

3. ПОДГОТОВКА К ПРОВЕДЕНИЮ КОНТРОЛЯ ТРУБОПРОВОДОВ

3.1. Организация и ответственность за подготовку и проведение контроля возлагается на владельца трубопровода.

3.2. Трубопровод, подлежащий контролю, должен быть выведен из работы, охлажден, освобожден от рабочей среды и отключен заглушками от действующих установок, трубопроводов и других коммуникаций.

3.3. Дренажи на время проведения контроля должны оставаться открытыми. Обшивка, обмуровка и тепловая изоляция на участках проведения обследования трубопроводов, препятствующие контролю технического состояния, должны быть частично или полностью удалены, при необходимости должны быть сооружены леса или другие вспомогательные приспособления.

3.4. Для обеспечения доступа к внутренним поверхностям трубопроводов фланцевые соединения должны быть разъединены.

3.5. Наружные и внутренние поверхности трубопровода, подлежащие контролю, должны быть очищены от загрязнений. Зоны и объем контроля трубопровода определяются требованиями настоящих «Методических указаний...», а качество подготовки поверхностей — требованиями нормативных документов на применяемые методы контроля.

3.6. При выполнении подготовительных работ и при проведении контроля трубопроводов администрации и персоналу организации-владельца, а также лицам, осуществляющим контроль, следует руководствоваться требованиями действующих «Правил техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей».

3.7. Владелец трубопровода должен представить организации, проводящей обследование, паспорт трубопровода, ремонтный и сменный журналы (при их наличии), предписания инспектора территориального органа Госгортехнадзора России, заключения по предыдущим обследованиям, прочие материалы, в которых содержатся данные по конструкции трубопровода, условиям эксплуатации, ремонтам и реконструкциям.

4. ПРАВИЛА ПРОВЕДЕНИЯ ОБСЛЕДОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

4.1. Анализ технической документации

4.1.1. До начала контроля следует ознакомиться с эксплуатационно-технической документацией на трубопровод: паспортом, чертежами, исполнительной схемой, сменным и ремонтным журналами, формулярами, предписаниями инспекторов Госгортехнадзора России, относящимися к техническому состоянию трубопровода, результатами ранее выполненных обследований и прочими материалами, в которых могут содержаться данные о состоянии трубопровода.

4.1.2. Анализ эксплуатационной и технической документации проводится в целях детального ознакомления с конструкцией, материалами и особенностями изготовления, характером и конкретными условиями работы трубопровода, а также для предварительной оценки его технического состояния на протяжении всего срока эксплуатации.

4.1.3 Анализ технической и эксплуатационной документации включает:

• установление даты монтажа, пуска в эксплуатацию и регистрации трубопровода;
• анализ конструктивных особенностей трубопроводной системы, основных размеров деталей и сборочных единиц, материалов из которых они изготовлены, технологии сварки и сварочных материалов, примененных при монтаже, а также сведений о проверке качества сварных соединений трубопровода после монтажа;
• анализ сведений по наладке опорно-подвесной системы и о дефектах в ней, выявленных в процессе эксплуатации (при наличии таких данных);
• оценку соответствия проектных технических характеристик фактическим условиям эксплуатации по температуре, давлению, рабочей среде, а также анализ особенностей эксплуатации (стационарный или переменный режимы работы, количество пусков-остановов и гидроиспытаний, возможность колебаний давления с размахом более 15% от номинального значения и ориентировочная периодичность этих колебаний);
• анализ результатов технических освидетельствований, осмотров, гидравлических испытаний и обследований трубопровода, а также данных о повреждениях, ремонтах и реконструкциях.

При отсутствии необходимых сведений в документации на трубопровод допускается использовать информацию, полученную опросом обслуживающего персонала.

4.1.4. По результатам анализа эксплуатационно-технической документации и предварительных расчетов на прочность, если таковые необходимо проводить, определяются участки, элементы или (и) зоны элементов трубопроводов, работающие в наиболее напряженных условиях и принимается решение о применении типовой программы или необходимости разработки и применения индивидуальной программы контроля.

4.2. Разработка программы обследования

4.2.1. Типовые программы контроля трубопроводов наиболее распространенного назначения приведены в Приложениях 7 - 11 настоящего документа.

4.2.2. В типовых программах определены участки, элементы трубопроводов, подлежащие контролю, а также указаны объемы и методы неразрушающего контроля, исследования механических свойств и микроструктуры металла на вырезках или репликах.

4.2.3. На основе типовых программ на каждый трубопровод или группу однотипных трубопроводов, работающих в одинаковых условиях, может разрабатываться индивидуальная программа контроля, учитывающая результаты анализа эксплуатационно-технической документации, в том числе: конструктивные особенности и конкретные условия эксплуатации трубопровода, технологию изготовления труб и элементов, возможность доступа для осмотра и возможность применения конкретного вида неразрушающего контроля, наличие или отсутствие аварий за период эксплуатации, их характер и причины, результаты предыдущих обследований и проверок, наличие ремонтов или реконструкций и др.

В индивидуальной программе должны быть определены участки, элементы и зоны элементов, подлежащие контролю; приведены объемы и методы неразрушающего контроля, а также указаны объемы лабораторных исследований, структуры и свойств металла трубопровода с назначением мест отбора проб, если таковые необходимо проводить.

4.2.4 Индивидуальную программу контроля следует разрабатывать в следующих случаях:

• в случае отсутствия типовой программы на данный конкретный вид трубопровода;
• если трубопровод отработал 40 лет и более или претерпел аварию;
• если при контроле состояния трубопровода были обнаружены дефекты, превышающие нормы, установленные правилами Госгортехнадзора России и техническими условиями на изготовление, или нормы и критерии согласно разделу 5 настоящих Методических указаний.

4.3. Визуальный и измерительный контроль

Контроль трубопровода следует начинать с наружного осмотра трубопровода в горячем (рабочем) и холодном (после останова) состояниях.

4.3.1 Наружный осмотр трубопровода в горячем (рабочем) состоянии проводят с целью:

• проверки соответствия трассировки трубопровода монтажно-сборочному чертежу и (или) исполнительной схемы, а также выявления отсутствия или наличия таких дефектов трассировки трубопровода, как защемления, прогибы, провисания и др.;
• выявления наличия исправности дренажей;
• проверки наличия и исправности указателей температурных перемещений (реперов) и соответствия их проекту;
• оценки состояния опорно-подвесной системы трубопровода с точки зрения исправности опор и подвесок.

К основным дефектам элементов опорно-подвесной системы относятся:

• обрыв тяг подвесок;
• разрушение пружин;
• искривление и заклинивание тяг;
• защемление пружинных блоков элементами обойм;
• перекос траверс;
• неукомплектованность опор гайками и контргайками;
• выпадение и перекос катков;
• смещение скользящих и катковых опор с опорных поверхностей;
• заклинивание опорных поверхностей;
• проскальзывание опор в хомутах;
• отсутствие стопорящих сухарей в неподвижных опорах;
• трещины в сварных швах приварки опор к элементам трубопровода и др.

Обнаруженные дефекты в элементах опорно-подвесной системы трубопровода должны быть устранены ремонтом или заменой дефектных элементов.

4.3.2. Наружный осмотр трубопровода в холодном состоянии (после останова) проводят с проверкой исправности (целостности) обшивки и тепловой изоляции. При обнаружении повреждения обшивки (изоляции) и вследствие этого выявления следов протечки рабочей среды, а также при обнаружении участков интенсивного намокания изоляции от внешних источников, следует удалить соответствующие места изоляции, после чего провести визуальный контроль освобожденных участков наружной поверхности трубопровода. Необходимо предусматривать технические мероприятия, предотвращающие намокание участков трубопровода от внешних источников при его последующей эксплуатации.

4.3.3. Визуальный контроль наружной и выборочно внутренней поверхностей элементов трубопровода, а также измерительный контроль проводят с целью обнаружения и определения размеров дефектов: поверхностных трещин, коррозионных или коррозионно-усталостных повреждений, эрозионного износа, выходящих на поверхность расслоений, дефектов сварки, механических повреждений, вмятин, выпучин и других дефектов, образовавшихся при изготовлении, монтаже, в процессе эксплуатации и при ремонте трубопровода.

Для проведения визуального контроля наружных поверхностей все контролируемые сварные соединения, прилегающие к ним зоны основного металла, а также гибы и другие контролируемые элементы должны быть полностью освобождены от тепловой изоляции; контролируемые участки поверхности должны быть зачищены металлическими щетками или (и) абразивным кругом. При выполнении визуального контроля целесообразно зачищать отдельные участки поверхности, а при необходимости — протравить их. Рекомендуется использовать лупу и местную подсветку. При визуальном осмотре внутренней поверхности трубопроводов, труднодоступной для прямого обзора, следует использовать эндоскопы, перископы (например, прибор типа РВП) или простейшие приспособления в виде штанги с закрепленными на ней зеркалом и источником света.

Визуальный контроль внутренней поверхности участков трубопровода проводят через демонтированные разъемные соединения трубопровода. При необходимости выполняют разрезку трубопровода на контролируемом участке с последующим осмотром внутренней поверхности в обоих направлениях. На трубопроводах IV категории допускается проводить визуальный контроль внутренней поверхности труб с наружным диаметром не менее 700 мм через специальное отверстие в стенке трубы. Технология вырезки отверстия и приварки вставки приведена в Приложении 12. Контрольный участок выбирают по результатам визуального наружного осмотра или с учетом конкретных условий эксплуатации: в зонах наибольшего коррозионного или эрозионного повреждения металла.

При обнаружении в результате визуального и измерительного контроля недопустимых дефектов (см. раздел 5 настоящего РД), расположение, количество и размеры этих дефектов должны быть подробно описаны или указаны на прилагаемой схеме (формуляре).

По результатам наружного осмотра в горячем и холодном состояниях, визуального и измерительного контроля программа обследования трубопровода может быть уточнена (дополнена).

4.3.4 Визуальному контролю (ВК) наружных поверхностей подвергают следующие элементы и участки трубопроводов:

а) криволинейные элементы — гибы, отводы, секторные колена:

• обязательному контролю подлежат первые по ходу движения среды колена за регулирующей и дросселирующей арматурой, колена байпасных линий, колена в зонах установки дроссельных устройств и на тупиковых (или временно неработающих) участках, а также колена, расположенные вблизи неподвижных опор;
• колена контролируют на обнаружение трещин, коррозионных язв, раковин, механических повреждений, в том числе рисок, — в первую очередь в зоне наружного обвода гиба (в растянутой его части). На внутреннем обводе гиба обращают внимание на плавность контура линии обвода; при обнаружении волнистости поверхности измеряют высоту гофров. На секторных отводах контролируют продольные и поперечные сварные швы, уделяя повышенное внимание местам пересечения швов;

б) тройники и врезки в трубопровод, включая дренажные устройства:

• на сварных тройниках и врезках контролю подлежит сварной шов по всему его периметру с примыкающей околошовной зоной. На штампосварных и штампованных тройниках обращают внимание на зону сопряжения штуцерного ответвления с корпусом (коллектором);
  • в обязательном порядке проверяют равнопроходные и близкие к

равнопроходным   тройники   (D  / D  <= 1,3),   тройники   байпасных линий,
                              К    Ш
тупиковых   (или   временно   неработающих)   линий,   а   также  тройники,

расположенные вблизи неподвижных опор;

в) фланцы, включая фланцевые разъемы арматуры:

• в обязательном порядке контролируют фланцы, расположенные вблизи неподвижных опор, при этом контролируют соблюдение правильной геометрии (отсутствие деформаций) фланца, а также зону сварного соединения с целью обнаружения трещин и недопустимых дефектов сварки в виде подрезов, ослабления катета шва, чрезмерного снижения радиуса перехода от шва к основному металлу, а также проверяют укомплектованность фланцев болтами, достаточность длины болтов и соответствие их диаметра проекту;
• визуальный контроль уплотнительных поверхностей фланцев и состояния прокладок проводят после разборки фланцевого разъема. Выбор контролируемых фланцевых разъемов проводят по результатам осмотра или на основании анализа условий и опыта эксплуатации;

г) переходы, в том числе лепестковые, т.е. переходы с продольными сварными швами:

• обращают внимание на зоны сопряжения конической поверхности с цилиндрическими поверхностями. При наличии сварных (лепестковых) переходов контролируют качество продольных сварных соединений;

д) арматура: - контролируют все корпуса арматуры с D >= 150 мм на трубопроводах II у и III категории и с D >= 250 мм на трубопроводах IV категории. Контролю у подлежат зоны радиусных переходов от корпуса к горловине и патрубкам арматуры;

е) заглушки (донышки) любой конструкции:

• проверяют отсутствие прогиба (выпучивания) заглушки и качество сварного соединения;

ж) линзовые компенсаторы:

• контролируют качество поверхности линз и сварных соединений. Проверяют укомплектованность стяжных устройств (при их наличии) и обращают внимание на состояние ребер жесткости стяжных устройств и на конструктивные зазоры на стяжных шпильках;

з) резьбовые соединения на дренажах:

• контроль проводят после разборки соединения. Проверяют качество резьбы на предмет обнаружения трещин, срывов, выкрашивания, коррозионного износа резьбы. При необходимости для контроля используют резьбовые калибры;

и) прямые участки трубопроводов:

• контролируют участки, примыкающие на длине 500 мм к перечисленным в п. п. «а», «б», «в», «г», «д», «е», «ж» элементам, и участки на длине не менее 500 мм в окрестности неподвижных опор;
• проверяют отсутствие или наличие защемлений трубопровода, в том числе в горячем (рабочем) состоянии, в местах прохода трубопровода через стенки зданий, площадки, вблизи колонн и ферм несущих металлоконструкций;

к) сварные соединения (стыковые и угловые) труб с коленами (гибами, отводами), тройниками, переходами, арматурой, компенсаторами, а также сварные швы заглушек, врезок в трубопровод и швы приварки фланцев, а также сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам трубопровода:

• визуальный контроль сварных соединений проводят с целью обнаружения дефектов в виде трещин, пористости, подрезов, свищей, прожогов, незаплавленных кратеров, чешуйчатости поверхности, несоответствия размеров швов требованиям технической документации;
• при осмотре сварных соединений элементов из перлитных сталей, выполненных с применением аустенитных электродов, повышенное внимание обращают на зону сплавления (линию перехода от основного к наплавленному металлу).

4.3.5 При измерительном контроле выполняют следующие операции:

4.3.5.1. Измерения протяженности основных трасс и значимых ответвлений, расстояний между опорами и подвесками, высоты и диаметра прутка пружин пружинных подвесок.

4.3.5.2. Измерения температурных перемещений. Анализируют и устанавливают соответствие фактических перемещений расчетным.

Измерения по п. п. 4.3.5.1 и 4.3.5.2 проводят при необходимости выполнения поверочного расчета трубопровода на самокомпенсацию и весовые нагрузки.

4.3.5.3. На трубопроводах, претерпевших аварию, обусловленную гидроударами, выполняют измерения по проверке уклонов трубопроводных линий. Измерения выполняют с использованием гидроуровня, ватерпаса или других приборов (например, теодолита).

4.3.5.4. Проводят измерения радиуса колен (гибов) диаметром >= 108 мм. Измерения допускается проводить с помощью рулетки и двух угольников; допускается использовать другие приспособления или устройства с точностью измерений +/- 2 мм. Радиус (R) гибов с углом 90° допускается определять измерением длины хорды (L) по формуле:

                                  L

R = ---. _ /2

Если в технической документации на трубопровод имеются сведения о радиусе гибов, указанные измерения можно не проводить.

4.3.5.5 Выполняют контроль овальности гибов. Для этого измеряют

максимальный (D   ) и минимальный (D   ) диаметры гибов в двух направлениях
               max                  min

контрольного сечения: ориентировочно — между наружным и внутренним обводами

(D   )  и  между  нейтральными  образующими  (D   ). Контролируемое сечение
  min                                          max

располагают в центральной зоне гнутой части колена. Величину овальности (а) в процентах рассчитывают по формуле:

                             200 х (D    - D   )
                                     max    min

а = -------------------.

                                  D    + D
                                   max    min

Для измерения диаметров рекомендуется использовать мерную скобу, кронциркуль или штангенциркуль с удлиненными губками; точность измерений должна быть +/- 0,5 мм.

На литых, штампованных, штампосварных и секторных коленах определять овальность не требуется.

4.3.5.6. В случае обнаружения вмятин или выпучин в стенках элементов трубопровода следует измерять максимальные размеры вмятины или выпучины по поверхности элемента в двух (продольном и поперечном) направлениях (m и n соответственно) и максимальную ее глубину. Глубину (дельта) вмятины (выпучины) отсчитывают от образующей недеформированного элемента. По выполненным измерениям определяют относительный прогиб в процентах:

4.3.5.7. Проводят измерения выявленных в основном металле и сварных соединениях дефектов типа трещин, коррозионных язвин, раковин, выходящих на поверхность, расслоений и других дефектов.

4.3.6. Зоны и объемы визуального и измерительного контроля для каждого трубопровода предусмотрены в типовых программах - Приложения 7 - 11 настоящего РД.

4.4. Неразрушающий контроль сварных соединений трубопроводов

4.4.1. Дефектоскопию сварных соединений трубопроводов с целью выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) проводят ультразвуковым (УЗК) или радиографическим (РГК) методами контроля.

4.4.2. Контроль следует проводить в соответствии с требованиями действующих стандартов (ГОСТ 14782 — на метод УЗК и ГОСТ 7512 — на радиографический метод) и нормативно-технических документов на данный метод, в том числе в соответствии с требованиями отраслевых Руководящих документов: РД 34.15.027-93 (РТМ-1с-93), РД 34.17.302-97 (ОП 501 ЦД-97), РД 2730.940.103-92.

4.4.3. При радиографическом контроле следует обеспечить чувствительность по ГОСТ 7512 (Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод) на уровне класса 2.

4.4.4 Контролю ультразвуковым или радиографическим методами в объеме типовых программ подлежат:

а) трубопроводы II, III и IV категорий:

• стыковые соединения труба с трубой трубопроводов с наружным диаметром более 76 мм;
• угловые и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованными деталями трубопроводов с наружным диаметром более 76 мм;
• сварные соединения линзовых компенсаторов (при их наличии);
• продольные швы штампосварных колен, а также продольные и поперечные швы секторных отводов;
• продольные швы сварных переходов;
• сварные соединения из разнородных сталей;

б) сварные соединения, подвергаемые визуальному контролю, и в первую очередь те из них, качество которых по результатам визуального осмотра вызывало сомнения. Обязательному включению в контрольную группу подлежат сварные соединения ближайшие к неподвижным опорам.

4.4.5. Допускается на трубопроводах IV категории с наружным диаметром не более 219 мм для оценки качества сварных соединений заменять контроль ультразвуковым или радиографическими методами на металлографические исследования вырезок сварных стыков. Отбор стыков для вырезки и оценка их качества проводится по результатам визуального контроля.

4.4.6. Для соединений, выполненных с конструктивным непроваром, ультразвуковой контроль может заменяться на контроль методом МПД или ЦД в сочетании с измерительным контролем размеров и формы шва.

4.4.7. Оценку качества сварных соединений по результатам их дефектоскопии следует проводить согласно требованиям правил ПБ-03-75-94 (Приложение 9 к «Правилам...») и соответствующей НТД на конкретный метод контроля: РД 34.15.027-93 (РТМ-1с-93), РД 34.17.302-97 (ОП 501 ЦД-97), РД 2730.940.103-92 и др.

4.4.8. При неудовлетворительных результатах контроля хотя бы одного стыка в контролируемой группе соединений контролю подвергают удвоенное количество соединений данной группы. При неудовлетворительных результатах повторного контроля (хотя бы одного стыка) проводят контроль соединений в объеме 100%.

4.4.9. При детализации типовых или разработке индивидуальных программ контроля трубопроводов в них следует указывать конкретное количество подлежащих контролю сварных соединений согласно схеме.

4.4.10. Объемы дефектоскопии сварных соединений предусмотрены в типовых программах Приложений 7 - 11.

4.4.11. Результаты дефектоскопии сварных соединений трубопроводов следует оформлять в виде заключений или протоколов. Обозначение контролируемых соединений должно соответствовать прилагаемой схеме (формуляру).

4.5. Дефектоскопия поверхности элементов трубопроводов

4.5.1. Дефектоскопию наружной поверхности трубопроводов с целью выявления и определения размеров и ориентации поверхностных и подповерхностных трещин, выходящих на поверхность, расслоений и других дефектов в сварных соединениях и основном металле элементов трубопроводов следует выполнять методами цветной (ЦД), магнитопорошковой (МПД) или вихретоковой (ТВК) дефектоскопии.

Контроль металла гибов трубопровода с целью выявления трещин и других дефектов (как правило, коррозионно-усталостного происхождения) на внутренней поверхности, следует выполнять методом ультразвукового контроля (УЗК).

4.5.2. Контроль наружной или при необходимости внутренней (в особых случаях) поверхностей элементов трубопроводов методами ЦД или МПД, или ТВК следует осуществлять в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов, отраслевых руководящих документов и производственных инструкций на эти методы контроля. Дефектоскопия металла гибов методами МПД и УЗК проводится в соответствии с Инструкцией И № 23 СД-80. Применяемые для контроля вихретоковые дефектоскопы должны отвечать требованиям ГОСТ 24732, а методика их использования должна быть согласована в установленном порядке.

4.5.3. Контроль поверхности трубопроводов проводят в местах, указанных в типовой или индивидуальной программе контроля, в которой отмечены участки, где по результатам визуального контроля или анализа опыта эксплуатации возможно образование трещин или других дефектов, а также в местах выборок трещин и ремонтных заварок.

4.5.4. Обязательному контролю методами ЦД или МПД, или ТВК должны подвергаться стыковые и угловые сварные соединения труб с литыми, коваными и штампованными деталями трубопроводов II категории наружным диаметром более 133 мм, работающих при температуре выше 400 °С. Контроль следует проводить на тех же соединениях, на которых выполняется проверка методами УЗК или радиографией.

Обязательному контролю методами ЦД или ТВК подлежат композитные сварные соединения элементов трубопровода с наружным диаметром 76 мм и более.

4.5.5. Контролю методами МПД и УЗК в соответствии с Инструкцией И № 23 СД-80 подлежат гибы трубопроводов с наружным диаметром >= 76 мм в объемах, предусмотренных типовыми программами контроля.

Контроль гибов трубопроводов проводится с целью выявления трещин и других недопустимых дефектов металла на внешней и внутренней поверхностях растянутой и нейтральных зон гибов.

Контроль ведется по всей длине гнутой части гиба на его участке, составляющем 2/3 от всей поверхности гнутой части (т.е. на 2/3 окружности трубы), включая растянутую и нейтральные зоны.

При обнаружении недопустимых дефектов хотя бы на одном из гибов контролируемой группы гибы данного типоразмера подвергаются дополнительному контролю в удвоенном объеме. При обнаружении и подтверждении наличия недопустимых дефектов хотя бы в одном из гибов при дополнительном контроле проводится контроль гибов данного типоразмера в объеме 100%. Подтверждение наличия дефектов на внутренней поверхности гибов проводится путем их вырезки и последующего внутреннего осмотра.

4.5.6 Наружную поверхность радиусных переходов арматуры с D >= 150

                                                               у

трубопроводов II категории и с D >= 250 трубопроводов III категории группы у 1 проводят методами ТВК или МПД. Объемы контроля предусмотрены типовыми программами контроля.

4.5.7. Результаты контроля поверхности участков и элементов трубопровода методами ТВК, ЦД, МПД и УЗК следует оформлять в виде заключений или протоколов в соответствии с нормативными требованиями по каждому виду контроля. В этих документах следует приводить описание размеров, формы и месторасположения выявленных дефектов. Расположение контролируемых участков трубопровода и обнаруженных дефектов следует изображать на прилагаемой схеме (формуляре).

