РД 558-97 стр.1 РД 558-97

 

РД 558-97

 

 

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ПО ТЕХНОЛОГИИ СВАРКИ ТРУБ

ПРИ ПРОИЗВОДСТВЕ

РЕМОНТНО-ВОССТАНОВИТЕЛЬНЫХ РАБОТ

НА ГАЗОПРОВОДАХ

 

 

 

Настоящий руководящий документ (РД) распространяется на сварочные ремонтно-восстановительные работы на газопроводах, подведомственных РАО "Газпром", и устанавливает основные требования к выбору труб, сварочных материалов, к сборке и сварке стыков, резке труб, термической обработке сварных соединений. Приводятся критерии отбраковки труб и свойств сварных соединений, требования к оценке свариваемости труб, аттестации сварочных материалов, технологии сварки, требования по безопасности при выполнении сварочных работ.

РД содержит 4 раздела:

I — РВР на магистральных и промысловых газопроводах;

II — РВР на газопроводах, транспортирующих сероводородсодержащий газ;

III — Подготовительные технические мероприятия;

IV — Охрана труда.

 

I. РВР НА МАГИСТРАЛЬНЫХ И ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОПРОВОДАХ

 

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

 

1.1. Повышение надежности магистральных и промысловых трубопроводов, проблемы ремонтно-восстановительных работ выдвигают задачи по совершенствованию технологии сварки, внедрению в практику нового прогрессивного сварочного оборудования и технологии, повышению эффективности контроля качества сварочных работ.

1.2. К ремонтно-восстановительным работам (РВР) на газопроводах относятся: плановый капитальный ремонт, плановые и аварийные замены арматуры или участков трубопроводов, технологические врезки, ремонт сварных стыков на газопроводах.

1.3. Требования настоящего раздела не распространяются на трубопроводы, предназначенные для транспортировки газа, газового конденсата и других продуктов, оказывающих коррозионное воздействие на металл.

1.4. Настоящий РД разработан на основе данных: СНиП 2.05.06-85 /1/, СНиП III-42-80 /2/, РД 51-108-86 /3/, ВСН 006-89 /4/ и других ведомственных норм и правил, указанных по тексту РД.

1.5. При производстве сварочно-монтажных работ на газопроводах на основе данного РД следует также руководствоваться:

— Типовой Инструкцией по безопасному ведению огневых работ на газовых объектах Мингазпрома /5/;

— Инструкцией по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Мингазпрома /6/;

— Типовой Инструкцией по организации безопасного проведения огневых работ на взрывоопасных и взрывоогнеопасных объектах Госгортехнадзора /17/.

 

2. ТРУБЫ И СОЕДИНИТЕЛЬНЫЕ ДЕТАЛИ (ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ)

 

2.1. Трубы для производства работ следует выбирать в соответствии с требованиями: СНиП 2.05.06-85 — Магистральные трубопроводы