4.6. Неразрушающий контроль толщины стенки

4.6.1. Измерение толщины стенки элементов трубопроводов рекомендуется выполнять ультразвуковыми приборами, отвечающими требованиям ГОСТ 25863 «Толщиномеры ультразвуковые контактные. Общие технические требования», или радиографическим методом (например, в соответствии с отраслевой «Инструкцией по радиографической профильной толщинометрии технологических трубопроводов» — 38.18.001-83).

4.6.2. Измерение толщины стенки проводят с целью определения количественных характеристик утонения стенки элементов трубопровода в процессе его эксплуатации. По результатам толщинометрии определяют скорость коррозионного или коррозионно-эрозионного износа стенок и устанавливают расчетом на прочность допустимый срок эксплуатации изношенных элементов или (и) уровень снижения рабочих параметров, или (и) объем проведения восстановительного ремонта.

4.6.3. Толщину стенки следует измерять на участках (элементах) трубопровода, работающих в наиболее сложных условиях с точки зрения интенсивности коррозионно-эрозионного износа металла, коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, перед арматурой и после нее, местах скопления жидкости (застойные зоны и дренажи), а также на участках интенсивного намокания изоляции или подтопления трубопровода.

Расположение контрольных точек и объемы контроля толщины стенки элементов трубопровода определяются типовыми программами контроля - Приложения 7 - 11.

4.6.4 Измерения толщины стенки проводят на следующих элементах и

участках трубопровода с наружным диаметром >= 76 мм или D >= 50 мм. у

а) Гибы (колена) трубопроводов:

• измерение толщины стенки на каждом гибе выполняется в трех его сечениях: в центральном (ось симметрии в плоскости гиба) и еще в двух по разные стороны от него на расстоянии, составляющем приблизительно 1/3 расстояния от центральной оси гиба до начала прямого участка. В каждом контрольном сечении гиба измерения проводят в трех точках: в растянутой зоне (наружный обвод) и в каждой нейтральной зоне;
• на штампосварных коленах толщину стенки следует измерять также со стороны внутреннего обвода;
• измерения толщины стенки секторных отводов выполняют по внутреннему их обводу — не менее одной контрольной точки на каждом секторе, включая примыкающие прямые участки;

б) тройники (за исключением кованых и литых) и врезки в трубопровод. Объемы контроля определены типовыми программами - Приложения 7 - 11: - в число контролируемых в первую очередь включают равнопроходные

тройники  и  близкие  к  ним  (с  отношением диаметров коллектора и штуцера
D  / D  <= 1,3);
 К    Ш

• измерения проводят в четырех точках по периметру штуцерного ответвления (примерно через 90° по окружности) и в четырех точках корпуса (коллектора) в окрестности линии сопряжения со штуцером по разные стороны от него в продольном и поперечном направлениях, а также в точке коллектора, расположенной против центральной оси отводящего штуцера;

в) переходы:

• контроль следует проводить на концевых цилиндрических частях переходов (с двух сторон) в четырех точках, расположенных ~ через 90° по окружности, одна из которых должна находиться на нижней образующей;
• для переходов с постоянной толщиной стенки допускается проводить измерения в центральном сечении (т.е. в конусной части) перехода в четырех диаметрально противоположных точках;
• лепестковые (сварные) переходы контролируют в полном объеме: на каждый лепесток должно приходиться не менее одной точки замера;

г) корпуса арматуры (кроме кованых и литых) начиная с D >= 150 мм для у трубопроводов II и III категории и с D >= 250 мм для трубопроводов IV у категории:

• измерения проводят в четырех точках равномерно по окружности каждого патрубка (входного и выходного) и в трех точках нижней части корпуса;

д) плоские заглушки (донышки) трубопроводов:

• измерения проводятся в центральной части заглушки и примерно посредине каждого из четырех радиусов, разнесенных ~ через 90° по окружности;

е) линзовые компенсаторы:

• контролируется толщина стенки линз не менее чем в четырех точках по окружности;

ж) прямые участки трубопроводов:

• измерения толщины стенки на прямых участках трубопроводов следует проводить в местах поворотов трассы, сужений, врезок, в том числе дренажных отводов, в местах установки тройников, и арматуры, а также на байпасных, застойных или временно неработающих участках;
• толщину стенки в местах установки гибов, переходов, врезок, тройников, компенсаторов и арматуры следует контролировать с обеих сторон от указанных элементов (узлов) на расстоянии не более пяти наружных диаметров трубы от линии стыка (сварного или разъемного) с данным элементом;
• на прямых участках трубопроводов толщину стенки следует измерять с интервалом не более:
• 15 м для трубопроводов протяженностью менее 150 м;
• 30 м, но не менее 8 контрольных сечений для трубопроводов протяженностью более 150 м, но <= 400 м;
• 40 м, но не менее 12 контрольных сечений для трубопроводов протяженностью более 400 м;
• толщина стенки трубы в контрольном сечении измеряется в четырех точках, одна из которых должна располагаться на нижней образующей (для горизонтальных участков).

4.6.5. Результаты измерений толщины стенки трубопроводов требуется оформлять в виде протоколов или в форме таблиц, содержащих название или (и) номер элемента, номер точки замера и результат измерения. Рекомендуемое расположение контрольных точек на элементах трубопроводов показано на приведенных схемах (Приложение 5).

4.6.6. Объемы контроля толщины стенки трубопроводов определяются программами контроля - Приложения 7 - 11.

4.7. Определение химического состава, механических свойств и структуры металла методами неразрушающего контроля или лабораторными исследованиями

4.7.1. Исследования химического состава, механических свойств и структуры металла следует выполнять для установления соответствия качества стали или сварного соединения требованиям действующих нормативных документов, а также для выявления возможных дефектов в структуре металла или изменений служебных характеристик материала, возникших в результате длительной эксплуатации или в связи с нарушением нормальных условий работы.

4.7.2. Исследования механических свойств и структуры металла следует проводить неразрушающими методами контроля, а в необходимых случаях — на образцах, изготовленных из вырезок (проб) металла трубопровода.

4.7.3. Контроль твердости следует проводить при помощи переносных приборов (твердомеров) в соответствии с требованиями нормативно-технических документов и инструкции по эксплуатации прибора. Для косвенной (приближенной) оценки временного сопротивления или условного предела текучести допускается применять формулы перевода величин твердости в прочностные характеристики металла, рекомендуемые нормативно-техническими документами. Определение твердости следует проводить на элементах или участках линий трубопроводов с толщиной стенки (номинальной) не менее 8 мм. При этом участки контроля твердости рекомендуется располагать над жесткими опорами. Количество точек измерения твердости и их расположение должны быть указаны в программе диагностирования трубопровода, а результаты измерения твердости должны быть обобщены и представлены в виде Протокола или Заключения.

4.7.4. Исследования микроструктуры основного металла и сварных соединений неразрушающими или частично разрушающими методами следует выполнять на репликах или сколах. Рекомендуется исследовать микроструктуру при 100 и 500-кратном увеличении. Исследования структуры металла проводят, как правило, в околошовных зонах сварных соединений (методом реплик или на сколах) и при необходимости на гибах (методом реплик). Металлографические исследования проводят с целью оценки структурного состояния металла, в первую очередь для выявления графитизации в зонах термовлияния сварных соединений. Контроль состояния металла элементов трубопровода методом реплик проводят для оценки микроповрежденности металла и изучения изменений его структуры. Отбор скола допускается производить на элементах трубопровода с толщиной стенки не менее 7 мм. Максимальная глубина выемки от скола не должна превышать 2 — 2,5 мм.

4.7.5. Исследования структуры и свойств основного металла и сварных соединений являются обязательными после исчерпания установленного срока службы для трубопроводов II категории из углеродистых, молибденовых и кремнемарганцовистых сталей, работающих при температуре выше 390 °С.

Для указанных трубопроводов исследования состава, структуры и свойств металла проводятся на образцах из вырезки. Из трубопровода должно быть сделано не менее одной вырезки. Вырезается участок сварного стыка («катушка») между прямой трубой и гибом трубопровода, включая примыкающие к сварному шву участки трубы и гиба. Вырезке подлежит один из первых по ходу пара стыков основной линии трубопровода. Исследования металла на вырезке должны быть дополнены металлографическим анализом методом реплик или сколов околошовных зон сварных соединений трубопровода, а в необходимых случаях и гибов <*>.

---

<*> Неразрушающий анализ структуры металла гибов проводится только методом реплик.

4.7.6. Исследования химического состава, механических свойств и структуры основного металла или (и) сварного соединения на образцах вырезок из трубопровода следует проводить в следующих случаях (помимо указанного в п. п. 4.7.5):

а) при неудовлетворительных результатах измерения твердости металла переносным прибором;

б) при обнаружении аномальных изменений в микроструктуре металла по данным металлографического анализа на сколах или репликах;

в) при необходимости установления причин возникновения дефектов металла, влияющих на работоспособность трубопровода;

г) при нарушении режимов эксплуатации, в результате которого возможны изменения в структуре и свойствах металла, деформации и разрушения элементов трубопровода или появление других недопустимых дефектов;

д) при отсутствии в технической документации сведений о марке стали элементов трубопровода или использовании при ремонте (или монтаже) трубопровода материалов или полуфабрикатов, на которые отсутствуют сертификатные данные;

е) если исследования механических свойств и структуры металла на вырезках из трубопровода при его эксплуатационном обследовании предусмотрены действующими производственно-техническими документами (инструкциями по эксплуатации, регламентами и т.п.) или проектом.

При реализации событий только по абзацу «д» применительно к трубопроводам IV категории допускается проводить идентификацию марки стали изготовления трубопровода без вырезки из него образцов металла.

4.7.7. Вырезку пробы из трубопровода разрешается производить огневым способом с последующим удалением механическим способом слоя металла от кромки реза шириной не менее 25 мм. Размер вырезанной пробы («катушки») определяется конкретными задачами проводимого исследования, но во всех случаях длина ее должна быть не менее 150 мм (после механической обработки).

4.7.8. Химический состав определяют методами аналитического или спектрального анализа в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.

Для контроля состава легированных сталей допускается применять стилоскопирование переносным прибором.

4.7.9. Механические свойства основного металла и сварных соединений на вырезках определяют по испытаниям образцов на растяжение и ударный изгиб в соответствии с требованиями действующих стандартов.

4.7.10. Результаты определения химического состава и механических свойств должны быть оформлены в виде протоколов. Микроструктура металла должна быть представлена на фотографиях и дано описание ее характерных особенностей.

Примечание.

Контроль трубопроводов IV категории в соответствии с п. п. 4.3 - 4.7 проводится на участках трубопровода с наружным диаметром >= 108 мм.

4.8. Гидравлическое испытание трубопровода

4.8.1. Гидравлическое испытание является завершающей операцией контроля трубопровода, осуществляемой с целью проверки плотности и прочности всех его элементов, работающих под давлением.

4.8.2. Гидравлическое испытание следует проводить при положительных результатах контроля или после устранения обнаруженных дефектов в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды (РД 03-94)» и с учетом следующих дополнительных требований:

• температура воды должна быть не ниже 15 °С;
• значение пробного давления следует устанавливать в зависимости от разрешенных рабочих параметров (давления и температуры).

В необходимых случаях величина пробного давления может быть выше минимального значения, рекомендуемого Правилами ПБ-03-75-94. При этом величина установленного пробного давления должна быть обоснована расчетом на прочность в соответствии с п. п. 2.8 и п. 3.2.2.3 Руководящего документа РД 10-249-98.

4.8.3 Трубопровод следует считать выдержавшим гидравлическое испытание, если в процессе его проведения не обнаружено:

• падение давления по манометру за время испытания;
• пропуски испытательной среды (течь, потение, пузырьки воздуха) в сварных соединениях и на основном металле;
• трещины или признаки разрыва;
• течи в разъемных соединениях;
• остаточные деформации.

4.8.4. Допускается при необходимости проводить гидравлическое испытание пониженным пробным давлением с использованием метода и средств акустической эмиссии при выполнении рекомендаций РД 03-131-97.

4.9. Анализ результатов контроля и проведение расчетов на прочность

4.9.1. Установленные по результатам анализа технической документации данные по материалам и технологии изготовления деталей и элементов трубопроводов (включая сведения по НТД и ПТД на изготовление), а также по параметрам и условиям эксплуатации, следует сопоставить с требованиями Правил ПБ-03-75-94.

4.9.2. Полученные по результатам контроля данные по геометрическим размерам, форме, свойствам металла элементов трубопровода следует сравнить с исходными (паспортными) данными, а выявленные отклонения размеров и формы, а также дефекты (коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и др.) сопоставить с нормами оценки качества раздела 5 настоящих «Методических указаний...».

4.9.3. При несоблюдении хотя бы одного из требований норм (раздел 5) следует выполнить расчет на прочность с учетом полученных при контроле фактических данных по размерам, форме, свойствам металла элементов и наличию в них дефектов.

4.9.4. Поверочный расчет на прочность с учетом всех нагружающих факторов, включая нагрузки от самокомпенсации и веса, следует выполнять при несоблюдении хотя бы одного условия по п. п. 5.1 - 5.4. В этом случае расчет выполняют в соответствии с требованиями РД 10-249-98 и РТМ 108.038.101-77.

4.9.5. Поверочный расчет на прочность от действия внутреннего давления (при статической нагрузке) необходимо проводить в соответствии с требованиями Руководящего документа РД 10-249-98 при невыполнении хотя бы одного условия по п. п. 5.8, 5.9, 5.12, 5.14, 5.21, 5.22, а также в обязательном порядке для прямых участков и гибов паропроводов II категории с температурой эксплуатации 390 °С и выше.

4.9.6. Поверочный расчет на усталостную прочность (циклическую долговечность) следует выполнять в соответствии с требованиями Руководящего документа РД 10-249-98 и РТМ 24.038.08-72 в следующих случаях:

• при невыполнении хотя бы одного условия по п. п. 5.1, 5.2, 5.11, 5.12, 5.20;
• если число циклов изменения давления и температурных напряжений при работе трубопровода при переменном режиме за весь срок эксплуатации превышает 1000. При этом следует учитывать количество пусков-остановов трубопровода, гидроиспытаний и циклов переменных давлений, если размах колебаний давления превышает 15% от номинального значения;
• если при учете только циклов «пуск-останов» трубопровода их количество за весь срок эксплуатации превышает 500.

Количество циклов при расчете на усталостную прочность принимается по данным владельца трубопровода за весь период эксплуатации, включая планируемый срок продления, но в любом случае оно должно приниматься не менее 300.

Для оценки работоспособности и назначения срока дальнейшей эксплуатации трубопроводов II категории группы 2 следует выполнить расчет на усталостную прочность гибов трубопровода (диаметр >= 76 мм) с учетом воздействия на металл коррозионного фактора.

Расчет на прочность и циклическую долговечность гибов трубопроводов, в том числе с учетом коррозионного воздействия, рекомендуется выполнять в соответствии с РТМ 108.031.112-80.

4.9.7. При интенсивной местной или общей коррозии металла трубопровода (фактическая средняя скорость коррозии превышает 0,1 мм/год) следует выполнить расчет на прочность согласно РД 10-249-98 по минимальной фактической толщине стенки с учетом ее последующего утонения на конец планируемого срока эксплуатации.

Если по результатам такого расчета нормативные условия прочности не выполняются для каких-либо элементов, пораженных локальной (язвенной) коррозией, допускается производить расчет по фактической среднеинтегральной толщине стенки элемента, определенной с учетом максимальной глубины (минимальной остаточной толщины) и удельного количества коррозионных язв (т.е. доли пораженной площади поверхности) в наиболее поврежденной зоне.

4.9.8. Необходимость проведения определенного вида расчета и его методика могут быть уточнены в каждом конкретном случае по решению специализированной научно-исследовательской организации.

5. НОРМЫ И КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

5.1. Трассировка трубопровода и его основные геометрические размеры (протяженность трассы и отдельных участков, расстояние между опорами и подвесками, сортамент основных элементов) должны соответствовать монтажно-сборочному чертежу или исполнительной схеме. При отсутствии монтажно-сборочного чертежа схема трубопровода должна быть составлена на основании проведенных замеров.

5.2. Деформации участков трубопроводов в виде непроектных изгибов, выпучивания, провисания отдельных участков — не допускаются.

Уклоны трубопроводов должны соответствовать требованиям правил Госгортехнадзора России.

Наличие контруклонов не допускается, за исключением особых случаев, предусмотренных проектом.

5.3. Не допускаются повреждения в конструкциях опор скольжения и неподвижных опорах в виде деформаций, трещин, дефектов поверхности скольжения, а также обрывы тяг и разрушения пружин подвесок.

Не допускаются дефекты элементов опорно-подвесной системы трубопровода, указанные в п. п. 4.3.1 настоящих «Методических указаний...».

5.4. В местах прохода трубопровода через стенки, площадки (перекрытия), вблизи колонн или сооружений не должно быть защемления трубопровода.

5.5. При невыполнении требований п. п. 5.1 - 5.4 следует выполнить поверочный расчет на прочность с учетом всего комплекса нагружающих факторов и произвести необходимый объем ремонтных работ на трубопроводе с целью исправления выявленных дефектов и приведения его в проектное состояние.

5.6. Не допускается дальнейшая эксплуатация трубопровода с неисправными дренажами.

5.7. Размеры основных элементов трубопроводов должны соответствовать с учетом допусков проектным, указанным в паспорте трубопровода и заводских чертежах. Утонение стенки элементов трубопровода не должно приводить к понижению запасов их прочности ниже уровня нормативных значений.

5.8. Механические свойства металла основных элементов трубопровода, в том числе сварочных материалов, указанные в сертификатных данных (при их наличии), должны удовлетворять требованиям соответствующих нормативных документов.

5.9. Если требования п. п. 5.7 или (и) 5.8 не выполняются, то необходимо выполнить поверочный расчет на прочность от действия внутреннего давления с учетом изменения геометрических размеров элемента или (и) механических свойств металла. Расчет следует выполнять согласно Руководящему документу РД 10-249-98. Минимальная толщина стенки элемента трубопровода должна быть не менее расчетной с учетом эксплуатационной прибавки на коррозию и эрозию. Допускается принимать эксплуатационную прибавку меньше ее значения, устанавливаемого при расчете трубопровода на стадии проектирования; при этом срок эксплуатации трубопровода до следующего (очередного) диагностирования должен назначаться с учетом фактических данных по скорости коррозии металла.

5.10. Смещение кромок сваренных элементов трубопроводов должно соответствовать допускам, установленным действующими «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» (п. п. 4.5.9 — 4.5.11) или (и) требованиями нормативно-технической документации на изготовление.

Угловые отклонения (излом осей) не должны превышать 0,015 х l, где l — примыкающий к стыку прямой участок трубопровода (l >= 200 мм).

5.11. Овальность гибов труб не должна превышать 8% для трубопроводов II категории и 10% для трубопроводов III и IV категории.

5.12. На внутреннем обводе гибов допускаются плавная неровность с наибольшей высотой волн не более половины номинальной толщины стенки трубы, но не более 5 мм.

5.13 Допускаются вмятины или выпучины, максимальный размер которых по

поверхности  элемента  не превышает 0,2 х D , но не более 10 х S  (где D  -
                                           а                            а
наружный   диаметр,   S  -  номинальная  толщина  стенки),  а  максимальный

относительный прогиб (см. п. п. 4.3.5.6) не превышает 5% при абсолютной его

величине  не  более  5  мм.  Если  эти  требования не выполняются, вопрос о
возможности  дальнейшей эксплуатации дефектного элемента решается на основе

расчета на прочность.

5.14 Значения твердости металла по данным измерений переносными приборами должны быть в следующих пределах:

• для сталей марок Ст 3(4), 10, 20, 15К и 20К — от 110 до 180 НВ;
• для сталей марок 09Г2С, 15ГС, 16ГС, 17ГС, 12ХМ, 15ХМ, 12Х1МФ и Х5М — от 120 до 200 НВ.

5.15 Одиночные коррозионные язвы, эрозионные повреждения или раковины

глубиной менее 20% от номинальной толщины стенки элемента, но не более 2,5 _____

мм,  и  максимальной  протяженностью  не  более 0,25 х \/D х S (D - средний
диаметр  элемента), обнаруженные в процессе контроля, допускается оставлять
в  эксплуатацию  без  исправления. Одиночными считаются дефекты, расстояние
между    ближайшими   кромками   которых   превышает   утроенное   значение

максимального диаметра наибольшего из дефектов.

Допускается оставлять скопления коррозионных язв глубиной не более 1,0 мм. Продольные цепочки язв, а также трещины всех видов и направлений не допускаются.

5.16. Подлежащие выборке дефекты необходимо зашлифовать с плавным скруглением краев выборок и затем проконтролировать на отсутствие трещин методами ЦД или МПД по всей поверхности выборок.

Выборка дефектов на поверхности растянутой части гибов трубопроводов — не допускается.

5.17. На уплотнительных поверхностях фланцев не допускаются риски, раковины, забоины и другие дефекты поверхности металла, различимые при визуальном контроле. Допускаются концентрически расположенные риски шириной не более 1,0 мм и глубиной не более 0,5 мм.

5.18 В крепежных деталях разъемных соединений трубопроводов не допускаются следующие дефекты:

• трещины;
• вытягивания резьбы;
• рваные места, выкрашивание ниток резьбы глубиной более 1/3 высоты профиля резьбы или длиной более 5% общей длины резьбы по винтовой линии, а в одном витке — более 25% его длины;
• отклонение от прямолинейности более 0,2 мм на 100 мм длины;
• повреждение граней и углов гаек, препятствующее затяжке крепежного изделия, или уменьшение номинального размера под ключ более чем на 3%;
• вмятины глубиной более 1/3 профиля резьбы.

Обнаруженные заусенцы, вмятины глубиной < 1/3 высоты профиля резьбы и длиной < 8% длины резьбы, а в одном витке менее 50% его длины следует устранить прогонкой резьбонарезным инструментом.

    Повреждения  гладкой  части  шпилек  (болтов)  устраняются механической
обработкой.  Допустимое  уменьшение  диаметра  не  должно  превышать  3% от
номинального. Шероховатость поверхности - не хуже R  = 40.

                                               Z

5.19. Качество сварных соединений должно соответствовать по результатам контроля требованиям «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» (Приложение 9), а также требованиям в этой части отраслевой НТД на сварку трубопроводов и проведение дефектоскопического контроля сварных соединений, в частности: РД 34.15.027-53 (РТМ-1с-93), РД 34.17.302-97 (ОП 501 ЦД-97); РД 2730.9400.103-92.

Качество сварных соединений следует считать неудовлетворительным, если в них при любом виде контроля будут обнаружены внутренние или поверхностные дефекты, выходящие за пределы норм, установленных Правилами ПБ-03-75-94 и соответствующей нормативно-технической документацией на сварку и проведение дефектоскопического контроля трубопроводов.

5.20. Допускаются местные подрезы в сварных соединениях трубопроводов. При этом глубина подрезов не должна превышать 5% толщины стенки трубы, но не более 0,5 мм, а общая протяженность — 10% длины шва для трубопроводов категории II и 20% длины шва — для трубопроводов категорий III, IV.

5.21. Структура металла по результатам металлографических исследований на репликах (или сколах) или на вырезках не должна иметь аномальных изменений в виде микротрещин, пор и недопустимой графитизации (степень графитизации металла не должна превышать балл 2 согласно ОСТ 34-70-690).

При обнаружении недопустимого уровня графитизации металла трубопровода для обеспечения возможности его дальнейшей эксплуатации может быть назначено проведение его восстановительной термической обработки.

5.22. Механические свойства, определенные при комнатной температуре на образцах из вырезок металла элементов трубопровода, должны удовлетворять следующим требованиям:

• прочностные характеристики металла (временное сопротивление или условный предел текучести) не должны отличаться более чем на 5% в меньшую сторону от значений, регламентированных действующими нормативными документами;
• отношение предела текучести к временному сопротивлению не должно превышать 0,65 для углеродистых сталей и 0,75 для легированных сталей перлитного класса;
• минимальное значение ударной вязкости на образцах с круглым надрезом должно быть не менее 30 Дж/кв. см (3,0 кгс х м/кв. см), а с острым надрезом должно быть не менее 25 Дж/кв. см (2,5 кгс х м/кв. см).

Требования по химическому составу и механическим свойствам металла трубопроводов IV категории при отсутствии в технической документации сведений о НТД или ПТД на изготовление элементов трубопровода — даны в Приложении 6 (табл. 1 и 2).

6. УСТАНОВЛЕНИЕ ВОЗМОЖНОСТИ, СРОКОВ И УСЛОВИЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ

6.1. Возможность, сроки и условия дальнейшей эксплуатации трубопроводов следует определять по результатам контроля и поверочных расчетов на прочность.

6.2. Необходимым условием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода при расчетных или разрешенных параметрах является соответствие элементов трубопровода условиям прочности, установленным Руководящим документом РД 10-249-98, а также выполнение обязательных требований раздела 5 настоящих «Методических указаний...».

6.3. При неудовлетворительных результатах поверочного расчета на прочность дальнейшая эксплуатация трубопровода возможна после проведения ремонта (реконструкции) отдельных узлов или участков трубопровода и (или) переналадки его опорно-подвесной системы.

6.4. Если по условиям прочности при статическом нагружении отдельные элементы или узлы трубопровода из-за утонения стенок от коррозии, эрозии или каких-либо других повреждений, а также из-за снижения механических свойств основного металла или сварных соединений или пониженных запасов прочности не выдерживают расчетное давление и температуру, продление срока эксплуатации возможно после восстановительного ремонта или замены элементов (узлов), не удовлетворяющих условиям прочности, или при установлении дополнительных требований к условиям эксплуатации трубопровода, включая параметры его работы, а также надзор и проверку состояния трубопровода в процессе разрешенного срока эксплуатации.

6.5. Трубопровод считается пригодным к дальнейшей эксплуатации, если по результатам его обследования подтверждается, что состояние основного и наплавленного металла удовлетворяет требованиям Правил, настоящего РД и действующей нормативно-технической документации; коррозионный и эрозионный износ, а также изменения в состоянии трассы и геометрических размеров элементов трубопровода обеспечивают нормативные запасы прочности.

При необходимости оценки остаточного ресурса трубопроводов с учетом цикличности нагружения (п. 4.9.6) или коррозии металла (п. 4.9.7), а также для трубопроводов II категории с температурой эксплуатации 390 °С и более допускаемый срок продления эксплуатации трубопровода устанавливается по результатам расчетов на прочность с учетом этих факторов.

6.6. Контролируемый трубопровод может быть допущен к дальнейшей эксплуатации сроком не более чем на 8 лет, а для трубопроводов II категории не более чем на 50 тыс. часов, на основании положительных результатов контроля, расчетов на прочность и гидравлических испытаний при соблюдении установленных требований по условиям (регламенту) пуска и эксплуатации трубопровода, а также рекомендаций заключения по итогам обследования.

6.7. По истечению срока службы трубопровода, установленного по результатам первичного обследования (п. 6.6), следует провести очередной (повторный) контроль трубопровода для определения возможности, условий и сроков его дальнейшей эксплуатации. Программа последующего (повторного) обследования может отличаться от программы первичного обследования трубопровода.

7. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ КОНТРОЛЯ

7.1. На выполненные при контроле работы составляется первичная документация (акты, заключения, протоколы, формуляры, таблицы, схемы, фотографии), в которой должны быть отражены все обнаруженные отклонения, особенности и дефекты.

На основании первичной документации о результатах контроля и выполненных расчетов на прочность должно быть составлено заключение (отчет).

7.2. Первичная документация, включая формуляры (схемы) с графическим изображением результатов контроля, прилагается к заключению.

7.3. Заключение по обобщению результатов контроля должно быть составлено по типовой форме в виде технического отчета и включать в себя следующий текстовой материал.

7.3.1 Введение — краткая постановка задачи.

7.3.2. Основные сведения о контролируемом трубопроводе (конструкция, материалы и технология изготовления; условия эксплуатации):

• наименование трубопровода (по функциональному назначению);
• дата окончания монтажа и ввода в эксплуатацию;
• рабочая среда;
• расчетные (проектные) технические характеристики (давление, температура);
• категория и группа трубопровода;
• краткая характеристика конструкции и технологии изготовления;
• основные размеры трубопровода (типоразмеры примененных труб);
• материалы основных элементов трубопровода;
• данные по сварке (выполненной монтажной организацией);
• сведения по термообработке сварных соединений;
• объемы, методы и результаты дефектоскопического контроля при монтаже (и изготовлении);
• сведения об эксплуатации (количество пусков-остановов и гидроиспытаний, данные о наличии циклической составляющей нагружения);
• сведения о реконструкции и ремонте (использованные марки сталей и сварочные материалы; объемы, методы и результаты дефектоскопического контроля).

7.3.3 Результаты анализа технической документации:

• краткая информация о сертификатах качества материалов, используемых при изготовлении (если имеется), ремонте и реконструкции трубопровода с оценкой соответствия действующей НТД;
• сводные данные по результатам предыдущих проверок и освидетельствований;
• причины, послужившие основанием для ремонта и реконструкции;
• специфические особенности эксплуатации (если таковые имели место).

7.3.4 Индивидуальная программа контроля.

В индивидуальной программе указываются конкретные методы, объемы, а также элементы и участки (зоны) контроля. Если контроль проводится по типовой программе, данный раздел не приводится.

7.3.5 Результаты обследования (текущего):

В настоящем разделе приводятся обобщенные данные обследования трубопровода по различным операциям неразрушающего контроля. Результаты исследования структуры и свойств металла, включая:

• сведения о дефектах, обнаруженных при наружном и внутреннем осмотрах;
• данные о дефектах в сварных соединениях и дефектах в основном металле, обнаруженных методами неразрушающего контроля;
• анализ результатов толщинометрии;
• анализ результатов измерения твердости металла;
• анализ результатов исследования механических свойств металла (если выполнялись), его химического состава и структуры (если таковые производились);
• условия проведения и результаты гидроиспытаний.

7.3.6 Поверочный расчет на прочность.

В необходимых случаях, оговоренных настоящими «Методическими указаниями...», производятся расчеты на прочность в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

Расчетом на прочность подтверждается возможность эксплуатации трубопровода, устанавливаются допустимые параметры его эксплуатации, а также определяется временной или (и) циклический ресурс его дальнейшей безопасной работы.

7.3.7 Выводы и рекомендации.

По результатам выполненного обследования формулируются выводы и рекомендации с указанием возможности, условий и сроков дальнейшей эксплуатации трубопровода или объемов его ремонта.

7.4. Заключение прилагается к паспорту трубопровода. Его копия хранится в организации, проводившей работы по контролю и продлению срока службы трубопровода.

Категория	Группа	Рабочие параметры среды
		Температура, °С	Давление, МПа (кгс/кв. см)
I	1	Св. 560	Не ограничено
	2	Св. 520 до 560	То же
	3	Св. 450 до 520	То же
	4	До 450	Более 8,0 (80)
II	1	Св. 350 до 450	До 8,0 (80)
	2	До 350	Более 4,0 (40) до 8,0 (80)
III	1	Св. 250 до 350	До 4,0 (40)
	2	До 250	Более 1,6 (16) до 4,0 (40)
IV		Св. 115 до 250	Более 0,07 (0,7) до 1,6 (16)

Примечание: Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопровод следует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметру среды.

N	Термины	Определения
1.	Фасонная часть (деталь)	Деталь или сборочная единица трубопровода или трубной системы, обеспечивающая изменение направления, слияние или деление, расширение или сужение потока рабочей среды
2.	Колено	Фасонная часть, обеспечивающая изменение направления потока рабочей среды на угол от 15 до 180°
3.	Гиб	Колено, изготовленное с применением деформации изгиба трубы
4.	Элемент трубопровода	Сборочная единица трубопровода, предназначенная для выполнения одной из основных функций трубопровода (например, прямолинейный участок, колено, тройник, конусный переход, фланец и др.)
5.	Расчетная толщина стенки	Толщина стенки, теоретически необходимая для обеспечения прочности детали при воздействии внутреннего или наружного давления
6.	Номинальная толщина стенки	Толщина стенки, предназначенная для выбора полуфабриката или заготовки и характеризующая размеры детали в целом, т.е. вне связи с какимлибо конкретным участком детали
7.	Допустимая толщина стенки	Толщина стенки, при которой возможна работа детали на расчетных параметрах в течение установленного срока службы; она является критерием для определения достаточных значений фактической толщины стенки
8.	Фактическая толщина стенки	Толщина стенки, измеренная на определяющем параметры эксплуатации конкретном участке детали при изготовлении или в эксплуатации
9.	Рабочее давление в элементе трубопровода	Максимальное избыточное давление на входе в элемент, определяемое по рабочему давлению трубопровода с учетом сопротивления и гидростатического давления. По величине рабочего давления в элементе трубопровода следует определять область применения материала
10.	Условное давление	Рабочее давление среды в арматуре и деталях трубопроводов, при котором обеспечивается их длительная эксплуатация при 20 °С. ГОСТ 356
11.	Пробное давление	Избыточное давление, при котором должно производиться гидравлическое испытание трубопровода или его фасонной части (детали) на прочность и плотность
12.	Расчетная температура среды	Максимальная температура среды в трубопроводе или его фасонной детали
13.	Техническое состояние объекта	Состояние, которое характеризуется в определенный момент времени, в определенной среде значениями параметров, установленными технической документацией на объект. ГОСТ 20911
14.	Индивидуальная программа контроля	Индивидуальная программа контроля разрабатывается применительно к трубопроводу или группе трубопроводов одинаковой конструкции и работающих в одинаковых условиях, учитывает конкретные условия эксплуатации, повреждения и выполненные ремонт или реконструкцию
15.	Предельное состояние	Состояние объекта, при котором либо его дальнейшая эксплуатация, либо восстановление работоспособного состояния невозможны или нецелесообразны. ГОСТ 20911
16.	Наработка	Интервал времени, в течение которого объект находится в состоянии нормального функционирования. СТ МЭК 50(191)-90
17.	Срок службы	Календарная продолжительность эксплуатации объекта до или после ремонта до перехода в предельное состояние
18.	Дефект	Каждое отдельное несоответствие продукции установленным требованиям. ГОСТ 15467-79
19.	Вмятина	Дефект поверхности, представляющий собой локальное пологое углубление без нарушения сплошности металла элемента, который образовался от ударов. Примечания 1. Поверхность углубления гладкая. 2. Вмятина может деформировать стенку элемента с прогибом вовнутрь с утонением или без утонения ее. ОСТ 14-82-82
20.	Коррозионная язва	Местное коррозионное разрушение, имеющее вид отдельной раковины. ГОСТ 5272

N	Организация	Адрес	Телефон
1.	Всероссийский дважды ордена Трудового Красного Знамени теплотехнический научно-исследовательский институт (ВТИ)	109280, Москва, Ж-280, ул. Автозаводская, 14/23	т. 275-41-18
2.	Научно-производственное объединение по исследованию и проектированию энергетического оборудования им. И.И. Ползунова (АО «НПО ЦКТИ»)	193167, Санкт-Петербург, ул. Атаманская, 3/6	т. (812) 277-57-20
3.	Фирма по наладке, совершенствованию технологии и эксплуатации электростанций и сетей ОРГРЭС	105023, Москва, Семеновский пер., 15	т. 369-30-74
4.	Научно-производственное объединение Центральный научно-исследовательский институт технологии машиностроения (НПО ЦНИИТМАШ)	109088, Москва, ул. Шарикоподшипниковская, 4	т. 275-85-59
5.	Уральский теплотехнический научно-исследовательский институт (Урал ВТИ)	454084, г. Челябинск, пр. Победы, 168	т. (351-2) 66-68-09

1. ГОСТ 12.0.004-90. Организация обучения безопасности труда. Общие положения.

2. ГОСТ 12.1.001-89. ССБТ. Ультразвук. Общие требования безопасности.

3. ГОСТ 12.2.013-87. Машины ручные электрические. Общие требования безопасности и методы испытаний.

4. ГОСТ 27.002-89. Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения.

5. ГОСТ 380-88. Сталь углеродистая обыкновенного качества. Марки.

6. ГОСТ 550-75. Трубы стальные бесшовные для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Технические условия.

7. ГОСТ 1497-84. Металлы. Методы испытания на растяжение.

8. ГОСТ 1778-70. Сталь. Металлографические методы определения неметаллических включений.

9. ГОСТ 3242-79. Соединения сварные. Методы контроля качества.

10. ГОСТ 5272-68. Коррозия металлов. Термины.

11. ГОСТ 5639-82. Стали и сплавы. Методы выявления и определения величины зерна.

12. ГОСТ 5640-70. Сталь. Эталоны микроструктуры.

13. ГОСТ 6996-66. Сварные соединения. Методы определения механических свойств.

14. ГОСТ 7512-82 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод».

15. ГОСТ 8731-74 (СТ СЭВ 1482-78). Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Технические требования.

16. ГОСТ 8732-78. Трубы стальные бесшовные горячедеформированные. Сортамент.

17. ГОСТ 9012-59. Металлы. Метод испытаний. Измерение твердости по Бринеллю.

18. ГОСТ 9454-78. Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах.

19. ГОСТ 9941-81. Трубы бесшовные холодно- и теплодеформированные из коррозионностойкой стали. Технические условия.

20. ГОСТ 10243-75. Сталь. Методы испытаний и оценка микроструктуры.

21. ГОСТ 12503-75. Сталь. Методы ультразвукового контроля. Общие требования.

22. ГОСТ 14782-86 «Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые».

23. ГОСТ 17374-83. Детали трубопроводов стальные бесшовные приварные на Ру <= 10 МПа (<= 100 кг/кв. см). Типы и основные параметры.

24. ГОСТ 18442-80 «Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования».

25. ГОСТ 18661-73. Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка.

26. ГОСТ 20415-82 «Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения».

27. ГОСТ 20911-89. Техническая диагностика. Термины и определения.

28. ГОСТ 21105-87 «Контроль неразрушающий. Магнитно-порошковый метод».

29. ГОСТ 22368-77. Контроль неразрушающий. Классификация дефектности стыковых сварных швов по результатам ультразвукового контроля.

30. ГОСТ 22761-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллю переносными твердомерами статического действия.

31. ГОСТ 22762-77. Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучести вдавливанием шара.

32. ГОСТ 22838-77. Сплавы жаропрочные. Методы контроля и оценки макроструктуры.

33. ГОСТ 24732-81. Контроль неразрушающий. Дефектоскопы магнитные и вихретоковые. Общие технические требования.

34. ГОСТ 25863-83 «Толщиномеры. Ультразвуковые контактные. Общие технические требования».

35. ГОСТ 28702-90 «Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общие технические требования».

36. ОСТ 14.82-82. Отраслевая система управления качеством продукции черной металлургии. Ведомственный контроль качества продукции. Трубы стальные бесшовные катаные. Дефекты поверхности. Термины и определения.

37. ОСТ 24.125.60-89. Детали и сборочные единицы трубопроводов пара и горячей воды тепловых электростанций. Общие технические условия.

38. ОСТ 34.70.690-96. Металл паросилового оборудования электростанций. Методы металлографического анализа в условиях электростанций.

39. ТУ 14-3-460-75. Трубы специальные бесшовные для паровых котлов и трубопроводов.

40. РД-03-94. Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды. Госгортехнадзор РФ, НПО ОБТ. М., 1994.

41. РД 03-131-97. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов.

42. Правила устройства и безопасной эксплуатации паровых и водогрейных котлов. Госгортехнадзор России. НПО ОБТ. М., 1993.

43. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (1995 г.).

44. РД 09-102-95. Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России.

45. РД 10-49-94. Методические указания по выдаче специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с обеспечением безопасности при эксплуатации объектов котлонадзора и подъемных сооружений (утв. Постановлением Госгортехнадзора России 31.01.94 № 6).

46. Дополнительные условия по реализации в электроэнергетике «Методических указаний по выдаче специальных разрешений (лицензий) на виды деятельности, связанные с обеспечением безопасности при эксплуатации объектов котлонадзора и подъемных сооружений» (утв. Приказом РАО «ЕЭС России» 07.04.94 № 74).

47. РД 10-109-96. Методические указания по составлению паспортов трубопроводов IV категории.

48. РД 10-249-98. Нормы расчета на прочность стационарных котлов и трубопроводов пара и горячей воды.

49. РД 10-262-98 (РД 153-34.1-17.421-98) «Типовая инструкция по контролю металла и продлению срока службы основных элементов котлов, турбин и трубопроводов тепловых электростанций».

50. РД 31.39-301-87. Методические указания по контролю за тепловыми перемещениями паропроводов тепловых электростанций.

51. РД 34.15.027-93. Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций (РТМ-1с-93).

52. РД 34.17.302-97. Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды. Сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения (ОП 501 ЦД-97).

53. РД 34.38.043-86. Инструкция по оформлению технической документации на сварочные работы при ремонте оборудования ТЭС.

54. РД 34.39.503-87. Типовая инструкция по эксплуатации трубопроводов тепловых электростанций.

55. РД 153-34.0-17.460-99. Руководящие указания по восстановительной термической обработке и контролю графитизации паропроводов из углеродистых сталей, эксплуатируемых при температуре 350 — 450 °С.

56. РД 2730.940.103-92. Котлы паровые и водогрейные, трубопроводы пара и горячей воды. Сварные соединения. Контроль качества.

57. СН 373-67. Инструкция по расчету стальных трубопроводов различного назначения. Госстрой СССР, 1967.

58. РТМ 24.038.08-72 «Расчет трубопроводов энергетических установок на прочность».

59. РТМ 108.031.105-77 «Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Методы оценки долговечности при малоцикловой усталости и ползучести».

60. РТМ 108.031.112-80 «Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Метод оценки долговечности колен трубопроводов».

61. РТМ 108.038.101-77. Трубопроводы стационарных паровых и водогрейных котлов. Расчет на самокомпенсацию.

62. Методические указания «Расчеты на прочность элементов конструкций при малоцикловом нагружении» МНТК «Надежность машин».

63. МУ 34.70.161-89. Методические указания на металлографический анализ. ВТИ. 1987.

64. Методические указания по наладке паропроводов тепловых электростанций, находящихся в эксплуатации. М.: СПО Союзтехэнерго, 1981.

65. Руководящие указания по проектированию стационарных трубопроводов. Вып. II. Расчеты трубопроводов на прочность с учетом напряжений компенсации. № 27477-Т, ТЭП (Ленинградское отд.), 1965.

66. ПНАЭ Г-7002-86. Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. Утверждены Госкомитетом СССР по использованию атомной энергии и Госатомнадзором СССР. М.: Энергоатомиздат, 1989.

67. Правила техники безопасности при эксплуатации тепломеханического оборудования электростанций и тепловых сетей.

68. ТИ 48.0911-ЛГШ и ТО 033-89. Технологическая инструкция по измерению толщин металла ультразвуковыми методами.

69. И N-23 СД-80 «Инструкция по дефектоскопии гибов трубопроводов из перлитной стали».

70. Типовая инструкция по эксплуатации, ремонту и контролю станционных трубопроводов сетевой воды. ТИ 34-70-042-85.

71. Инструкция по монтажу и регулировке пружинных креплений паропроводов. М.: СПО Союзтехэнерго, 1984.

72. 18-06-ИК-77. Радиографический контроль сварных соединений сосудов, аппаратов и трубопроводов, работающих под давлением. Миннефтехимпром СССР, 1978.

73. 38.18.001-83. Инструкция по радиографической профильной толщинометрии технологических трубопроводов. Миннефтехимпром СССР, 1983.

74. Справочная книга «Расчет трубопроводов на прочность». М.: Гостоптехиздат, 1963.

75. Справочник проектировщика. Проектирование тепловых сетей. М.: Стройиздат, 1965.

76. Справочник по проектированию электрических станций и сетей. Раздел IX. Механические расчеты трубопроводов. М.: ТЭП, 1972.

77. Расчет и конструирование трубопроводов. Справочное пособие. Зверьков Б.В., Костовецкий Д.Л., Кац Ш.М. и др.: «Машиностроение», 1979.

1. Труба (прямой участок) (схема не приводится)	4. Тройники (штампованные и штампосварные) и врезки в трубопровод (схема не приводится)
2. Отвод (гиб) (схема не приводится)	5. Заглушка (плоская) (схема не приводится)
3. Переход (схема не приводится)	6. Арматура (схема не приводится)

Примечание:

1. ° х — точки контроля со стороны видимой и невидимой поверхности соответственно.

2. На штампосварных и секторных коленах толщину стенки измеряют также со стороны внутреннего обвода.

3. На переходах с постоянной толщиной стенки допускается проводить контроль в одном центральном сечении (в конусной части) в четырех его точках.

Класс стали	Содержание элементов, %
	C	Mn	Si	S	P	Cu
Бесшовные трубы
Углеродистая типа (Ст 10, 20)	0,07 — 0,24	0,35 — 0,65	0,17 — 0,37	0,040	не бол 0,040	ее 0,25
Низколегированная кремнемарганцовистая типа (15ГС, 16ГС, 09Г2С)	0,12 — 0,18 <*>	0,90 — 1,30 <*>	0,40 — 1,0	0,040	не бол 0,035	ее 0,30
<*> Для стали 09Г2С содержание углерода должно быть <= 0,12, а марганца — 1,30 — 1,70.
Сварные трубы
Углеродистая (типа Ст 3сп, Ст 10, 20)	0,07 — 0,24	0,35 — 0,65	0,12 — 0,37	0,045	не бол 0,040	ее 0,30
Низколегированная кремнемарганцовистая типа (15ГС, 17ГС)	0,12 — 0,20	0,90 — 1,30	0,40 — 1,0	0,030	не бол 0,035	ее 0,30
Литые детали
Углеродистая типа (15Л, 20Л, 25Л, 30Л, 35Л)	0,12 — 0,40	0,30 — 0,90	0,20 — 0,42	0,050	не бол 0,050	ее 0,30 — 0,50
Низколегированная кремнемарганцовистая типа 20ГСЛ	0,16 — 0,22	1,0 — 1,30	0,60 — 0,80	0,030	не бол 0,030	ее 0,30

Примечание:

1. Предельно допустимые минусовые отклонения химического состава сталей:

• углеродистая: углерод — 0,02%, марганец — 0,03%, кремний — 0,02%;
• низколегированная кремнемарганцовистая: кремний — 0,1%.

2. Предельно допустимые плюсовые отклонения химического состава сталей:

• углеродистая: углерод — 0,03%, марганец — 0,05%, кремний — 0,03%;
• низколегированная кремнемарганцовистая: углерод — 0,02%, марганец — 0,01%, кремний — 0,05%.

Класс стали	Механические свойства					Технологические показатели. Угол загиба для сварного соединения
	Предел прочности сигма , в МПа	Условный предел текучести сигма , 0,2 МПа	Относительное удлинение дельта, %	Относительное сужение пси, %	Ударная вязкость KCU, кгс х м/ кв. см
Бесшовные трубы
Углеродистая типа (Ст 10, 20)	400 — 560	220 — 320	22,0	не менее 45,0	5,0	100°
Низколегированная кремнемарганцовистая типа (15ГС, 16ГС, 09Г2С)	480 — 580	280 — 420	17,0	не менее 40,0	4,0	80°
Сварные трубы
Углеродистая (типа Ст 3сп, Ст 10, 20)	360 — 540	200 — 320	21,0	не менее 50,0	5,0	100°
Низколегированная кремнемарганцовистая типа (15ГС, 17ГС)	480 — 580	260 — 420	17,0	не менее 40,0	3,5	80°
Литые детали
Углеродистая типа (15Л, 20Л, 25Л, 30Л, 35Л)	370 — 600	190 — 390	19,0	не менее 35,0	4,0	-
Низколегированная кремнемарганцовистая типа 20ГСЛ	470 — 590	240 — 340	15,0	не менее 30,0	3,0	-

Примечание:

В табл. 1 и 2 даны основные требования к составу и свойствам сталей, используемых при сооружении трубопроводов IV категории. Если производится идентификация марки стали для каких-либо элементов трубопровода, требуется выполнить детальный анализ полученных данных по составу и свойствам исследуемого металла с целью установления его соответствия конкретной марке стали.

Контроль проводят с целью:

• установления возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода и выдачи (в случае необходимости) рекомендаций по его ремонту или (и) наладке;
• определения сроков и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода.

1. Работы по контролю проводят на холодных (неработающих) трубопроводах с соблюдением правил техники безопасности. Перед остановкой трубопровода и выводом его для контроля производят предварительный осмотр в рабочем состоянии. Для выполнения визуального контроля и измерений, контроля толщины стенки и твердости металла обследуемых элементов трубопровода, а также проведения дефектоскопического контроля сварных соединений необходимо удалить изоляционное покрытие трубопровода в местах контроля и измерений.

2. Анализ технической документации

2.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на трубопровод (паспорт трубопровода, монтажно-сборочный чертеж трубопровода), сбор информации о режимах работы трубопровода и о дефектах металла и опорно-подвесной системы, выявленных в процессе эксплуатации, а также составление перечня аварий, имевших место на трубопроводе. Должен быть составлен перечень арматуры, установленной на трубопроводе.

2.2. Анализ конструктивных особенностей трубопроводной системы и имеющейся информации по материалам и технологии изготовления деталей трубопровода и его монтажа (свидетельства об изготовлении элементов и о монтаже трубопровода, формуляры наладки опорно-подвесной системы).

При анализе конструкции трубопровода необходимо обратить внимание на следующее:

• основные размеры и материалы изготовления труб и фасонных элементов;
• способ изготовления примененных криволинейных элементов (гнутые, крутоизогнутые, штампованные, штампосварные и пр.);
• способ изготовления тройниковых ответвлений (сварка, штамповка, вытяжка горловины);
  • способ изготовления корпусов арматуры с D >= 150 мм (литые, у штампосварные и др.);
• тип примененных опор (неподвижные и скользящие) и подвесок (жесткие, пружинные), места их размещения и способ закрепления на трубах — приварные или хомутовые;
• наличие необходимых дренажных ответвлений и воздушников;
• для трубопроводов, присоединенных к РОУ со стороны низкого давления, — наличие и конструкцию предохранительных устройств на РОУ;
• наличие и тип компенсаторов тепловых перемещений.

2.3. Анализ условий эксплуатации — фактические параметры среды и длительность работы на них, число пусков из холодного состояния на момент обследования. Особому анализу подвергаются ситуации, когда различные участки трубопровода монтировались и пускались в эксплуатацию в разное время, или когда в различное время производилась частичная замена элементов.

3. Визуальный и измерительный контроль

3.1 Наружный осмотр трубопровода в горячем (рабочем) состоянии.

Предварительный осмотр работающего трубопровода проводится для оценки общего состояния трубопроводной системы. Следует убедиться в отсутствии дефектов трассы (провисания, прогибы, уводы линий и др.) и опорно-подвесной системы (разрушение опор и пружин, обрыв подвесок и т.д.). Проверить состояние указателей тепловых перемещений и исправность дренажей.

3.2 Наружный осмотр трубопровода в холодном (нерабочем) состоянии

3.2.1 Проверка состояния изоляции и ее внешнего кожуха.

3.2.2. Проверка соответствия трассировки трубопровода монтажно-сборочному чертежу, замер отсутствующих геометрических размеров трассы. На схеме трубопровода должны быть указаны сварные швы, дренажи, воздушники, опоры и подвески и выполнена их привязка к геометрии трассы. Расположение сварных швов в труднодоступных местах (местах, требующих для доступа возведения специальных лесов, помостов, и т.п.) указывается ориентировочно с учетом строительной длины прямых труб и наличия фасонных элементов.

3.2.3. Установление наличия и соответствия типов опор и подвесок трубопровода монтажно-сборочному чертежу (схеме), а также проверка их исправности (качество сварных швов конструкций опор скольжения и неподвижных опор, отсутствие обрывов тяг и разрушения пружин подвесок и т.д.).

На схеме должны быть указаны все опоры и подвески, количество параллельных цепей пружинных подвесок, а также расстояния между опорами и подвесками.

Промежуточные опоры скольжения и направляющие опоры должны обеспечивать ограничение перемещений трубопровода в направлениях, предусмотренных проектом, и не иметь видимых деформаций своей конструкции. Опорные площадки опор скольжения должны быть ровными и обеспечивать свободное перемещение подушек опор в нужном направлении. Следует убедиться, что подушки опор не смещаются за пределы площадок ни в рабочем, ни в холодном состоянии трубопровода и не перекашиваются. Элементы и сварные швы конструкций опор не должны иметь видимых повреждений и коррозии глубиной более 35% от толщины стенки. Разъемные соединения конструкций опор должны быть затянуты и не иметь видимых повреждений крепежа и резьбы. Неподвижные опоры трубопровода не должны иметь видимых повреждений, в том числе в сварных швах приварки к элементам строительных конструкций или каркасов.

3.2.4. При необходимости выполнения поверочных расчетов на прочность трубопровода с учетом всех нагружающих факторов необходимо для пружинных подвесок провести измерения высоты пружины (в нерабочем состоянии трубопровода), наружного диаметра пружины и диаметра прутка, из которого изготовлена пружина. Высота пружины замеряется с помощью металлической линейки с точностью до 1 мм, диаметр пружины и прутка — с помощью штангенциркуля. Внешним осмотром необходимо убедиться в отсутствии посадки витков (в полном выборе хода пружины) и выпучивания (потери устойчивости) пружины.

3.2.5. В случае наличия аварий на контролируемом трубопроводе, обусловленных гидроударами, необходима проверка уклонов трубопроводной линии с помощью гидроуровня (уровня) в части выполнения требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов...».

3.2.6. Проверка отсутствия защемлений трубопровода при проходах через стенки, площадки, вблизи колонн и ферм каркасов.

3.2.7. Проверка наличия и исправности дренажей и воздушников (проводится при гидроиспытаниях).

3.2.8. Проверка состояния арматуры: комплектность крепежных деталей (шпилек, болтов, гаек) фланцевых соединений, крышки и уплотнений шпинделя; отсутствие следов коррозии и подтекания конденсата.

3.2.9. Результаты внешнего осмотра трубопровода оформляются актом, в котором должны быть отражены все указанные выше пункты.

3.3 Визуальный контроль металла трубопровода и проведение измерений

3.3.1. Визуальный контроль наружной поверхности трубопровода следует проводить в доступных местах. Контролируемые участки и элементы трубопровода предварительно освобождаются от обшивки (кожухов) и изоляции.

В число контролируемых в первую очередь требуется включать элементы (диаметр >= 76 мм), расположенные первыми по ходу движения пара, а также в пределах байпасных или тупиковых линий и вблизи неподвижных опор.

3.3.2. Визуальный контроль (ВК) элементов и участков трубопровода со стороны наружной поверхности проводится в следующем объеме:

• криволинейные элементы (гибы, отводы) — не менее 40% каждого типоразмера, начиная с диаметра = 108 мм и не менее 20% для каждого типоразмера диаметром 76 мм <= диаметр < 108 мм, но не менее одного гиба;
• тройники и врезки в трубопровод — не менее 50%, начиная с типоразмеров с наружным диаметром штуцера >= 76 мм;
• фланцы (без демонтажа разъема) — 100% в доступных местах;
• переходы — не менее 50%, начиная с наружного диаметра >= 76 мм;
  • арматура — все корпуса арматуры с D 150 и более; у
• заглушки (донышки) — 100% для элементов с наружным диаметром >= 76 мм;
• линзовые компенсаторы — 100% в доступных местах;
• резьбовые соединения на дренажах — не менее 50%, начиная с диаметра >= 76 мм;
• прямые участки — участки длиной >= 500 мм, примыкающие к подвергаемым ВК элементам: коленам, тройникам (врезкам), фланцам, арматуре, переходам, линзовым компенсаторам, донышкам, а также в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизи неподвижных опор;
• сварные соединения — стыковые и угловые соединения труб с подлежащими ВК элементами трубопровода и в пределах этих элементов (см. выше), а также сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам.

При наличии в составе трубопровода штампосварных колен и крутоизогнутых отводов с наружным диаметром >= 76 мм, они подлежат ВК в объеме не менее 50% от их количества. В штампосварных коленах повышенное внимание уделить продольным швам.

    Равнопроходные  тройники  и близкие  к ним (D  / D  <= 1,3) с диаметром
                                                 К    Ш
штуцера D  >= 133 мм проверяют в полном объеме.

     Ш

При наличии в составе трубопровода переходов с продольными сварными швами их контролируют в объеме 100%.

Разнородные сварные соединения контролируют в объеме 100%.

3.3.3. Визуальный контроль внутренней поверхности участка или элемента трубопровода не менее чем в одном месте. Контроль проводится через демонтированный фланцевый разъем или через открытый к доступу край трубы после ее разрезки.

3.3.4. На поверхности контролируемых элементов трубопровода, включая сварные соединения, не допускаются следующие дефекты:

• коррозионные повреждения, в том числе язвы глубиной более 2 мм и протяженностью более 20 мм;
• дефекты основного металла в виде выходящих на поверхность расслоений, раковин глубиной более 2 мм, вмятин, превышающих по своим размерам допуски, установленные в п. 5.13 настоящих «Методических указаний...», а также другие дефекты и отклонения, выходящие за пределы требований Правил ПБ-03-75-94, ТУ на изготовление и другой НТД и ПТД;
• трещины всех видов и направлений;
• дефекты в сварных швах, недопустимые согласно требованиям Правил ПБ-03-75-94 и другой соответствующей НТД, а также Норм настоящих «Методических указаний...» (раздел 5).

3.4. При отсутствии в технической документации на трубопровод сведений о радиусе гибов провести измерения радиуса гибов в количестве — не менее 1 гиба на каждый типоразмер. Если в составе трубопровода имеются крутоизогнутые гибы, то измерить также радиус на одном из таких отводов по каждому типоразмеру.

3.5. Измерение овальности гибов — 5% от числа труб каждого типоразмера с наружным диаметром >= 76 мм, но не менее 2-х гибов. Выполняется с помощью измерительных приборов (мерная скоба или кронциркуль) с точностью до 0,5 мм <*>.

---

<*> К штампованным, литым и штампосварным коленам не относится.

4. Дефектоскопия сварных соединений

4.1. Контроль проводится методом УЗК или радиографическим методом в соответствии с требованиями соответствующих стандартов и другой НТД.

4.2 Контроль сварных соединений трубопроводов с наружным диаметром >= 76 мм проводится в объеме:

• стыковые соединения «труба с трубой» — 10% от общего количества стыков труб по каждому типоразмеру, но не менее 3. Если сварных соединений какого-либо типоразмера менее 10, следует контролировать 2 из них;
• угловые соединения и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованными деталями — 25% от общего количества, но не менее 5. Если указанных соединений менее 10, допускается контролировать 3 из них;
• при наличии линзовых компенсаторов контролируют сварные швы не менее чем на одном из них.

4.3. При наличии штампосварных колен контроль их продольных сварных швов проводится на 50% общего количества колен.

4.4. Разнородные сварные соединения (при их наличии) подлежат контролю в объеме 100%.

4.5. Продольные швы сварных переходов (при их наличии) контролируют в объеме 100%.

4.6. Для трубопроводов диаметром >= 133 мм, работающих при температуре выше 400 °С, контроль методом УЗК или радиографией должен быть дополнен контролем методом МПД или ЦД или травлением (или вихретоковым) применительно к угловым соединениям и стыковым соединениям труб с литыми, коваными и штампованными деталями в объеме, указанном в п. 4.2.

4.7. Угловые сварные соединения, выполненные с конструктивным непроваром, допускается контролировать методом МПД или ЦД, или травлением (или вихретоковым) в сочетании с измерительным контролем размеров и формы шва.

4.8. При отбраковке хотя бы одного стыка в контролируемой группе соединений объем контроля для данного вида сварных соединений увеличивают вдвое. При повторном обнаружении недопустимых дефектов контроль соединений данного вида расширяют до 100%.

4.9. Оценку качества сварных соединений по результатам их дефектоскопии проводят в соответствии с требованиями Правил ПБ-03-75-94 и другой НТД.

5. Дефектоскопия основного металла элементов трубопроводов

5.1. При выявлении в процессе ВК сомнительных участков и зон в элементах трубопроводов данные участки (зоны) подвергают контролю методом МПД или ЦД, или травлением, или вихретоковой дефектоскопии с целью обнаружения поверхностных и подповерхностных трещин и (или) других недопустимых дефектов.

5.2. Обязательному контролю методом МПД или ЦД, или травлением подлежат места выборок дефектов (трещин), а также места ремонтных заварок с примыкающей зоной основного металла шириной не менее 30 мм.

5.3. Контроль методами МПД и УЗК согласно инструкции И № 23 СД-80 гибов трубопроводов с наружным диаметром >= 76 мм в количестве 10% от каждого типоразмера, но не менее двух гибов.

При обнаружении недопустимых дефектов хотя бы в одном из гибов объем контроля гибов данного типоразмера удваивается. При повторном обнаружении недопустимых дефектов контроль гибов данного типоразмера расширяется до 100%.

Если количество забракованных гибов превышает 5, то контроль методами МПД и УЗК проводится на всех гибах трубопровода с наружным диаметром >= 76 мм.

Объем контроля гибов может быть скорректирован на основании результатов расчетов на прочность. При уменьшении объема контроля гибов программа технического диагностирования трубопроводов должна быть согласована со специализированной научно-исследовательской организацией.

5.4 Контроль методами МПД или ЦД, или травлением (или вихретоковым)

наружной поверхности радиусных переходов корпусов арматуры с D >= 150 мм в у

количестве  -  1  единица арматуры каждого типоразмера. Контроль ведется на
участках  поверхности,  составляющих не менее 50% от всей площади радиусных

переходов проверяемого корпуса.

6. Контроль толщины стенки

6.1. Контроль толщины стенки элементов трубопроводов рекомендуется выполнять ультразвуковыми толщиномерами.

6.2 Контролю подлежат элементы и участки трубопровода с наружным

диаметром >= 76 мм или D >= 50 мм. у

6.3 Контроль проводится в следующем объеме:

• колена (гибы) — 25% от каждого типоразмера с диаметром >= 108 мм и 15%, но не менее одного колена от каждого из остальных типоразмеров.

При наличии крутоизогнутых отводов и штампосварных колен они должны контролироваться в объеме не менее 30%;

• тройники (штампованные, сварные) и врезки в трубопровод — 50% — для равнопроходных и близких к ним тройников и 30% — для остальных тройников при диаметре штуцера >= 133 мм. Для прочих тройников — 20%;
• переходы — 30% при наибольшем наружном диаметре >= 133 мм и 20% — остальные. При наличии сварных (лепестковых) переходов их контролируют в объеме 100%;
  • корпуса арматуры (штампованные и штампосварные) — 20% корпусов

арматуры, но не менее одной  единицы  по  каждому  типоразмеру,  начиная  с
D  >= 150 мм;

у

• плоские заглушки (донышки) — 50% на элементах с диаметром >= 108 мм и 25%, но не менее одной на остальных элементах;
• линзовые компенсаторы — 50% общего их числа;
• прямые участки — контроль проводится в первую очередь на байпасных, застойных или временно неработающих участках, а также в местах поворота трассы, сужений, врезок и т.д.

Контроль толщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее:

• 3 контрольных сечения на каждые 100 м длины для паропроводов в пределах зданий, но не менее 2-х контрольных сечений на линию каждого типоразмера;
• 5 контрольных сечений на каждые 200 м длины для паропроводов, проложенных на открытой местности.

6.4. При выявлении участков с коррозионными повреждениями металла толщина стенки контролируется в точках максимальной глубины коррозии.

6.5. Порядок размещения точек контроля толщины стенки в пределах элементов трубопроводов должен соответствовать п. 4.6.4 настоящих «Методических указаний...» — см. схему в Приложении 5.

7. Исследования структуры и свойств металла

7.1. Контроль твердости проводится на элементах с наружным диаметром >= 133 мм и толщиной стенки >= 10 мм в трех точках линий трубопровода каждого типоразмера; одна из контрольных точек должна располагаться на гибе, вторая — вблизи сварного соединения (в зоне термовлияния сварки), а третья — в зоне врезки или на тройнике.

7.2. Исследования структуры металла околошовных зон стыковых сварных соединений трубопроводов проводятся методом реплик или на сколах (контроль на графитизацию), а в необходимых случаях выполняют анализ структуры металла гибов методом реплик.

Контроль металла трубопровода на выявление графитизации проводится в объеме: 1 сварной стык по каждому типоразмеру с диаметром >= 133 мм, но не менее трех стыков на весь паропровод.

На растопочных и сбросных трубопроводах контроль металла на графитизацию проводится в объеме 1 стык на весь трубопровод.

Отбор скола на анализ производится с трубных элементов с толщиной стенки не менее 10 мм; центральная ось скола должна находиться в зоне термовлияния сварки, т.е. на расстоянии 2 — 4 мм от линии сплавления в сторону основного металла. Аналогичным образом должна располагаться площадка под металлографический анализ методом реплик.

Скол выполняется слесарным зубилом или крейцмесселем. Максимальные размеры выемки от скола не должны превышать 10 х 20 мм по поверхности трубы и 2,5 мм в глубину.

Если твердость металла трубопровода превышает 170 НВ, выемки от отбора проб сколом должны быть зашлифованы с плавным скруглением краев.

7.3 Анализ структуры металла поверхности гибов методом реплик проводится в случаях, если:

• по результатам контроля, в том числе методом МПД или ЦД, на поверхности гибов обнаружены недопустимые дефекты эксплуатационного происхождения;
• по результатам анализа структуры металла на сколах (или репликах) в зонах стыковых сварных соединений выявлена графитизация баллом 2 и выше по ОСТ 34-70-690;
• по результатам расчетов на прочность наработка гибов достигла или превысила их расчетный ресурс;
• овальность гибов, работающих при температуре более 390 °С, составляет менее 0,5%.

Исследования металла методом реплик проводятся не менее чем на одном из гибов каждого из типоразмеров. На гибе должны быть две контрольные площадки: одна — в центральной части гиба на растянутой зоне, вторая — вблизи (в зоне термовлияния) стыкового сварного соединения.

7.4. Для паропроводов с рабочей температурой >= 390 °С должны быть проведены исследования состава, структуры и свойств металла на вырезке сварного стыка. Из трубопровода должно быть сделано не менее одной вырезки. Следует вырезать один из первых по ходу пара стыков основного типоразмера трубопровода. Если по результатам предварительного расчета трубопровода на прочность и ресурс окажется, что какая-либо линия (участок) не основного типоразмера имеет наименьший ресурс (наименьший коэффициент запаса прочности), то вырезку металла для исследования необходимо произвести также из данной линии (участка).

Применительно к растопочным и сбросным трубопроводам исследования структуры и свойств металла на вырезке сварного стыка проводятся только в случае обнаружения по данным анализа на сколе или реплике (п. п. 7.2) графитизации баллом 2 и выше по ОСТ 34-70-690.

Рекомендуется вырезка сварного стыка между прямой трубой и гибом трубопровода, включая примыкающие к сварному шву участки трубы и гиба. Вырезку разрешается производить огневым способом с последующим удалением механическим способом слоя металла от кромки реза шириной не менее 25 мм. Вырезанная проба («катушка») должна содержать посредине сварной шов, а примыкающие к нему с обеих сторон участки основного металла должны иметь ширину не менее 100 мм (после механической обработки).

Конкретный объем исследования определяет выполняющая продление срока службы организация. В обязательном порядке определяются механические свойства (предел прочности, условный предел текучести, относительное удлинение) основного металла и сварного соединения при комнатной и рабочей температурах, а также исследуется структура для выявления графитизации в зоне термического влияния сварки.

8. Гидравлические испытания трубопровода — согласно п. 4.8 настоящих «Методических указаний...».

9. Анализ результатов контроля трубопровода и проведение поверочных расчетов на прочность — согласно п. 4.9 настоящих «Методических указаний...».

Для трубопроводов с рабочей температурой >= 390 °С поверочные расчеты на прочность прямых труб и криволинейных элементов (отводов), выполненные по Руководящему документу РД 10-249-98 от действия внутреннего давления, являются обязательными. Если при этом планируемая наработка трубопровода на конец срока продления превышает 300 тыс. часов, указанный поверочный расчет на прочность должен быть выполнен специализированной научно-исследовательской организацией. Для растопочных и сбросных трубопроводов в обязательном порядке производится оценка циклической долговечности гибов.

Контроль трубопроводов проводят с целью:

• установления возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода и выдачи (в случае необходимости) рекомендаций по его ремонту или (и) наладке;
• определения сроков и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода.

1. Работы по контролю проводят на холодных (неработающих) трубопроводах с соблюдением правил техники безопасности. Перед остановкой трубопровода и выводом его для контроля проводят предварительный осмотр в рабочем (горячем) состоянии. Для выполнения визуального и измерительного контроля, определения твердости металла обследуемых элементов трубопровода, а также проведения дефектоскопического контроля необходимо удалить в местах контроля и измерений изоляционное покрытие трубопровода. Теплоизоляционное покрытие следует удалить также в местах интенсивного намокания или (и) подтопления трубопровода.

Для проведения внутреннего осмотра трубопровода предусмотреть демонтаж одного из разъемных соединений или наметить участок (линию), где будет произведена разрезка трубопровода для внутреннего его осмотра с последующим восстановлением (сваркой) нарушенного участка.

2. Анализ технической документации

2.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на трубопровод (паспорт трубопровода, схемы, монтажно-сборочный чертеж трубопровода, формуляры, результаты предшествующих проверок и контроля, протоколы ремонта и т.д.), сбор информации о режимах работы трубопровода и о дефектах металла и опорно-подвесной системы, выявленных в процессе эксплуатации, а также анализ характера повреждений, имевших место на трубопроводе. Должен быть составлен перечень арматуры, установленной на трубопроводе.

2.2. Анализ конструктивных особенностей трубопроводной системы и имеющейся информации по материалам и технологии изготовления деталей трубопровода и его монтажа (свидетельства об изготовлении элементов и о монтаже трубопровода, формуляры наладки опорно-подвесной системы при их наличии и др.).

При анализе конструкции трубопровода необходимо обратить внимание на следующее:

• основные размеры и материалы изготовления труб и фасонных деталей;
• наличие на питательном трубопроводе подогревателей питательной воды (ПВД);
• способ изготовления примененных криволинейных элементов (гнутые, крутоизогнутые, литые, штампованные, штампосварные и пр.);
• способ изготовления тройниковых ответвлений (сварка, штамповка, вытяжка горловины);
• тип примененных опор (неподвижные, скользящие) и подвесок (жесткие, пружинные и др.), места их размещения и способ закрепления на трубах — приварные или хомутовые;
• наличие необходимых дренажных ответвлений и воздушников;
• наличие и тип компенсаторов тепловых перемещений.

2.3. Анализ условий эксплуатации — фактические параметры среды и длительность работы на них, число пусков на момент обследования; периодичность (средняя) и продолжительность отключения ПВД.

3. Визуальный и измерительный контроль

3.1 Наружный осмотр трубопровода в горячем (рабочем) состоянии.

Предварительный осмотр работающего трубопровода проводится для оценки общего состояния трубопроводной системы. Следует убедиться в отсутствии дефектов трассы (провисания, прогибы, уводы линий и др.) и опорно-подвесной системы (разрушение опор и пружин, обрыв подвесок и т.д.). Проверить исправность дренажей и убедиться в отсутствии защемлений в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизи строительных конструкций.

3.2 Наружный осмотр трубопровода в холодном (нерабочем) состоянии

3.2.1 Проверка состояния изоляции и ее внешнего кожуха.

При обнаружении признаков намокания изоляции данные участки должны быть освобождены от теплоизоляции и подвергнуты визуальному контролю. По результатам этого контроля принимается решение о необходимости дополнительной дефектоскопической проверки поверхности металла или (и) контроля толщины стенки. Необходимо предусмотреть технические мероприятия, предотвращающие намокание участков трубопровода при его последующей эксплуатации.

3.2.2. Проверка соответствия трассировки трубопровода монтажно-сборочному чертежу, замер отсутствующих геометрических размеров трассы. На схеме трубопровода должны быть указаны сварные швы, дренажи, воздушники, опоры и подвески и выполнена их привязка к геометрии трассы. Расположение сварных швов в труднодоступных местах (местах, требующих для доступа возведения специальных лесов, помостов и т.п.) указывается ориентировочно с учетом строительной длины прямых труб и наличия фасонных элементов.

3.2.3. Установление наличия и соответствия типов опор и подвесок трубопровода монтажно-сборочному чертежу, а также проверка их исправности (качество сварных швов конструкций опор скольжения и неподвижных опор, отсутствие обрывов тяг и разрушения пружин подвесок и т.д.).

На схеме должны быть указаны все имеющиеся в наличии опоры и подвески, количество параллельных цепей пружинных подвесок, а также расстояния между опорами и подвесками.

Промежуточные опоры скольжения и направляющие опоры должны обеспечивать ограничение перемещений трубопровода в направлениях, предусмотренных проектом, и не иметь видимых деформаций своей конструкции. Опорные площадки опор скольжения должны быть ровными и обеспечивать свободное перемещение подушек опор в нужном направлении. Следует убедиться, что подушки опор не смещаются за пределы площадок ни в рабочем, ни в холодном состоянии трубопровода и не перекашиваются. Элементы и сварные швы конструкций опор не должны иметь видимых повреждений и коррозии глубиной более 35% от толщины стенки. Разъемные соединения конструкций опор должны быть затянуты и не иметь видимых повреждений крепежа и резьбы. Неподвижные опоры трубопровода не должны иметь видимых повреждений, в том числе в сварных швах приварки к элементам строительных конструкций или каркасов.

3.2.4. При необходимости выполнения поверочных расчетов на прочность трубопровода с учетом всех нагружающих факторов необходимо для пружинных подвесок провести измерения высоты пружины (в нерабочем состоянии трубопровода), наружного диаметра пружины и диаметра прутка, из которого изготовлена пружина. Высота пружины замеряется с помощью металлической линейки с точностью до 1 мм, диаметр пружины и прутка — с помощью штангенциркуля. Внешним осмотром необходимо убедиться в отсутствии посадки витков (в полном выборе хода пружины) и выпучивания (потери устойчивости) пружины.

3.2.5. В случае если на трубопроводе имели место аварии, обусловленные гидроударами, необходима проверка уклонов трубопроводной линии с помощью гидроуровня (уровня) в части выполнения требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов...».

3.2.6. Проверка отсутствия защемлений трубопровода при проходах через стенки, площадки, вблизи колонн и ферм каркасов.

3.2.7. Проверка наличия и исправности дренажей и воздушников (проводится при гидроиспытаниях).

3.2.8. Проверка состояния арматуры, комплектность крепежных деталей (шпилек, болтов, гаек) фланцевых соединений, крышки и уплотнений шпинделя, отсутствие следов коррозии и подтекания конденсата.

3.2.9. Результаты внешнего осмотра трубопровода оформляются актом, в котором должны быть отражены все указанные выше пункты.

3.3 Визуальный контроль металла трубопровода и проведение измерений

3.3.1. Визуальный контроль наружной поверхности трубопровода рекомендуется проводить в доступных местах. Контролируемые участки и элементы трубопровода предварительно освобождаются от обшивки (кожухов) и изоляции.

В число контролируемых в первую очередь требуется включать элементы (диаметр >= 76 мм), расположенные за регулирующей и дросселирующей арматурой, в пределах байпасных линий или на тупиковых участках, а также вблизи неподвижных опор. В обязательном порядке контролируются участки на обводных линиях ПВД и на байпасах РПК питательных трубопроводов, а также на перемычках и отводах к предохранительным клапанам трубопроводов холодного промперегрева.

3.3.2 Визуальный контроль (ВК) наружной поверхности элементов и участков трубопровода проводится в следующем объеме:

• криволинейные элементы (гибы, отводы) — не менее 40% каждого типоразмера диаметром >= 108 мм и не менее 20% для каждого типоразмера диаметром 76 мм <= диаметр < 108 мм, но не менее одного гиба;
• тройники и врезки в трубопровод — не менее 50%, начиная с типоразмеров с наружным диаметром штуцера > 108 мм, остальные — не менее 25%;
• фланцы (без демонтажа разъема) — 100% в доступных местах;
• переходы — не менее 50%, начиная с наружного диаметра >= 76 мм;
  • арматура — все корпуса арматуры с D 150 и более; у
• заглушки (донышки) — 100% для элементов с наружным диаметром >= 108 мм и не менее 30% остальных;
• линзовые или (и) сальниковые компенсаторы — 100% в доступных местах;
• резьбовые соединения на дренажах — не менее 50%, начиная с диаметра >= 76 мм;
• прямые участки — участки длиной >= 500 мм, примыкающие к подвергаемым ВК элементам: коленам, тройникам (врезкам), фланцам, арматуре, предохранительным клапанам, переходам, компенсаторам, донышкам, а также в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизи неподвижных опор;
• сварные соединения — стыковые и угловые соединения труб с подлежащими ВК элементами трубопровода и в пределах этих элементов (см. выше), а также сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам.

При наличии в составе трубопровода секторных или штампосварных колен, а также крутоизогнутых отводов с наружным диаметром >= 76 мм, они подлежат ВК в объеме не менее 50% от их количества. В секторных и штампосварных коленах повышенное внимание уделить сварным швам.

    Разнопроходные  тройники  и  близкие к ним (D  / D  <= 1,3) проверяют в
                                                 К    Ш

объеме не менее 50% по каждому типоразмеру.

При наличии в составе трубопровода переходов с продольными сварными швами их контролируют в объеме 100%.

Разнородные сварные соединения контролируют в объеме 100%.

3.3.3. Визуальный контроль внутренней поверхности участка или элемента трубопровода не менее чем в одном месте. Контроль проводится через демонтированный фланцевый разъем или через открытый к доступу край трубы после ее разрезки. Жесткость трубопровода в месте его разрезки должна допускать разводку освобожденных концов трубопровода в осевом или поперечном направлении для беспрепятственного осмотра внутренней поверхности металла. При разрезке трубопровода внутренний осмотр его производиться в двух направлениях.

3.3.4. На поверхности контролируемых элементов трубопровода, включая сварные соединения, не допускаются следующие дефекты:

• коррозионные повреждения, в том числе язвы глубиной более 2 мм и протяженностью более 20 мм;
• дефекты основного металла в виде выходящих на поверхность расслоений, раковин глубиной более 2 мм, вмятин, превышающих по своим размерам допуски, установленные в п. 5.13 настоящих «Методических указаний...», а также другие дефекты и отклонения, выходящие за пределы требований Правил ПБ-03-75-94, ТУ на изготовление и другой НТД и ПТД;
• трещины всех видов и направлений;
• смещения кромок сварных соединений, превышающие требования Правил ПБ-03-75-94, а также гофры и другие дефекты криволинейных элементов, выходящие за рамки требований Правил ПБ-03-75-94 и Норм настоящих «Методических указаний...» (раздел 5);
• дефекты в сварных швах, недопустимые согласно требованиям Правил ПБ-03-75-94 и другой соответствующей НТД, а также Норм настоящих «Методических указаний...» (раздел 5).

3.4. При отсутствии в технической документации на трубопровод сведений о радиусе гибов провести измерения радиуса гибов в количестве — не менее 1 гиба на каждый типоразмер. Если в составе трубопровода имеются крутоизогнутые гибы, то измерить также радиус на одном из таких отводов по каждому типоразмеру.

3.5. Измерение овальности гибов — 5% от числа труб каждого типоразмера с наружным диаметром >= 76 мм, но не менее 2-х гибов. Выполняется с помощью измерительных приборов (мерная скоба или кронциркуль) с точностью до 0,5 мм <*>.

---

<*> К штампованным, литым и секторным коленам не относится.

4. Дефектоскопия сварных соединений

4.1. Контроль проводится методом УЗК или радиографическим методом в соответствии с требованиями соответствующих стандартов и другой НТД.

4.2 Контроль сварных соединений трубопроводов с наружным диаметром >= 76 мм проводится в объеме:

• стыковые соединения «труба с трубой» — 10% от общего количества стыков труб по каждому типоразмеру, но не менее 3;
• угловые соединения и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованными деталями — 25% от общего количества, но не менее 5. Если указанных соединений менее 10, допускается контролировать 3 из них;
• при наличии линзовых компенсаторов контролируют сварные швы не менее чем на одном из них.

Если стыковых соединений «труба с трубой» какого-либо типоразмера менее 10, допускается контролировать 2 таких соединения. Обязательному контролю подлежат сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам.

4.3. При наличии штампосварных колен контроль их продольных сварных швов проводится на 50% общего количества колен.

4.4. Разнородные сварные соединения (при их наличии) подлежат контролю в объеме 100%.

4.5. Продольные швы сварных переходов (при их наличии) контролируют в объеме 100%.

4.6. Допускается не контролировать сварные швы коллекторов питательных трубопроводов электростанций с поперечными связями при условии отсутствия недопустимых дефектов в проконтролированных сварных швах (по п. п. 4.2 - 4.5) прочих участков трубопровода.

4.7. Угловые сварные соединения, выполненные с конструктивным непроваром, допускается контролировать методом МПД или ЦД или травлением (или вихретоковым) в сочетании с измерительным контролем размеров и формы шва.

4.8. При отбраковке хотя бы одного стыка в контролируемой группе соединений объем контроля для данного вида сварных соединений увеличивают вдвое. При повторном обнаружении недопустимых дефектов контроль соединений данного вида расширяют до 100%.

4.9. Оценку качества сварных соединений по результатам их дефектоскопии проводят в соответствии с требованиями Правил ПБ-03-75-94 и другой НТД.

5. Дефектоскопия основного металла элементов трубопроводов

5.1. При выявлении в процессе ВК сомнительных участков и зон в элементах трубопроводов данные участки (зоны) подвергают контролю методом МПД или ЦД, или травлением, или вихретоковой дефектоскопии с целью обнаружения поверхностных и подповерхностных трещин и (или) других недопустимых дефектов.

5.2. Обязательному контролю методом МПД или ЦД, или травлением подлежат места выборок дефектов (трещин), а также места ремонтных заварок с примыкающей зоной основного металла шириной не менее 30 мм.

5.3. Контроль методами МПД и УЗК согласно инструкции И № 23 СД-80 гибов трубопроводов с наружным диаметром >= 76 мм в количестве 10% от каждого типоразмера, но не менее трех гибов.

В контролируемую группу обязательно включаются гибы обводных линий ПВД и байпасов регулирующей арматуры питательных трубопроводов, а также гибы отводов на предохранительные клапана трубопроводов холодного промперегрева.

Допускается не контролировать гибы коллекторов питательных трубопроводов электростанций с поперечными связями, если по результатам контроля гибов (УЗК и МПД) на прочих участках трубопровода не обнаружено недопустимых дефектов.

5.4. При обнаружении недопустимых дефектов хотя бы в одном из гибов объем контроля гибов данного типоразмера удваивается. При повторном обнаружении недопустимых дефектов контроль гибов данного типоразмера расширяется до 100%.

Если количество забракованных гибов превышает 5, то контроль методами МПД и УЗК проводится на всех гибах трубопровода с наружным диаметром >= 76 мм.

5.5. Объем контроля гибов может быть скорректирован на основании результатов расчетов на прочность. При уменьшении объема контроля гибов программа технического диагностирования трубопроводов должна быть согласована со специализированной научно-исследовательской организацией.

6. Контроль толщины стенки

6.1. Контроль толщины стенки элементов трубопроводов рекомендуется выполнять ультразвуковыми толщиномерами.

6.2 Контролю подлежат элементы и участки трубопровода с наружным

диаметром >= 76 мм или D >= 50 мм. у

6.3 Контроль проводится в следующем объеме:

• колена (гибы) — 25% от каждого типоразмера с диаметром >= 108 мм и 10%, но не менее одного колена от каждого из остальных типоразмеров.

При наличии крутоизогнутых отводов и штампосварных или секторных колен они должны контролироваться в объеме не менее 30%;

• тройники (штампованные, сварные) и врезки в трубопровод — 50% — для равнопроходных и близких к ним тройников и 25% — для остальных тройников при диаметре штуцера >= 133 мм. Для прочих тройников — 10%;
• переходы — 30% при наибольшем наружном диаметре >= 133 мм и 15% — остальные. При наличии сварных (лепестковых) переходов их контролируют в объеме 100%;
  • корпуса арматуры (штампованные и штампосварные) — одна единица по каждому типоразмеру, начиная с D >= 150 мм; у
• плоские заглушки (донышки) — 50% на элементах с диаметром >= 133 мм и 25%, но не менее одной на остальных элементах;
• линзовые компенсаторы — 50% общего их числа;
• прямые участки — контроль проводится на байпасных, застойных или временно неработающих участках, а также за выходными патрубками насосов и регулирующей и дросселирующей арматуры (устройств).

Контроль толщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее:

• 3 контрольных сечения на каждой обводной (байпасной) линии или тупиковом участке, а также на каждой перемычке;
• 2 контрольных сечения за патрубками насосов и регулирующих (дросселирующих) органов на участках длиной 10D от выходных патрубков по ходу движения воды.

6.4. При выявлении участков с коррозионными повреждениями металла толщина стенки контролируется в точках максимальной глубины коррозии.

6.5. Порядок размещения точек контроля толщины стенки в пределах элементов трубопроводов должен соответствовать п. 4.6.4 настоящих «Методических указаний...» — см. схему в Приложении 5.

7. Исследования структуры и свойств металла

7.1. Контроль твердости проводится на элементах с наружным диаметром >= 159 мм и толщиной стенки >= 10 мм в трех точках линий трубопровода каждого типоразмера; одна из контрольных точек должна располагаться на гибе, вторая — вблизи сварного соединения, а третья — в зоне врезки или на тройнике.

Допускается не проводить контроль твердости металла для участков трубопровода в пределах коллекторов питательной воды электростанций с поперечными связями, если результаты контроля твердости металла на других участках трубопровода удовлетворительные.

7.2. Исследования структуры металла околошовных зон стыковых сварных соединений проводятся методом реплик или на сколах (контроль на графитизацию) для трубопроводов, отработавших два назначенных срока и более или претерпевших аварию.

Контроль металла трубопровода в указанных случаях на выявление графитизации проводится в объеме: 1 сварной стык по каждому типоразмеру с диаметром >= 159 мм, но не менее двух стыков на весь паропровод.

Отбор скола на анализ производится с трубных элементов, имеющих толщину стенки не менее 10 мм; центральная ось скола должна находиться в зоне термовлияния сварки, т.е. на расстоянии 2 — 4 мм от линии сплавления в сторону основного металла. Аналогичным образом должна располагаться площадка под металлографический анализ методом реплик. Скол выполняется слесарным зубилом или крейцмесселем. Максимальные размеры выемки от скола не должны превышать 10 х 20 мм по поверхности трубы и 2,5 мм в глубину.

Если твердость металла трубопровода превышает 170 НВ, выемки от отбора проб сколом должны быть зашлифованы с плавным скруглением краев.

7.3. Исследования металла элементов трубопровода на образцах вырезки проводят в необходимых случаях, оговоренных в п. 4.7.6 настоящих «Методических указаний...».

8. Гидравлические испытания трубопровода — согласно п. 4.8 настоящих «Методических указаний...».

9. Анализ результатов контроля трубопровода и проведение поверочных расчетов на прочность — согласно п. 4.9 настоящих «Методических указаний...».

Оценка циклической долговечности гибов по критериям коррозионной малоцикловой усталости является обязательной. Указанную оценку достаточно проводить с учетом действия только внутреннего давления по основному циклу «пуск-останов» трубопровода.

Контроль проводят с целью:

• установления возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода и выдачи (в случае необходимости) рекомендаций по его ремонту или (и) наладке;
• определения сроков и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода.

1. Работы по контролю проводят на холодных (неработающих) трубопроводах с соблюдением правил техники безопасности. Перед остановкой трубопровода и выводом его для контроля проводят предварительный осмотр в рабочем состоянии. Для выполнения визуального и измерительного контроля, измерения толщины стенки и твердости металла обследуемых элементов трубопровода, а также проведения дефектоскопии сварных соединений необходимо в местах контроля и измерений удалить изоляционное покрытие трубопровода.

2. Анализ технической документации

2.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на трубопровод (паспорт трубопровода, монтажно-сборочный чертеж или исполнительная схема трубопровода), сбор информации о режимах работы трубопровода и о дефектах металла и опорно-подвесной системы, выявленных в процессе эксплуатации, а также составление перечня повреждений с указанием их характера, имевших место на трубопроводе. Должен быть составлен перечень арматуры, установленной на трубопроводе.

2.2. Анализ конструктивных особенностей трубопроводной системы и имеющейся информации по материалам и технологии изготовления деталей трубопровода и его монтажа (свидетельства об изготовлении элементов и о монтаже трубопровода, другая ПТД).

При анализе конструкции трубопровода необходимо обратить внимание на следующее:

• основные размеры и материалы изготовления труб и фасонных элементов;
• способ изготовления прямых труб (бесшовные, сварные);
• способ изготовления примененных криволинейных элементов (гнутые, крутоизогнутые, штампованные, секторные и пр.);
• способ изготовления тройниковых ответвлений (сварка, штамповка, вытяжка горловины);
  • способ изготовления корпусов арматуры с D х 150 мм (литые, у штампосварные и др.);
• тип примененных опор (неподвижные, скользящие) и подвесок (жесткие, пружинные), места их размещения и способ закрепления на трубах — приварные или хомутовые;
• наличие дренажных ответвлений и воздушников;
• для трубопроводов, присоединенных к РОУ со стороны низкого давления, — наличие предохранительных устройств на РОУ;
• наличие и тип компенсаторов тепловых перемещений.

2.3. Анализ условий эксплуатации — фактические параметры среды и длительность работы на них, число пусков на момент обследования. Особому анализу подвергаются ситуации, когда различные участки трубопровода монтировались и пускались в эксплуатацию в разное время, или когда в различное время производилась частичная замена элементов.

3. Визуальный и измерительный контроль

3.1 Наружный осмотр трубопровода в горячем (рабочем) состоянии.

Предварительный осмотр работающего трубопровода проводится для оценки общего состояния трубопроводной системы. Следует убедиться в отсутствии дефектов трассы (провисания, прогибы, уводы линий и др.) и опорно-подвесной системы (разрушение или смещение опор и пружин, обрыв подвесок и т.д.). Проверить состояние указателей тепловых перемещений (при их наличии) и исправность дренажей.

3.2 Наружный осмотр трубопровода в холодном (нерабочем) состоянии

3.2.1 Проверка состояния изоляции и ее внешнего кожуха.

3.2.2. Проверка соответствия трассировки трубопровода монтажно-сборочному чертежу (исполнительной схеме), замер отсутствующих геометрических размеров трассы. При отсутствии монтажно-сборочного чертежа исполнительная схема трубопровода полностью составляется на основании замеров. На схеме трубопровода должны быть указаны сварные швы, дренажи, воздушники, опоры и подвески и выполнена их привязка к геометрии трассы. Расположение сварных швов в труднодоступных местах указывается ориентировочно с учетом строительной длины прямых труб и наличия фасонных элементов.

3.2.3. Установление наличия и соответствия типов опор и подвесок трубопровода монтажно-сборочному чертежу (схеме), а также проверка их исправности (сварных швов конструкций опор скольжения и неподвижных опор, отсутствие обрывов тяг и разрушения пружин подвесок).

На схеме должны быть указаны все опоры и подвески, количество параллельных цепей пружинных подвесок и расстояния между опорами и подвесками, а также нанесены все размеры, характеризующие трубопроводную систему.

Промежуточные опоры скольжения и направляющие опоры должны обеспечивать ограничение перемещений трубопровода в направлениях, предусмотренных проектом, и не иметь видимых деформаций своей конструкции. Опорные площадки опор скольжения должны быть ровными и обеспечивать свободное перемещение подушек опор в нужном направлении. Следует убедиться, что подушки опор не смещаются за пределы площадок ни в рабочем, ни в холодном состоянии трубопровода и не перекашиваются. Элементы и сварные швы конструкций опор не должны иметь видимых повреждений и коррозии глубиной более 35% от толщины стенки. Разъемные соединения конструкций опор должны быть затянуты и не иметь видимых повреждений крепежа и резьбы. Неподвижные опоры трубопровода не должны иметь видимых повреждений, в том числе в сварных швах приварки к элементам строительных конструкций или каркасов.

3.2.4. При необходимости выполнения поверочных расчетов на прочность трубопровода с учетом всех нагружающих факторов необходимо для пружинных подвесок провести измерения высоты пружины (в нерабочем состоянии трубопровода), наружного диаметра пружины и диаметра прутка, из которого изготовлена пружина. Высота пружины замеряется с помощью металлической линейки с точностью до 1 мм, диаметр пружины и прутка — с помощью штангенциркуля. Внешним осмотром необходимо убедиться в отсутствии посадки витков (в полном выборе хода) пружины.

3.2.5. В случае аварии трубопровода, обусловленной гидроударами, необходима проверка уклонов трубопроводной линии с помощью гидроуровня (уровня) в части выполнения требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов...».

3.2.6. Проверка отсутствия защемлений трубопровода при проходах через стенки, площадки, вблизи колонн и ферм каркасов.

3.2.7. Проверка наличия и исправности дренажей и воздушников (проводится при гидроиспытаниях).

3.2.8. Проверка состояния арматуры: комплектность крепежных деталей (шпилек, болтов, гаек) фланцевых соединений, крышки и уплотнений шпинделя, отсутствие следов коррозии и подтекания конденсата.

3.2.9. Для участков трубопровода, проложенных в непроходных каналах, должен быть обеспечен выборочный доступ через колодцы и (или) в районе краевых участков непроходных каналов. Если протяженность какого-либо недоступного для контроля участка трубопровода превышает 200 м, необходимо произвести вскрытие грунта (отрыть шурф) и съем изоляции в одном месте данного участка. Для этой цели выбирается наиболее неблагоприятное по условиям коррозии металла место трубопровода. В указанном случае допускается заменить контроль металла трубопровода через приготовленный шурф на контроль недоступного участка с применением методов и средств акустической эмиссии. Методика контроля недоступного участка трубопровода акустико-эмиссионным способом должна быть согласована со специализированной научно-исследовательской организацией.

3.2.10. Результаты внешнего осмотра трубопровода оформляются актом, в котором должны быть отражены все указанные выше пункты.

3.3 Визуальный контроль металла трубопровода и проведение измерений

3.3.1. Визуальный контроль наружной поверхности трубопровода рекомендуется проводить в доступных местах. Контролируемые участки и элементы трубопровода предварительно освобождаются от обшивки (кожухов) и изоляции.

В число контролируемых в первую очередь требуется включать элементы (диаметр >= 76 мм), расположенные за регулирующей и дросселирующей арматурой, в пределах байпасных линий или на тупиковых участках, а также вблизи неподвижных опор.

3.3.2 Визуальный контроль (ВК) элементов и участков трубопровода проводится в следующем объеме:

• криволинейные элементы (гибы, отводы) — не менее 30% каждого типоразмера с диаметром >= 133 мм и не менее 15% для каждого типоразмера 76 мм <= диаметр < 133 мм, но не менее одного гиба;
• тройники и врезки в трубопровод — не менее 30%, с наружным диаметром штуцера >= 133 мм и не менее 15% остальных;
• фланцы (без демонтажа разъема) — 100% в доступных местах;
• переходы — не менее 50%, начиная с наружного диаметра >= 133 мм и не менее 20% остальных размеров;
  • арматура — все корпуса арматуры с D 150 и более; у
• заглушки (донышки) — 100% для элементов с наружным диаметром >= 33 мм и не менее 30% остальных;
• линзовые компенсаторы — 50% в доступных местах (при их наличии);
• резьбовые соединения на дренажах — не менее 50%, начиная с диаметра >= 108 мм;
• прямые участки — участки длиной >= 500 мм, примыкающие к подвергаемым ВК элементам: коленам, тройникам (врезкам), фланцам, арматуре, предохранительным клапанам, переходам, линзовым компенсаторам, донышкам, а также в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизи неподвижных опор;
• сварные соединения — стыковые и угловые соединения труб с подлежащими ВК элементами трубопровода (см. выше), а также сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам.

При наличии в составе трубопровода штампосварных колен и крутоизогнутых отводов с наружным диаметром >= 108 мм они подлежат ВК в объеме не менее 40% от их количества. В штампосварных коленах повышенное внимание уделить продольным швам.

В секторных коленах проверяют кольцевые швы и продольные швы (если они изготовлены из сварных труб).

    Равнопроходные  тройники  и  близкие к ним (D  / D  <= 1,3) с диаметром
                                                 К    Ш
коллектора D  >= 133 мм проверяют в объеме 50%.

        Н

При наличии в составе трубопровода переходов с продольными сварными швами их контролируют в объеме 100% и 50% для трубопроводов 1 и 2 группы соответственно.

Разнородные сварные соединения контролируют в объеме 100%.

3.3.3. Визуальный контроль внутренней поверхности участка или элемента трубопровода не менее чем в одном месте. Контроль проводится через демонтированный фланцевый разъем или через открытый к доступу край трубы после ее разрезки.

3.3.4. На поверхности контролируемых элементов трубопровода, включая сварные соединения, не допускаются следующие дефекты:

• коррозионные повреждения, в том числе язвы глубиной более 2 мм и протяженностью более 20 мм;
• дефекты основного металла в виде выходящих на поверхность расслоений, раковин глубиной более 2 мм, вмятин, превышающих по своим размерам допуски, установленные в п. 5.13 настоящих «Методических указаний...», а также другие дефекты и отклонения, выходящие за пределы требований Правил ПБ-03-75-94, ТУ на изготовление и другой НТД и ПТД;
• трещины всех видов и направлений;
• дефекты в сварных швах, недопустимые согласно требованиям Правил ПБ-03-75-94 и другой соответствующей НТД, а также Норм настоящих «Методических указаний...» (раздел 5).

3.4. При отсутствии в технической документации на трубопровод сведений о радиусе гибов провести измерения радиуса гибов в количестве — не менее 1 гиба на каждый типоразмер. Если в составе трубопровода имеются крутоизогнутые гибы, то измерить также радиус на одном из таких отводов по каждому типоразмеру.

3.5. Измерение овальности гибов — 5% от общего числа каждого типоразмера труб с наружным диаметром >= 108 мм, но не менее 2-х гибов. Выполняется с помощью измерительных приборов (мерная скоба или кронциркуль) с точностью до 0,5 мм <*>.

---

<*> К штампованным, литым, штампосварным и секторным коленам не относится.

4. Дефектоскопия сварных соединений

4.1. Контроль проводится методом УЗК или радиографическим методом в соответствии с требованиями соответствующих стандартов и другой НТД.

4.2 Контроль сварных соединений трубопроводов с наружным диаметром >= 76 мм проводится в объеме:

• стыковые соединения «труба с трубой» — 7% и 5% от общего количества стыков труб по каждому типоразмеру трубопроводов 1 и 2 группы соответственно, но не менее 3;
• угловые соединения и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованными деталями — 15% от общего количества, но не менее 5;
• при наличии линзовых компенсаторов контролируют сварные швы не менее чем на одном из них.

Если сварных соединений определенного вида («труба с трубой» и т.д.) и типоразмера менее 10, допускается контролировать 2 таких соединения.

4.3. При наличии штампосварных колен контроль их продольных сварных швов проводится на 20% общего количества колен.

При наличии секторных колен контроль их сварных швов проводится на 15% от общего количества колен, но не менее чем на одном каждого типоразмера. Если сектора изготовлены из бесшовных труб, контролируют кольцевые швы колен на 50% их периметра со стороны внутреннего обвода. У колен, изготовленных из сварных труб, контролируют продольные швы в полном объеме, а кольцевые швы — на участках по 200 мм в каждую сторону от точек пересечения с продольными швами.

4.4. Разнородные сварные соединения (при их наличии) подлежат контролю в объеме 100%.

4.5. Продольные швы сварных переходов (при их наличии) контролируют в объеме 30%.

4.6. Угловые сварные соединения, выполненные с конструктивным непроваром, допускается контролировать методом МПД или ЦД, или травлением (или вихретоковым) в сочетании с измерительным контролем размеров и формы шва.

4.7. При отбраковке хотя бы одного стыка в контролируемой группе соединений объем контроля для данного вида сварных соединений увеличивают вдвое. При повторном обнаружении недопустимых дефектов контроль соединений данного вида расширяют до 100%.

4.8. Оценку качества сварных соединений по результатам их дефектоскопии проводят в соответствии с требованиями Правил ПБ-03-75-94 и другой НТД.

5. Дефектоскопия основного металла элементов трубопроводов

5.1. При выявлении в процессе ВК сомнительных участков и зон в элементах трубопроводов данные участки (зоны) подвергают контролю методом МПД или ЦД, или травлением, или вихретоковой дефектоскопии с целью обнаружения поверхностных и подповерхностных трещин и (или) других недопустимых дефектов.

5.2. Обязательному контролю методом МПД или ЦД, или травлением подлежат места выборок дефектов (трещин), а также места ремонтных заварок с примыкающей зоной основного металла шириной не менее 30 мм.

5.3. Контроль методами МПД и УЗК согласно инструкции И № 23 СД-80 гибов трубопроводов с наружным диаметром >= 108 мм в количестве 5% от каждого типоразмера, но не менее одного гиба.

При обнаружении недопустимых дефектов хотя бы в одном из гибов объем контроля гибов данного типоразмера удваивается. При повторном обнаружении недопустимых дефектов контроль гибов данного типоразмера расширяется до 100%.

Если количество забракованных гибов превышает 5, то контроль методами МПД и УЗК проводится на всех гибах трубопровода с наружным диаметром >= 108 мм.

Объем контроля гибов может быть скорректирован на основании результатов расчетов на прочность. При уменьшении объема контроля гибов программа технического диагностирования трубопроводов должна быть согласована со специализированной научно-исследовательской организацией.

5.4 Контроль методами МПД или ЦД, или травлением (или вихретоковым)

наружной поверхности радиусных переходов корпусов арматуры с D >= 250 мм у

трубопроводов   1   группы  в  количестве  -  1  единица  арматуры  каждого
типоразмера.  Контроль  ведется  на  участках  поверхности, составляющих не

менее 20% от всей площади радиусных переходов проверяемого корпуса.

6. Контроль толщины стенки

6.1. Контроль толщины стенки элементов трубопроводов рекомендуется выполнять ультразвуковыми толщиномерами.

6.2 Контролю подлежат элементы и участки трубопровода с наружным

диаметром >= 76 мм или D >= 50 мм. у

6.3 Контроль проводится в следующем объеме:

• колена (гибы) — 15% от каждого типоразмера с диаметром >= 133 мм и 10%, но не менее одного колена от каждого из остальных типоразмеров.

При наличии крутоизогнутых отводов и секторных колен они должны контролироваться в объеме не менее 20%;

• тройники (штампованные, сварные) и врезки в трубопровод — 30% — для равнопроходных и близких к ним тройников и 15% — для остальных тройников при диаметре штуцера >= 133 мм. Для остальных тройников — 10%;
• переходы — 30% при наибольшем наружном диаметре >= 159 мм и 15% — остальные. При наличии сварных переходов (с продольными швами) их контролируют в объеме 50% — для трубопроводов 1 группы и 30% — для трубопроводов 2 группы;
  • корпуса арматуры (штампованные и штампосварные) — не менее одной единицы по каждому типоразмеру, начиная с D >= 250 мм; у
• плоские заглушки (донышки) — 50% на элементах с диаметром >= 159 мм и 25%, но не менее одной на остальных элементах;
• линзовые компенсаторы — 50% общего их числа;
• прямые участки — контроль проводится в первую очередь на байпасных, застойных или временно неработающих участках, а также в местах поворота трассы, сужений, врезок и т.д.

Контроль толщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее:

• 3 контрольных сечения, на каждые 100 м длины для паропроводов в пределах зданий, но не менее 2-х контрольных сечений на линию каждого типоразмера;
• 5 контрольных сечений на каждые 200 м длины для паропроводов, проложенных на открытой местности.

6.4. При выявлении участков с коррозионными повреждениями металла толщина стенки контролируется в точках максимальной глубины коррозии.

6.5. Порядок размещения точек контроля толщины стенки в пределах элементов трубопроводов должен соответствовать п. 4.6.4 настоящих «Методических указаний...» — см. схему в Приложении 5.

7. Исследования структуры и свойств металла

7.1. Контроль твердости проводится на элементах с наружным диаметром >= 159 мм и толщиной стенки >= 8 мм в трех точках линий трубопровода каждого типоразмера; одна из контрольных точек должна располагаться на гибе, вторая — вблизи сварного соединения (в зоне термовлияния сварки), а третья — в зоне врезки или на тройнике.

7.2. Исследования структуры металла околошовных зон стыковых сварных соединений проводятся методом реплик или на сколах (контроль на графитизацию) для трубопроводов 1 группы, отработавших два назначенных срока и более или претерпевших аварию.

Контроль металла трубопровода в указанных случаях на выявление графитизации проводится в объеме: 1 сварной стык по каждому типоразмеру с диаметром >= 159 мм, но не менее двух стыков на весь паропровод (диаметр трубы >= 159 мм).

Отбор скола на анализ производится с трубных элементов с толщиной стенки не менее 9 мм; центральная ось скола должна находиться в зоне термовлияния сварки, т.е. на расстоянии 2 — 4 мм от линии сплавления в сторону основного металла. Аналогичным образом должна располагаться площадка под металлографический анализ методом реплик. Скол выполняется слесарным зубилом или крейцмесселем. Максимальные размеры выемки от скола не должны превышать 10 х 20 мм по поверхности трубы и 2,5 мм в глубину.

Если твердость металла трубопровода превышает 170 НВ, выемки от отбора проб сколом должны быть зашлифованы с плавным округлением краев.

7.3. Исследования металла элементов трубопровода на образцах вырезки проводят в необходимых случаях, оговоренных в п. 4.7.6 настоящих «Методических указаний...».

8. Гидравлические испытания трубопровода — согласно п. 4.8 настоящих «Методических указаний...».

9. Анализ результатов контроля трубопровода и проведение поверочных расчетов на прочность — согласно п. 4.9 настоящих «Методических указаний...».

Для трубопроводов холодного промперегрева является обязательной оценка долговечности гнутых элементов по критериям коррозионной малоцикловой усталости.

Контроль проводят с целью:

• установления возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода и выдачи (в случае необходимости) рекомендаций по его ремонту или наладке опорно-подвесной системы;
• определения сроков и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода;
• оформления паспорта трубопровода.

1. Предварительный осмотр проводят на работающем (горячем) трубопроводе. Основной объем работ по контролю выполняется на холодных (неработающих) трубопроводах с соблюдением правил техники безопасности. Для проведения визуального, измерительного и дефектоскопического контроля металла и сварных соединений обследуемых элементов трубопровода необходимо в местах контроля и измерений удалить изоляционное покрытие трубопровода. Теплоизоляционное покрытие следует удалить также в местах интенсивного намокания или (и) подтопления трубопровода.

Для проведения внутреннего осмотра трубопровода предусмотреть демонтаж одного из разъемных соединений или наметить участок (линию), где будет произведена разрезка трубопровода для внутреннего его осмотра с последующим восстановлением (сваркой) нарушенного участка. Жесткость трубопровода в месте его разрезки должна допускать разводку освобожденных концов трубопровода в осевом или поперечном направлении для беспрепятственного осмотра внутренней поверхности металла.

2. Анализ технической документации

2.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на трубопровод (паспорт, монтажно-сборочный чертеж или исполнительная схема трубопровода), сбор информации о режимах работы трубопровода и дефектах, выявленных в процессе эксплуатации. Должен быть составлен перечень арматуры, установленной на трубопроводе.

2.2. Анализ конструктивных особенностей трубопроводной системы и имеющейся информации по материалам и технологии изготовления деталей трубопровода и его монтажа (свидетельства об изготовлении элементов и о монтаже трубопровода, другая ПТД).

При анализе конструкции трубопровода необходимо обратить внимание на следующее:

• основные размеры и материалы изготовления труб и фасонных элементов;
• способ изготовления труб (бесшовные, сварные);
• способ изготовления примененных криволинейных элементов (гнутые, крутоизогнутые, штампованные, секторные и пр.);
  • наличие криволинейных элементов малого радиуса гиба: менее 3,5D ; а
• способ изготовления тройниковых ответвлений (сварка, штамповка, вытяжка горловины);
• тип примененных опор и подвесок (неподвижные, скользящие или жесткие, пружинные), места их размещения и способ закрепления на трубах — приварные или хомутовые;
• наличие дренажных ответвлений и воздушников;
• для трубопроводов, присоединенных к РОУ со стороны низкого давления, — наличие предохранительных устройств на РОУ;
• наличие и тип компенсаторов тепловых перемещений.

2.3 При составлении паспорта на трубопровод обратить внимание на следующее:

На стр. 4 паспорта оформляются две таблицы: «Записи администрации о ремонте и реконструкции трубопровода до регистрации» и «Записи администрации о ремонте и реконструкции трубопровода после регистрации».

Если у владельца отсутствуют достоверные сведения о трубопроводе в виде проектно-конструкторской документации, сертификатов на примененные при ремонте или реконструкции материалы, протоколов, ремонтных журналов и т.д., в первой таблице делается запись: «Сведения отсутствуют».

2.4. Анализ условий эксплуатации — фактические параметры среды и длительность работы на них, число пусков на момент обследования.

3. Визуальный и измерительный контроль

3.1 Наружный осмотр трубопровода в горячем (рабочем) состоянии.

Предварительный осмотр работающего трубопровода проводится для оценки общего состояния трубопроводной системы. Следует убедиться в отсутствии дефектов трассы (провисания, прогибы, уводы линий и др.) и опорно-подвесной системы (разрушение опор и пружин, обрыв подвесок и т.д.). Проверить исправность дренажей и убедиться в отсутствии защемлений в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизи строительных конструкций.

3.2 Наружный осмотр трубопровода в холодном (нерабочем) состоянии

3.2.1 Проверка состояния изоляции и ее внешнего кожуха.

При обнаружении признаков намокания изоляции или подтопления трубопровода, данные участки должны быть освобождены от теплоизоляции и подвергнуты визуальному контролю. По результатам этого контроля принимается решение о необходимости дополнительной дефектоскопической проверки поверхности металла или (и) контроля толщины стенки. Необходимо предусмотреть технические мероприятия, предотвращающие намокание участков трубопровода при его последующей эксплуатации.

3.2.2. Проверка соответствия трассировки трубопровода монтажно-сборочному чертежу или исполнительной схеме, замер отсутствующих геометрических размеров. При отсутствии монтажно-сборочного чертежа или исполнительной схемы трубопровода она должна быть полностью составлена на основании замеров. На схеме трубопровода должны быть указаны сварные швы, дренажи, воздушники, опоры и подвески и выполнена их привязка к геометрии трассы с указанием основных размеров. На схеме должны быть указаны все опоры и подвески, расстояния между ними, количество параллельных цепей пружинных подвесок. Расположение сварных швов в труднодоступных местах (в непроходных каналах или местах, требующих для доступа возведения специальных лесов, помостов, и т.п.) указывается ориентировочно с учетом строительной длины прямых труб и наличия фасонных элементов.

3.2.3. Ревизия опорно-подвесной системы трубопровода с проверкой исправности опор и подвесок (качество сварных швов конструкций опор скольжения и неподвижных опор, отсутствие обрывов тяг и разрушения пружин подвесок и т.п.).

Промежуточные опоры скольжения и направляющие опоры должны обеспечивать ограничение перемещений трубопровода в направлениях, предусмотренных проектом, и не иметь видимых деформаций своей конструкции. Опорные площадки опор скольжения должны быть ровными и обеспечивать свободное перемещение подушек опор в нужном направлении. Следует убедиться, что подушки опор не смещаются за пределы площадок ни в рабочем, ни в холодном состоянии трубопровода и не перекашиваются. Элементы и сварные швы конструкций опор не должны иметь видимых повреждений и коррозии глубиной более 35% от толщины стенки. Разъемные соединения конструкций опор должны быть затянуты и не иметь видимых повреждений крепежа и резьбы. Неподвижные опоры трубопровода не должны иметь видимых повреждений, в том числе в сварных швах приварки к элементам строительных конструкций или каркасов. Повышенное внимание обратить на сварные швы приварки опор непосредственно к элементам трубопровода.

3.2.4. При необходимости выполнения поверочных расчетов на прочность трубопровода с учетом всех нагружающих факторов необходимо для пружинных подвесок провести измерения высоты пружины (в нерабочем состоянии трубопровода), наружного диаметра пружины и диаметра прутка, из которого изготовлена пружина. Высота пружины замеряется с помощью металлической линейки с точностью до 1 мм, диаметр пружины и прутка — с помощью штангенциркуля. Внешним осмотром необходимо убедиться в отсутствии посадки витков (в полном выборе хода) пружины.

3.2.5. В случае если на трубопроводе имели место аварии, обусловленные гидроударами, необходима проверка уклонов трубопроводной линии с помощью гидроуровня (уровня) в части выполнения требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов...».

3.2.6. Проверка отсутствия защемлений трубопровода (в холодном состоянии) при проходах через стенки, площадки, вблизи колонн и ферм каркасов.

3.2.7. Проверка наличия и исправности дренажей и воздушников (проводится при гидроиспытаниях).

3.2.8. Проверка состояния арматуры: комплектность крепежных деталей (шпилек, болтов, гаек) фланцевых соединений, крышки и уплотнений шпинделя, отсутствие следов коррозии и подтекания воды.

3.2.9. Для участков трубопровода, проложенных в непроходных каналах, должен быть обеспечен выборочный доступ через колодцы и (или) в районе краевых участков непроходных каналов. Если протяженность какого-либо недоступного для контроля участка трубопровода превышает 400 м, необходимо произвести вскрытие грунта (отрыть шурф) и съем изоляции в одном месте данного участка. Для этой цели выбирается наиболее неблагоприятное по условиям коррозии металла место трубопровода. В указанном случае допускается заменить контроль металла трубопровода через приготовленный шурф на диагностику недоступного участка с применением методов и средств акустической эмиссии. Методика контроля недоступного участка трубопровода акустико-эмиссионным способом должна быть согласована со специализированной научно-исследовательской организацией.

3.2.10. Результаты внешнего осмотра трубопровода оформляются актом, в котором должны быть отражены все указанные выше пункты.

3.3 Визуальный контроль металла трубопровода и проведение измерений

3.3.1. Визуальный контроль наружной поверхности трубопровода рекомендуется проводить в доступных местах. Контролируемые участки и элементы трубопровода предварительно освобождаются от обшивки (кожухов) и изоляции.

В число контролируемых в первую очередь требуется включать элементы, расположенные за регулирующей и дросселирующей арматурой, в пределах байпасных линий или на тупиковых участках, а также вблизи неподвижных опор.

3.3.2 Визуальный контроль (ВК) элементов и участков трубопровода проводится в следующем объеме:

• криволинейные элементы (гибы, отводы) — не менее 20% каждого типоразмера с диаметром >= 108 мм, но не менее трех отводов;
• тройники и врезки в трубопровод — не менее 30%, но не менее двух, для типоразмеров с наружным диаметром штуцера >= 108 мм;
• фланцы (без демонтажа разъема) — 100% в доступных местах;
• переходы — не менее 30% переходов с наружным диаметром >= 108 мм;
  • арматура — все корпуса арматуры с D 150 и более; у
• заглушки (донышки) — 100% для элементов с наружным диаметром >= 159 мм и не менее 50% остальных (диаметр >= 108 мм);
• линзовые компенсаторы — 100% в доступных местах;
• резьбовые соединения на дренажах — не менее 50%, начиная с диаметра >= 108 мм;
• прямые участки — участки длиной >= 500 мм, примыкающие к подвергаемым ВК элементам: коленам, тройникам (врезкам), фланцам, арматуре, переходам, линзовым компенсаторам, донышкам, а также в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизи неподвижных опор;
• сварные соединения — стыковые и угловые соединения труб с подлежащими ВК элементами трубопровода (см. выше), а также сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам.

При наличии в составе трубопровода секторных колен и крутоизогнутых отводов с наружным диаметром более 108 мм, они подлежат ВК в объеме не менее 30% от их количества. На секторных коленах проверяют качество сварных швов.

    Равнопроходные  тройники  и  близкие к ним (D  / D  <= 1,3) проверяют в
                                                 Н    Ш

объеме 40%.

При наличии в составе трубопровода переходов с продольными сварными швами их контролируют в объеме 50%.

Разнородные сварные соединения (при их наличии) контролируют в объеме 100%.

3.3.3. Визуальный контроль внутренней поверхности участка или элемента трубопровода не менее чем в одном месте. Контроль проводится через демонтированный фланцевый разъем или через открытый к доступу край трубы после ее разрезки.

На трубопроводах с наружным диаметром не менее 700 мм допускается производить внутренний осмотр через специальное отверстие в стенке трубы. Технология вырезки отверстия и установки (вварки) вставки дана в Приложении 12.

3.3.4. На поверхности контролируемых элементов трубопровода, включая сварные соединения, не допускаются следующие дефекты:

• коррозионные повреждения, в том числе язвы глубиной более 2 мм и протяженностью более 30 мм;
• дефекты основного металла в виде выходящих на поверхность расслоений, раковин глубиной более 2 мм, вмятин, превышающих по своим размерам допуски, установленные в п. 5.13 настоящих «Методических указаний...», а также другие дефекты и отклонения, выходящие за пределы требований Правил ПБ-03-75-94, ТУ на изготовление и другой НТД и ПТД;
• трещины всех видов и направлений;
• дефекты в сварных швах, недопустимые согласно требованиям Правил ПБ-03-75-94 и другой соответствующей НТД, а также Норм настоящих «Методических указаний...» (раздел 5).

3.4. При отсутствии в технической документации на трубопровод сведений о радиусе гибов провести измерения радиуса гибов в количестве — не менее 1 гиба на каждый типоразмер (диаметр >= 108 мм), включая секторные колена и крутоизогнутые отводы.

3.5. Измерение овальности гибов — по 2 гиба от каждого типоразмера труб с наружным диаметром >= 108 мм. Выполняется с помощью измерительных приборов (мерная скоба или кронциркуль) с точностью до 0,5 мм <*>.

---

<*> К штампованным, литым и секторным коленам не относится.

4. Дефектоскопия сварных соединений

4.1. Контроль проводится методом УЗК или радиографическим методом в соответствии с требованиями соответствующих стандартов и другой НТД.

4.2 Контроль сварных соединений трубопроводов с наружным диаметром >= 108 мм проводится в объеме:

• стыковые соединения «труба с трубой» — 3% от общего количества стыков труб по каждому типоразмеру, но не менее 2;
• угловые соединения и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованными деталями — 10% от общего количества, но не менее 3;
• при наличии линзовых компенсаторов контролируют сварные швы не менее чем на одном из них.

Если стыковых соединений «труба с трубой» какого-либо типоразмера менее 10, допускается контролировать одно такое соединение.

Если угловых соединений или стыковых соединений труб с литыми, коваными или штампованными деталями менее 10, допускается контролировать 2 таких соединения.

4.3. При наличии секторных колен контроль их сварных швов проводится на 10% общего количества колен, но не менее чем на двух.

На секторных коленах, изготовленных из сварных труб, контролируют продольные швы в полном объеме и кольцевые швы на участках по 200 мм в каждую сторону от точек пересечения с продольными швами.

На секторных коленах, изготовленных из катаных труб, контролируют кольцевые швы в объеме 50% периметра каждого шва со стороны внутреннего обвода колена.

4.4. Разнородные сварные соединения (при их наличии) подлежат контролю в объеме 100%.

4.5. Продольные швы сварных переходов (при их наличии) контролируют в объеме не менее 30%.

4.6. Допускается на трубопроводах с наружным диаметром не более 219 мм заменять контроль сварных соединений методом УЗК или радиографией на металлографические исследования макро- и микроструктуры вырезок сварных стыков в количестве не менее 1 стыка на каждый типоразмер.

4.7. В контролируемую группу следует включать сварные соединения, подвергаемые визуальному контролю согласно п. 3.3.2 настоящей Типовой программы. Обязательному контролю подлежат сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам.

4.8. Угловые сварные швы, выполненные с конструктивным непроваром, допускается контролировать методом МПД или ЦД, или травлением (или вихретоковым) в сочетании с измерительным контролем размеров и формы шва.

4.9. При отбраковке хотя бы одного стыка в контролируемой группе соединений объем контроля для данного вида сварных соединений увеличивают вдвое. При повторном обнаружении недопустимых дефектов контроль соединений данного вида расширяют до 100%.

4.10. Оценку качества сварных соединений по результатам их дефектоскопии проводят в соответствии с требованиями Правил ПБ-03-75-94 и другой НТД.

5. Дефектоскопия основного металла элементов трубопроводов

5.1. При выявлении в процессе ВК сомнительных участков и зон в элементах трубопроводов данные участки (зоны) подвергают контролю методом МПД или ЦД, или травлением, или вихретоковой дефектоскопии с целью обнаружения поверхностных и подповерхностных трещин и (или) других недопустимых дефектов. В первую очередь это относится к участкам интенсивного коррозионного повреждения металла.

5.2. Обязательному контролю методом МПД или ЦД, или травлением подлежат места выборок дефектов (трещин), а также места ремонтных заварок с примыкающей зоной основного металла шириной не менее 30 мм.

6. Контроль толщины стенки

6.1. Контроль толщины стенки элементов трубопроводов рекомендуется выполнять ультразвуковыми толщиномерами.

6.2 Контролю подлежат элементы и участки трубопровода с наружным

диаметром >= 108 мм или D >= 100 мм. у

6.3 Контроль проводится в следующем объеме:

• колена (гибы) — 10% от каждого типоразмера с диаметром >= 219 мм и 5%, но не менее одного колена от каждого из остальных типоразмеров.

При наличии крутоизогнутых отводов и секторных колен они должны контролироваться в объеме 10%, но не менее двух единиц по каждому типоразмеру.

На секторных коленах толщина стенки измеряется по внутреннему обводу, на литых и штампованных коленах — по наружному и внутреннему обводам;

• тройники (штампованные, сварные) и врезки в трубопровод — 20% — для равнопроходных и близких к ним тройников и 15% — для остальных тройников, но во всех случаях не менее двух.

Если количество тройников определенного типоразмера составляет менее 10, допускается контролировать один из них;

• переходы — 20%, но не менее двух. При наличии сварных переходов их контролируют в объеме 30%;
  • корпуса арматуры (штампованные и штампосварные) — не менее одной единицы по каждому типоразмеру, начиная с D >= 250 мм; у
• плоские заглушки (донышки) — 20%, но не менее двух;
• линзовые компенсаторы — 50% общего их числа;
• прямые участки — контроль проводится в первую очередь на байпасных, застойных или временно неработающих участках, а также в местах поворота трассы, сужений, врезок и т.д.

Контроль толщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее 5 контрольных сечений на каждые 200 м трассы.

6.4. При выявлении участков с коррозионными повреждениями металла толщина стенки контролируется в точках максимальной глубины коррозии.

6.5. Порядок размещения точек контроля толщины стенки в пределах элементов трубопроводов должен соответствовать п. 4.6.4 настоящих «Методических указаний...» — см. схему Приложения 5.

7. Исследования химического состава, структуры и свойств металла

7.1. Контроль твердости проводится на элементах с наружным диаметром >= 219 мм и толщиной стенки >= 8 мм не менее чем в трех точках линий трубопровода каждого типоразмера; одна из контрольных точек должна располагаться на отводе, вторая — вблизи сварного соединения, а третья — в зоне врезки или на тройнике.

Твердость определяется с использованием переносного твердомера.

7.2. При отсутствии в технической документации сведений о марке стали элементов трубопровода или использовании при ремонте материалов, на которые отсутствуют сертификатные данные, необходимо провести выборочный химический анализ металла на содержание углерода, кремния и марганца.

Для каждого типоразмера труб и фасонных деталей, входящих в трубопроводную систему, контроль химического состава проводится выборочно для одного из элементов.

При отборе пробы металла в виде вырезки «катушки» из трубопровода рекомендуется производить такую вырезку на участке сварного стыка прямой трубы с гнутым элементом. В этом случае исследованию подвергают металл прямой трубы, металл гиба и сварное соединение, включая металл шва. Исследование вырезки металла включает в себя химический анализ с идентификацией марки стали элементов, исследования макро- и микроструктуры и определение комплекса механических свойств. Конкретный объем исследований вырезки металла определяет выполняющая техническое диагностирование организация.

7.3. Определение химического состава металла элементов трубопровода с целью идентификации марки стали допускается проводить без вырезки образцов металла путем отбора стружки сверлом или шабером.

Допускается для определения химического состава металла элементов трубопровода использовать переносные спектроанализаторы, позволяющие количественно определять элементный состав углеродистых и низколегированных сталей.

7.4 При отборе металла и проведении химического анализа необходимо иметь в виду следующее:

7.4.1. Перечень элементов, металл которых будет подвергнут химическому анализу, должен быть приведен в индивидуальной программе технического диагностирования трубопровода.

7.4.2. Стружка для химического анализа отбирается сверлом или шабером с предварительно зачищенной механическим способом поверхности металла. Взятая стружка должна быть светлой без следов пережога.

7.4.3. Для анализа на содержание легирующих добавок (кремний, марганец) допускается отбирать скол металла с поверхности элемента. Скол выполняется слесарным зубилом или крейцмесселем с поверхности элементов, толщина стенки которых составляет не менее 7 мм.

7.4.4 При отборе стружки засверловкой наносятся отверстия диаметром не

более  5 мм и глубиной не более 30%  толщины стенки элемента, но не более 5
мм.  При этом расстояние между ближайшими кромками отверстий должно быть не

         _____

менее 2 х /D х S (где D — диаметр элемента, S — номинальная толщина стенки), но не менее 100 мм.

Глубина выемки от отбора пробы металла сколом не должна превышать 2 мм.

7.4.5. Требуется совмещать элементы, подвергаемые контролю на твердость и анализ химсостава металла.

Если твердость элемента трубопровода превышает 170 НВ, отверстия или выемки, образовавшиеся после отбора проб металла засверловкой или сколом, должны быть устранены путем механической зачистки с обеспечением плавных переходов от дна углубления к поверхности металла.

7.4.6. Элементы трубопроводов IV категории могут быть изготовлены из стали марок Ст 3, 10, 20, 25, 15ГС, 16ГС (17ГС) и 09Г2С, а литые детали, как правило, изготовлены из стали 15Л, 20Л, 25Л и 20ГСЛ.

В связи с этим химический анализ проводится на содержание основных элементов: углерода, кремния и марганца.

Для химического анализа требуется 5 — 6 г стружки для определения углерода, кремния и марганца или скол весом 3 — 4 г для анализа кремния и марганца.

7.4.7. При передаче на химанализ металла по каждому элементу трубопровода стружка или скол помещаются в отдельный конверт или пакет, на котором должно быть указано наименование данного элемента и его порядковый номер по исполнительной схеме трубопровода.

8. Гидравлические испытания трубопровода — согласно п. 4.8 настоящих «Методических указаний...».

9. Анализ результатов контроля трубопровода и проведение поверочных расчетов на прочность — согласно п. 4.9 настоящих «Методических указаний...».

10. При составлении паспорта на трубопровод необходимо провести поверочные расчеты на прочность от действия внутреннего давления по Руководящему документу РД 10-249-98 для прямых участков, отводов, тройниковых соединений, конусных переходов и плоских заглушек с учетом фактических данных по контролю размеров указанных элементов и проверки прочностных свойств металла (исходя из оценки твердости).

Станционный трубопровод сетевой воды ограничивается разделительными (головными) задвижками или ограждением (стеной) электростанции.

Контроль проводят с целью:

• установления возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода и выдачи (в случае необходимости) рекомендаций по его ремонту или наладке опорно-подвесной системы;
• определения сроков и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода.

1. Предварительный осмотр проводят на работающем (горячем) трубопроводе. Основной объем работ по обследованию выполняется на холодных (неработающих) трубопроводах с соблюдением правил техники безопасности. Для проведения визуального, измерительного и дефектоскопического контроля металла и сварных соединений обследуемых элементов трубопровода необходимо в местах контроля и измерений удалить изоляционное покрытие трубопровода. Теплоизоляционное покрытие следует удалить также в местах интенсивного намокания или (и) подтопления трубопровода.

Для трубопроводов, проложенных в непроходных каналах, предусмотреть частичный доступ через колодцы или (и) в районе краевых участков непроходных каналов.

Для проведения внутреннего осмотра трубопровода предусмотреть демонтаж одного из разъемных соединений или наметить участок (линию), где будет произведена разрезка трубопровода для внутреннего его осмотра с последующим восстановлением (сваркой) нарушенного участка. Жесткость трубопровода в месте его разрезки должна допускать разводку освобожденных концов трубопровода в осевом или поперечном направлении для беспрепятственного осмотра внутренней поверхности металла.

2. Анализ технической документации

2.1. Ознакомление с эксплуатационно-технической документацией на трубопровод (паспорт, монтажно-сборочный чертеж трубопровода или исполнительная схема, акт приемки в эксплуатацию трубопровода и т.д.), сбор информации о режимах работы трубопровода и дефектах выявленных в процессе эксплуатации, а также составление перечня повреждений, имевших место на трубопроводе, с анализом их характера.

2.2. Анализ конструктивных особенностей трубопроводной системы и имеющейся информации по материалам и технологии изготовления деталей трубопровода и его монтажа (свидетельства об изготовлении элементов и о монтаже трубопровода, другая ПТД).

При анализе конструкции трубопровода необходимо обратить внимание на следующее:

• основные размеры и материалы изготовления труб и фасонных элементов;
• способ изготовления труб (бесшовные, сварные, спирально-шовные);
• способ изготовления примененных криволинейных элементов (гнутые, крутоизогнутые, штампованные, секторные и пр.);
  • наличие криволинейных элементов малого радиуса гиба: менее 3,5D ; а
• способ изготовления тройниковых ответвлений (сварка, штамповка, вытяжка горловины);
• способ изготовления корпусов арматуры (литая, штампосварная и пр.);
• тип примененных опор (неподвижные и скользящие) и подвесок (жесткие, пружинные), места их размещения и способ закрепления на трубах — приварные или хомутовые;
• наличие дренажных ответвлений и воздушников;
• тип компенсаторов тепловых перемещений.

2.3. Анализ условий эксплуатации обратной и подающей ветвей трубопровода, а также на различных его участках (ступенях теплоприготовления) — фактические параметры среды и длительность работы на них, число пусков на момент обследования.

3. Визуальный и измерительный контроль

3.1 Наружный осмотр трубопровода в горячем (рабочем) состоянии.

Предварительный осмотр работающего трубопровода проводится для оценки общего состояния трубопроводной системы. Следует убедиться в отсутствии дефектов трассы (провисания, прогибы, уводы линий и др.) и опорно-подвесной системы (разрушение опор и пружин, обрыв подвесок и т.д.). Проверить исправность дренажей и убедиться в отсутствии защемлений в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизи строительных конструкций.

3.2 Наружный осмотр трубопровода в холодном (нерабочем) состоянии

3.2.1 Проверка состояния изоляции и ее внешнего кожуха.

При обнаружении признаков намокания изоляции или подтопления трубопровода данные участки должны быть освобождены от теплоизоляции и подвергнуты визуальному контролю. По результатам этого контроля принимается решение о необходимости дополнительной дефектоскопической проверки поверхности металла или (и) контроля толщины стенки. Необходимо предусмотреть технические мероприятия, предотвращающие намокание участков трубопровода при его последующей эксплуатации.

3.2.2. Проверка соответствия трассировки трубопровода монтажно-сборочному чертежу или исполнительной схеме, замер отсутствующих геометрических размеров. При отсутствии монтажно-сборочного чертежа или исполнительной схемы трубопровода она должна быть полностью составлена на основании замеров. На схеме трубопровода должны быть указаны сварные швы, дренажи, воздушники, опоры и подвески и выполнена их привязка к геометрии трассы. На схеме должны быть указаны все опоры, расстояния между ними, количество параллельных цепей пружинных подвесок. Расположение сварных швов в труднодоступных местах (местах, требующих для доступа возведения специальных лесов, помостов, и т.п.) указывается ориентировочно с учетом строительной длины прямых труб и наличия фасонных элементов.

3.2.3. Установление наличия и соответствия типов опор и подвесок трубопровода монтажно-сборочному чертежу (исполнительной схеме), а также проверка их исправности (качество сварных швов конструкций опор скольжения и неподвижных опор, отсутствие обрывов тяг и разрушения пружин подвесок и т.п.).

Промежуточные опоры скольжения и направляющие опоры должны обеспечивать ограничение перемещений трубопровода в направлениях, предусмотренных проектом, и не иметь видимых деформаций своей конструкции. Опорные площадки опор скольжения должны быть ровными и обеспечивать свободное перемещение подушек опор в нужном направлении. Следует убедиться, что подушки опор не смещаются за пределы площадок ни в рабочем, ни в холодном состоянии трубопровода и не перекашиваются. Элементы и сварные швы конструкций опор не должны иметь видимых повреждений и коррозии глубиной более 35% от толщины стенки. Разъемные соединения конструкций опор должны быть затянуты и не иметь видимых повреждений крепежа и резьбы. Неподвижные опоры трубопровода не должны иметь видимых повреждений, в том числе в сварных швах приварки к элементам строительных конструкций или каркасов. Повышенное внимание обратить на сварные швы приварки опор непосредственно к элементам трубопровода.

3.2.4. При необходимости выполнения поверочных расчетов на прочность трубопровода с учетом всех нагружающих факторов необходимо для пружинных подвесок провести измерения высоты пружины (в нерабочем состоянии трубопровода), наружного диаметра пружины и диаметра прутка, из которого изготовлена пружина. Высота пружины замеряется с помощью металлической линейки с точностью до 1 мм, диаметр пружины и прутка — с помощью штангенциркуля. Внешним осмотром необходимо убедиться в отсутствии посадки витков (в полном выборе хода) пружины.

3.2.5. Если на трубопроводе имели место аварии, обусловленные гидроударами, необходима проверка уклонов трубопроводной линии с помощью гидроуровня (уровня) в части выполнения требований «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов...», а также отсутствия контруклонов.

3.2.6. Проверка отсутствия защемлений трубопровода (в холодном состоянии) при проходах через стенки, площадки, вблизи колонн и ферм каркасов.

3.2.7. Проверка наличия и исправности дренажей и воздушников (проводится при гидроиспытаниях).

3.2.8. Проверка состояния арматуры: комплектность крепежных деталей (шпилек, болтов, гаек) фланцевых соединений, крышки и уплотнений шпинделя, отсутствие следов коррозии и подтекания воды.

3.2.9. Результаты внешнего осмотра трубопровода оформляются актом, в котором должны быть отражены все указанные выше пункты.

3.3 Визуальный контроль металла трубопровода и проведение измерений

3.3.1. Визуальный контроль наружной поверхности трубопровода рекомендуется проводить в доступных местах. Контролируемые участки и элементы трубопровода предварительно освобождаются от обшивки (кожухов) и изоляции.

В число контролируемых в первую очередь требуется включать элементы, расположенные в районе арматуры, в пределах байпасных линий, на перемычках или на тупиковых участках, а также вблизи неподвижных опор.

3.3.2 Визуальный контроль (ВК) элементов и участков трубопровода проводится в следующем объеме:

• криволинейные элементы (гибы, отводы) — не менее 15% каждого типоразмера с диаметром >= 159 мм, но не менее двух отводов.

Секторные колена и крутоизогнутые отводы с наружным диаметром 159 мм и более подлежат ВК в объеме не менее 20% от их количества. На секторных коленах проверяют качество продольных и кольцевых сварных швов;

• тройники и врезки в трубопровод — не менее 20%, но не менее двух, для типоразмеров с наружным диаметром штуцера >= 133 мм.

    Равнопроходные  тройники  и  близкие к ним (D  / D  <= 1,3) проверяют в
                                                 Н    Ш

объеме 30%, но не менее трех;

• фланцы (без демонтажа разъема) — 100% в доступных местах;
• переходы — не менее 30%, начиная с наружного диаметра >= 159 мм.

При наличии в составе трубопровода переходов с продольными сварными швами их контролируют в объеме 50%; - арматура — все корпуса арматуры с D 150 и более; у

• заглушки (донышки) — 100% для элементов с наружным диаметром >= 159 мм;
• резьбовые соединения на дренажах — не менее 50%, начиная с диаметра >= 108 мм;
• прямые участки — участки длиной >= 500 мм, примыкающие к подвергаемым ВК элементам: коленам, тройникам (врезкам), фланцам, арматуре, переходам, донышкам, а также в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизи неподвижных опор;
• сварные соединения — стыковые и угловые соединения труб с подлежащими ВК элементами трубопровода (см. выше), а также сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам.

Разнородные сварные соединения (при их наличии) контролируют в объеме 100%.

На обратной ветви трубопровода, трубопроводах подпиточного комплекса и участках подающего трубопровода до сетевых насосов 2-го подъема объем контроля по п. п. 3.3.2 может быть уменьшен в 2 раза.

3.3.3. Визуальный контроль внутренней поверхности участка трубопровода не менее чем в одном месте. Контроль проводится через демонтированный фланцевый разъем или через открытый к доступу край трубы после ее разрезки.

На трубопроводах с наружным диаметром не менее 700 мм допускается производить внутренний осмотр через специальное отверстие в стенке трубы. Технология вырезки отверстия и установки (вварки) вставки дана в Приложении 12.

При обнаружении на внутренней поверхности трубопровода коррозионного износа металла глубиной более 3 мм необходимо произвести ВК внутренней поверхности трубопровода еще на одном участке. При этом по крайней мере один из двух указанных участков трубопровода должен иметь наружный диаметр не менее 630 мм.

3.3.4. На поверхности контролируемых элементов трубопровода, включая сварные соединения, не допускаются следующие дефекты:

• коррозионные повреждения, в том числе язвы глубиной более 2 мм и протяженностью более 30 мм;
• дефекты основного металла в виде выходящих на поверхность расслоений, раковин глубиной более 2 мм, вмятин, превышающих по своим размерам допуски, установленные в п. 5.13 настоящих «Методических указаний...», а также другие дефекты и отклонения, выходящие за пределы требований Правил ПБ-03-75-94, ТУ на изготовление и другой НТД и ПТД;
• трещины всех видов и направлений;
• дефекты в сварных швах, недопустимые согласно требованиям Правил ПБ-03-75-94 и другой соответствующей НТД, а также Норм настоящих «Методических указаний...» (раздел 5).

3.4. При отсутствии в технической документации на трубопровод сведений о радиусе гибов провести измерения радиуса гибов в количестве — не менее 1 гиба на каждый типоразмер (диаметр >= 159 мм), включая секторные колена и крутоизогнутые отводы.

3.5. Измерение овальности гибов — по 2 гиба от каждого типоразмера труб с наружным диаметром >= 159 мм. Выполняется с помощью измерительных приборов (мерная скоба или кронциркуль) с точностью до 0,5 мм <*>.

---

<*> К штампованным, литым и секторным коленам не относится.

4. Дефектоскопия сварных соединений

4.1. Контроль проводится методом УЗК или радиографическим методом в соответствии с требованиями соответствующих стандартов и другой НТД.

4.2 Контроль сварных соединений трубопроводов с наружным диаметром >= 159 мм проводится в объеме:

• стыковые соединения «труба с трубой» — 3% от общего количества стыков труб по каждому типоразмеру, но не менее 2;
• угловые соединения и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованными деталями — 10% от общего количества, но не менее 3.

Если стыковых соединений «труба с трубой» какого-либо типоразмера менее 10, допускается контролировать одно такое соединение.

Если угловых соединений или стыковых соединений труб с литыми, коваными или штампованными деталями менее 10, допускается контролировать 2 таких соединения.

Сварные соединения труб и элементов наружным диаметром >= 377 мм допускается контролировать на половине периметра сварного шва. При обнаружении недопустимых дефектов в одном из таких швов он должен быть проконтролирован по всей длине.

4.3. На секторных коленах контроль их сварных швов проводится на 5% общего количества колен, но не менее чем на двух каждого типоразмера.

На секторных коленах, изготовленных из сварных труб, контролируют продольные швы в полном объеме и кольцевые швы на участках по 200 мм в каждую сторону от точек пересечения с продольными швами.

На секторных коленах, изготовленных из катаных труб, контролируют кольцевые швы в объеме 50% периметра каждого шва со стороны внутреннего обвода колена.

4.4. Разнородные сварные соединения (при их наличии) подлежат контролю в объеме 100%.

4.5. Продольные швы сварных переходов контролируют в объеме не менее 20%, но не менее одного перехода.

4.6. Допускается на трубопроводах с наружным диаметром не более 219 мм заменять контроль сварных соединений методом УЗК или радиографией на металлографические исследования макро- и микроструктуры вырезок сварных стыков в количестве не менее 1 стыка на каждый типоразмер.

4.7. На обратных линиях трубопровода, трубопроводах подпиточного комплекса и участках подающего трубопровода до сетевых насосов 2-го подъема объем контроля по п. п. 4.2 - 4.5 может быть уменьшен в 2 раза.

4.8. В контролируемую группу следует включать сварные соединения, подвергаемые визуальному контролю согласно п. 3.3.2 настоящей Типовой программы. Обязательному контролю подлежат сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорам.

4.9. Угловые сварные швы, выполненные с конструктивным непроваром, допускается контролировать методом МПД или ЦД, или травлением в сочетании с измерительным контролем размеров и формы шва.

4.10. При отбраковке хотя бы одного стыка в контролируемой группе соединений объем контроля для данного вида сварных соединений увеличивают вдвое. При повторном обнаружении недопустимых дефектов контроль соединений данного вида расширяют до 100%.

4.11. Оценку качества сварных соединений по результатам их дефектоскопии проводят в соответствии с требованиями Правил ПБ-03-75-94 и другой НТД.

5. Дефектоскопия основного металла элементов трубопроводов

5.1. При выявлении в процессе ВК сомнительных участков и зон в элементах трубопроводов данные участки (зоны) подвергают контролю методом МПД или ЦД, или травлением с целью обнаружения поверхностных и подповерхностных трещин и (или) других недопустимых дефектов. В первую очередь это относится к участкам интенсивного коррозионного повреждения металла.

5.2. Обязательному контролю методом МПД или ЦД, или травлением подлежат места выборок дефектов (трещин), а также места ремонтных заварок с примыкающей зоной основного металла шириной не менее 30 мм.

6. Контроль толщины стенки

6.1. Контроль толщины стенки элементов трубопроводов рекомендуется выполнять ультразвуковыми толщиномерами.

6.2 Контролю подлежат элементы и участки трубопровода с наружным

диаметром >= 159 мм или D >= 150 мм. у

6.3 Контроль проводится в следующем объеме:

• колена (гибы) — 10% от каждого типоразмера с диаметром >= 245 мм и 5%, но не менее одного колена от каждого из остальных типоразмеров.

Крутоизогнутые отводы и секторные колена должны контролироваться в объеме — 15%, но не менее двух единиц по каждому типоразмеру.

На секторных коленах толщина стенки измеряется по внутреннему обводу, на литых и штампованных коленах — по наружному и внутреннему обводам;

• тройники (штампованные, сварные) и врезки в трубопровод — 20% — для равнопроходных и близких к ним тройников и 10% — для остальных тройников, но во всех случаях не менее двух.

Если количество тройников с диаметром штуцера < 245 мм составляет менее 10, допускается контролировать один из них;

• переходы — 20%, но не менее двух. Переходы с продольным сварным швом контролируют в объеме 30%;
  • корпуса арматуры (штампованные и штампосварные) — не менее одной единицы по каждому типоразмеру, начиная с D >= 250 мм; у
• плоские заглушки (донышки) — 20%, но не менее двух;
• прямые участки — контроль проводится в первую очередь на байпасных, застойных или временно неработающих участках, а также в местах поворота трассы, сужений, врезок и т.д.

Контроль толщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее 10 контрольных сечений на каждые 200 м трассы.

Рекомендуется точки контроля толщины стенки по возможности совмещать с точками замера толщины в предыдущие проверки трубопровода.

6.4. На обратных линиях трубопровода, трубопроводах подпиточного комплекса и линиях подающего трубопровода до сетевых насосов 2-го подъема объем контроля по п.п. 6.3 может быть уменьшен в 2 раза.

6.5. При выявлении участков с коррозионными повреждениями металла толщина стенки контролируется в точках максимальной глубины коррозии.

6.6. Порядок размещения точек контроля толщины стенки в пределах элементов трубопроводов должен соответствовать п. 4.6.4 настоящих «Методических указаний...» — см. схему в Приложении 5.

7. Исследования химического состава, структуры и свойств металла

7.1. Контроль твердости проводится на элементах с наружным диаметром >= 273 мм и толщиной стенки >= 8 мм не менее чем в трех точках линий трубопровода каждого типоразмера; одна из контрольных точек должна располагаться на отводе, вторая — вблизи сварного соединения, а третья — в зоне врезки или на тройнике.

Твердость определяется с использованием переносного твердомера.

7.2. При отсутствии в технической документации сведений о марке стали элементов трубопровода или использовании при ремонте материалов, на которые отсутствуют сертификатные данные, необходимо провести выборочный химический анализ металла таких элементов на содержание углерода, кремния и марганца.

В указанном случае для каждого типоразмера труб и фасонных деталей, входящих в трубопроводную систему, контроль химического состава проводится выборочно для одного из элементов.

7.3. Определение химического состава металла элементов трубопровода с целью идентификации марки стали допускается проводить без вырезки образцов металла путем отбора стружки сверлом или шабером. При этом проверка прочностных свойств металла производится косвенным способом по результатам контроля твердости переносным прибором.

Допускается для определения химического состава металла элементов трубопровода использовать переносные спектроанализаторы, позволяющие количественно определять элементный состав углеродистых и низколегированных сталей.

Требуется совмещать элементы, подвергаемые контролю на твердость и анализ химсостава металла.

7.4 При отборе металла и проведении химического анализа необходимо иметь в виду следующее:

7.4.1. Перечень элементов, металл которых будет подвергнут химическому анализу, должен быть приведен в индивидуальной программе технического диагностирования трубопровода.

7.4.2. Стружка для химического анализа отбирается сверлом или шабером с предварительно зачищенной механическим способом поверхности металла. Взятая стружка должна быть светлой без следов пережога.

7.4.3. Для анализа на содержание легирующих добавок (кремний, марганец) допускается отбирать скол металла с поверхности элемента. Скол выполняется слесарным зубилом или крейцмесселем на поверхности элемента с толщиной стенки не менее 7 мм.

7.4.4 При отборе стружки засверловкой наносятся отверстия диаметром не

более  5 мм и глубиной не более 30%, толщины стенки элемента, но не более 5
мм.  При этом расстояние между ближайшими кромками отверстий должно быть не

         _____

менее 2 х /D х S (где D — диаметр элемента, S — номинальная толщина стенки), но не менее 100 мм.

Глубина выемки от отбора пробы металла сколом не должна превышать 2 мм.

Если твердость элемента трубопровода превышает 170 НВ, отверстия или выемки, образовавшиеся после отбора проб металла засверловкой или сколом, должны быть устранены путем механической зачистки с обеспечением плавных переходов от дна углубления к поверхности металла.

7.4.5. Элементы станционных трубопроводов сетевой воды могут быть изготовлены из стали марок Ст 3, 10, 20, 25, 15ГС, 16ГС (17ГС) и 09Г2С, а литые детали, как правило, изготовлены из стали 15Л, 20Л, 25Л и 20ГСЛ.

В связи с этим химический анализ проводится на содержание основных элементов: углерода, кремния и марганца.

Для химического анализа требуется 5 — 6 г стружки для определения углерода, кремния и марганца или скол весом 3 — 4 г для анализа кремния и марганца.

7.4.6. При передаче на химанализ металла по каждому элементу трубопровода стружка или скол помещаются в отдельный конверт или пакет, на котором должно быть указано наименование данного элемента и его порядковый номер по исполнительной схеме трубопровода.

8. Гидравлические испытания трубопровода — согласно п. 4.8 настоящих «Методических указаний...» с учетом основных положений и указаний п.п. 2.5.1 «Типовой инструкции по эксплуатации, ремонту и контролю станционных трубопроводов сетевой воды» ТИ 34-70-042-85.

9. Анализ результатов контроля трубопровода и проведение поверочных расчетов на прочность — согласно п. 4.9 настоящих «Методических указаний...».

Контрольные расчеты на прочность проводят по РД 10-249-98 для прямых

участков,   отводов,   конусных  переходов,  тройников  и  плоских  донышек
(заглушек),  если  наибольшее утонение стенки указанных элементов превышает
10%  относительно  номинального  уровня  или (и) составляет более 1,0 мм. В

                                                                  min

этом случае расчет ведут по минимальной фактической толщине стенки (S ), f

а  эксплуатационную прибавку с  принимают равной с  = v    х тау      , где
                              2                   2    ср.      продл.
v     -  средняя  скорость коррозионного износа, тау       - срок продления
 ср.                                                продл.

                                                      h
                                                       max

трубопровода в дальнейшую эксплуатацию; при этом v    = ---------, где h
                                                  ср.   тау             max

                                                       отраб.

• максимальная глубина коррозии (общей или локальной): h = S — max ном. min

S   , тау        -  время эксплуатации трубопровода (от  первого  пуска  до
 f       отраб.

текущего диагностирования). Если по результатам данного расчета нормативные

условия   прочности   каких-либо   элементов  не  выполняются,  возможность
продления   срока   эксплуатации   трубопровода  должна  быть  подтверждена

специализированной научно-исследовательской организацией.

1. Общие положения

1.1. Настоящие Рекомендации определяют порядок вырезки лазового отверстия («окна») в трубопроводах IV категории, подведомственных ПБ-03-75-94 России, для проведения контроля их внутренней поверхности и устанавливают последовательность вварки заплаты (вставки) в тело трубопровода.

Рекомендации распространяются на вышеуказанные трубопроводы диаметром не менее 700 мм, изготовленные из материалов, предусмотренных действующими Правилами Госгортехнадзора России по трубопроводам.

1.2. К производству сварочных работ могут быть допущены дипломированные сварщики, аттестованные в установленном порядке и имеющие право на выполнение соответствующих работ на трубопроводах III и IV категории.

1.3. Рабочее место сварщика должно быть организовано и оснащено с учетом требований Руководящих технических материалов по сварке РД 34.15.027-93 (РТМ 1с-93, п. 1.2), а также Правил охраны труда, техники безопасности и противопожарной безопасности.

Сварочные работы необходимо проводить под руководством специалиста по сварке.

2. Вырезка «окна», изготовление и установка заплаты

2.1. По шаблону разметить линии реза и ацетиленокислородной резкой с учетом припуска на механическую обработку (для удаления следов огневой резки) вырезать «окно» согласно рис. 12-1 (здесь и далее рисунки не приводятся). Форма окна должна приближаться к прямоугольнику с радиусом закругления в углах не менее 20 мм. Вырезку следует производить в верхней части трубопровода (для удобства проведения сварки снаружи).

Расстояние от кромки реза до ближайшего поперечного сварного шва должно составлять не менее 100 мм, а до ближайшего продольного или косого (спирально-шовная труба) шва не менее 200 мм для труб диаметром <= 1000 мм и 250 мм — для остальных труб.

2.2. Механической обработкой зачистить поверхность реза от неровностей и снять оплавленный слой металла не менее 1 мм от кромки.

2.3. Изготовить заплату из трубы той же марки стали, того же диаметра и толщины стенки и имеющей сертификат завода-изготовителя. Вырезку заплаты производить газовой резкой с учетом последующей подгонки по форме «окна».

Допускается изготовление заплаты из свальцованного поперек прокатных волокон листа аналогичной толщины и марки стали, что и подвергнутая вырезке труба. На лист должен присутствовать сертификат завода-изготовителя.

2.4. Абразивным кругом произвести разделку кромок вырезанного отверстия («окна») и подготовленной новой заплаты. Конструкция разделки показана на рис. 12-2. Раскрытие кромок делается с наружной стороны трубопровода.

2.5. Установить подогнанную по размерам «окна» с разделанными согласно рис. 12-2 кромками заплату. Заплата устанавливается со смещением таким образом, чтобы с двух сопрягающихся сторон зазор был на 1,0 — 1,5 мм меньше, чем с соответствующих противоположных сторон (рис. 12-3).

Заплату зафиксировать по всему периметру проволочными стяжками (скрутками) или специальными съемными зажимами и, выдерживая зазор, закрепить единичной прихваткой в начале первого участка сварки.

3. Вварка заплаты, контроль

3.1. Выбор типа и марки электродов (в зависимости от марки свариваемой стали), прокалка их перед сваркой и проверка сварочно-технологических свойств должны соответствовать требованиям РД 34.15.027-93 (РТМ 1с-93, п. 2.1 и п. 3.4).

3.2. Сварку корневого шва начинать с середины длинной стороны, собранной с большим зазором, и вести обратноступенчатым способом участками длиной 150 — 200 мм в направлении и последовательности, указанными на рис. 12-3 стрелками и цифрами. При подходе сварочных швов к креплениям их следует поочередно убирать.

3.3. Зачищая после наложения каждого валика (участка) шлак и соблюдая смещение замковых соединений в соседних слоях (валиках) наложить заполняющие разделку валики, причем каждый варить обратноступенчатым способом участками в четверть периметра «окна». При наложении последнего (декоративного) валика следует формировать усиление в пределах 0,5 — 1,5 мм.

3.4. Зачистить место заварки и при необходимости снять механической обработкой чрезмерное усиление швов.

3.5. Проконтролировать качество сварки согласно требованиям РД 34.15.027-93 (РТМ 1с-93).

3.6. Оформить техническую документацию в соответствии с РД 34.38.043-86 «Инструкция по оформлению технической документации на сварочные работы при ремонте оборудования ТЭС».

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ТРУБОПРОВОДЕ

1. Предприятие (владелец) _______________________ Цех _____________________

2. Номер трубопровода станционный (по перечню) ____________________________

3. Регистрационный номер трубопровода _____________________________________

4. Наименование трубопровода ______________________________________________

---

5. Дата окончания монтажа _________________________________________________

6. Дата ввода трубопровода в эксплуатацию _________________________________

7. Рабочая среда __________________________________________________________

8. Расчетные (проектные) параметры:

а) давление ___________________________________________________________

б) температура ________________________________________________________

9. Категория трубопровода _________________________________________________

10. Разрешенные параметры эксплуатации (по паспорту) ______________________

---

11. Размеры и материал основных участков трубопровода.

№ п/п	Типоразмер труб и отводов (мм)	Количество (п/м, шт.)	Марка стали	ГОСТ	Примечание

12. Сведения о трубах, фасонных элементах и арматуре приведены на исполнительной схеме трубопровода (схема прилагается).

13. Сведения по сварке и термообработке, выполненных монтажной организацией (если таковые имеются) ____________________________________________________

14. Данные о гидравлических (пневматических) испытаниях:

а) пробное давление ___________________________________________________

б) дата и результаты гидро(пневмо)испытаний ___________________________

---

15. Сведения об эксплуатации: - количество пусков трубопровода (установки) __________________________ - количество гидроиспытаний ___________________________________________ - фактические параметры эксплуатации __________________________________

16. Сводные данные по результатам предыдущих обследований и техосвидетельствований ____________________________________________________

---

---

---

17. Сведения о реконструкциях и ремонтах __________________________________

---

---

---

Предприятие

АКТ по наружному и внутреннему осмотру трубопровода

Осмотром трубопровода ______________, рег. N ___, исполнительная схема ____ (наименование) (формуляр) N __________ (основные размеры: _________), эксплуатируемого с 19 года, установлено:

---

(Описать состояние трассы трубопровода и опорно-подвесной системы, указать

---

обнаруженные отклонения в трассировке или опорно-подвесной системе,

---

отметить наличие и состояние дренажей, отсутствие нарушений обшивки и

---

                отсутствие защемлений трубопровода.

---

Описать состояние металла основных элементов трубопровода и сварных

---

соединений по результатам наружного осмотра, при обнаружении дефектов

---

        отразить их характер и указать места расположения.

---

Описать состояние металла трубопровода на участках внутреннего осмотра)

Осмотр провели:

_________________________   ________________   ____________________________
      (должность)              (подпись)                (Ф.И.О.)
_________________________   ________________   ____________________________
      (должность)              (подпись)                (Ф.И.О.)
_________________________   ________________   ____________________________
      (должность)              (подпись)                (Ф.И.О.)

«» ___________ 20 г.

Предприятие

АКТ № по гидравлическому испытанию

                                               "__" ___________ 20__ г.

Проведено гидравлическое испытание трубопровода ______________, рег. N ____ (наименование) (основные размеры: _______________), эксплуатируемого с 19 года. Испытание выполнено в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды»:

• величина пробного давления ___________________________________ кгс/кв. см
• время выдержки под пробным давлением _______________________________ мин.
• температура жидкости (_________________) _____________________________ °С После выдержки под пробным давлением и снижения давления до ____ кгс/кв. см (рабочего) был выполнен осмотр трубопровода.

Установлено:  признаков  остаточной  деформации,  трещин,  разрывов, течей,
потения  в  сварных соединениях, основном металле и в разъемных соединениях
не  обнаружено.  Падения  давления  по  манометру  за  время  испытания  не

наблюдалось Решено: трубопровод выдержал гидравлическое испытание пробным давлением. Испытание провели:

_________________________   ________________   ____________________________
      (должность)              (подпись)                (Ф.И.О.)
_________________________   ________________   ____________________________
      (должность)              (подпись)                (Ф.И.О.)
_________________________   ________________   ____________________________
      (должность)              (подпись)                (Ф.И.О.)

Предприятие

Заключение (Протокол) № измерения радиуса и овальности гнутых отводов (гибов) трубопровода

Трубопровод ______________, рег. N ______ Линия ___________________________ (наименование) (указать при необходимости) Исполнительная схема (формуляр) N _________________________________________

№ п/п	№ отвода (участка) по схеме	Типоразмер (D х S), мм Н	Радиус (R), мм	Наружный диаметр (D ), мм Н
				max D Н	min D Н

Мастер _________________ удостоверение N __ _____________________ _________

         (руководитель                           (кем выдано,     (подпись)
           контроля)                             дата выдачи)

Измерение провел _____________ удостоверение N __ _________________________ (Ф.И.О.) (кем выдано, дата выдачи)

---

(подпись)

                                                  "__" ________ 20__ г.

Предприятие

Заключение № по дефектоскопии сварных соединений трубопровода методом (ультразвукового/радиографического) контроля (ненужное убрать)

                                              "__" ____________ 20__ г.

Трубопровод ______________, рег. N _______ Линия __________________________ (наименование) (указать при необходимости) Исполнительная схема (формуляр) N _________________________________________ Контроль выполнен в соответствии с ________________________________________ (Инструкция, ГОСТ, ОСТ и т.д.) с применением прибора _______, зав. N _______, преобразователями ________, при чувствительности ______________________________________________________ Прибор прошел Госповерку __________________________________________ 200 г.

Результаты контроля

№ п/п	№ сварного соединения или № участков, ограничивающих контролируемый стык	Типоразмер соединения (D х S), мм Н	Характер (описание) обнаруженных дефектов	Оценка качества в баллах	Примечание

Мастер _________________ удостоверение N __ _____________________ _________

         (руководитель                           (кем выдано,     (подпись)
           контроля)                             дата выдачи)

Дефектоскопист ____________ удостоверение N __ __________________ _________ (Ф.И.О.) (кем выдано, (подпись) дата выдачи)

                                                  "__" ________ 20__ г.

Предприятие

Заключение № по измерению толщины стенки тройников и врезок трубопровода

                                              "__" ____________ 20__ г.

Трубопровод ______________, рег. N ______ Линия ___________________________ (наименование) (указать при необходимости) Исполнительная схема (формуляр) N _________________________________________ Измерения выполнялись в соответствии с ____________________________________ (Инструкция, ГОСТ и т.д.) прибором типа ___________, зав. N ___________, преобразователем __________ Прибор прошел Госповерку __________________________________________ 200 г.

№ п/п	№ участка (элемента) по схеме <*>	Типоразмер, мм	Зона элемента (узла)	Толщина стенки, мм
				Предыдущий контроль (19__ г.)	Настоящее обследование (20__ г.) <**>
1	|		штуцер
	-		основная труба (коллектор)
2	|		штуцер
	-		основная труба (коллектор)
3	|		штуцер
	-		основная труба (коллектор)
4	|		штуцер
	-		основная труба (коллектор)
5	|		штуцер
	-		основная труба (коллектор)

Мастер _________________ удостоверение N __ _____________________ _________

         (руководитель                           (кем выдано,     (подпись)
           контроля)                             дата выдачи)

Дефектоскопист ____________ удостоверение N __ __________________ _________ (Ф.И.О.) (кем выдано, (подпись) дата выдачи)

---

<*> Для врезок номер узла рекомендуется изображать в виде:

«|» — а (номер);

«-» — б (номер).

<**> Результаты нескольких замеров разделять через «;», например: 4,3; 4,5;...

<***> В данной графе рекомендуется указать какое в порядковом ряду число (числа) соответствует(ют) замеру в точке коллектора против центральной оси штуцера; например: последнее число (или: два последних числа) соответствует(ют) замеру(ам) против центральной оси штуцера.

Предприятие

Заключение № по измерению толщины стенки колен (гнутых, штампованных и штампосварных отводов) трубопровода

                                              "__" ____________ 20__ г.

Трубопровод ______________, рег. N ______ Линия ___________________________ (наименование) (указать при необходимости) Исполнительная схема (формуляр) N _________________________________________ Измерения выполнялись в соответствии с ____________________________________ (Инструкция, ГОСТ и т.д.) прибором типа ___________, зав. N ___________, преобразователем __________ Прибор прошел Госповерку __________________________________________ 200 г.

№ п/п	№ участка (элемента) по схеме	Типоразмер, мм	Контрольное сечение <*>	Толщина стенки, мм
				Предыдущий контроль (19__ г.)	Настоящее обследование (20__ г.)
					Зона колена
					растянутая	нейтральная <**>	сжатая
1			центральное
			левое
			правое
2			центральное
			левое
			правое
3			центральное
			левое
			правое
4			центральное
			левое
			правое
5			центральное
			левое
			правое

Мастер _________________ удостоверение N __ _____________________ _________

         (руководитель                           (кем выдано,     (подпись)
           контроля)                             дата выдачи)

Дефектоскопист ____________ удостоверение N __ __________________ _________ (Ф.И.О.) (кем выдано, (подпись) дата выдачи)

---

<*> В данной графе указать: с какого положения, т.е. изнутри или снаружи колена, рассматривать контрольное сечение. Для вертикально расположенных колен контрольные сечения обозначать: «центральное; верхнее; нижнее».

<**> При выполнении замеров в двух нейтральных зонах колена рекомендуется результаты изображать в виде дроби (а/в).

<***> В примечании рекомендуется указывать способ изготовления колена: гнутый (в т.ч. крутоизогнутый), штампованный, штампосварной отвод или секторное колено.

Предприятие

Заключение № по измерению толщины стенки элементов и деталей (фланцев, переходов, заглушек, линзовых компенсаторов) трубопровода

                                              "__" ____________ 20__ г.

Трубопровод ______________, рег. N ______ Линия ___________________________ (наименование) (указать при необходимости) Исполнительная схема (формуляр) N _________________________________________ Измерения выполнялись в соответствии с ____________________________________ (Инструкция, ГОСТ и т.д.) прибором типа ___________, зав. N ___________, преобразователем __________ Прибор прошел Госповерку __________________________________________ 200 г.

№ п/п	Наименование элемента (детали)	№ участка (элемента) по схеме	Типоразмер, мм	Толщина стенки, мм		Примечание (пояснение)
				Предыдущий контроль (19__ г.)	Настоящее обследование (20__ г.) <*>	<**>

Мастер _________________ удостоверение N __ _____________________ _________

         (руководитель                           (кем выдано,     (подпись)
           контроля)                             дата выдачи)

Дефектоскопист ____________ удостоверение N __ __________________ _________ (Ф.И.О.) (кем выдано, (подпись) дата выдачи)

---

<*> Результаты нескольких замеров разделять через «;», например: 6,4, 6,8;...

<**> Для переходов и заглушек в примечании указать какие в порядковом ряду числа соответствуют замерам в зоне нижней образующей, например: последнее число (или: два последних числа) соответствует(ют) замеру(ам) по нижней образующей.

Предприятие

Заключение № по измерению толщины стенки участков трубопровода

                                              "__" ____________ 20__ г.

Трубопровод ______________, рег. N ______ Линия ___________________________ (наименование) (указать при необходимости) Исполнительная схема (формуляр) N _________________________________________ Измерения выполнялись в соответствии с ____________________________________ (Инструкция, ГОСТ и т.д.) прибором типа ___________, зав. N ___________, преобразователем __________ Прибор прошел Госповерку __________________________________________ 200 г.

№ точек	№ учков	D х Н	Отбраковоч. размер, мм	Толщина стенки, мм		№ точек	№ учков	D х Н	Отбраковоч. размер, мм мм	Толщина стенки, мм
		S, мм		Предыдущий контроль (19__ г.)	Настоящее обследование (20__ г.)			S, мм		Предыдущий контроль (19__ г.)	Настоящее обследование (20__ г.)

Мастер _________________ удостоверение N __ _____________________ _________

         (руководитель                           (кем выдано,     (подпись)
           контроля)                             дата выдачи)

Дефектоскопист ____________ удостоверение N __ __________________ _________ (Ф.И.О.) (кем выдано, (подпись) дата выдачи)

Предприятие

Заключение № по магнитопорошковому контролю (сварных соединений/поверхности гибов/радиусных переходов арматуры) (ненужное убрать)

                                              "__" ____________ 20__ г.

Трубопровод ______________, рег. N ______ Линия ___________________________ (наименование) (указать при необходимости) Исполнительная схема (формуляр) N _________________________________________ Методика контроля и нормы отбраковки соответствует ________________________ (Инструкция, ГОСТ и т.д.) Контроль выполнен прибором ___________, зав. N ___________________________,

---

Прибор прошел Госповерку __________________________________________ 200_ г.

№ п/п	Наименование контролируемого элемента (изделия)	Номер элемента по схеме	Типоразмер, мм	Объем контроля	Результаты контроля

Мастер _________________ удостоверение N __ _____________________ _________

         (руководитель                           (кем выдано,     (подпись)
           контроля)                             дата выдачи)

Дефектоскопист ____________ удостоверение N __ __________________ _________ (Ф.И.О.) (кем выдано, (подпись) дата выдачи)

---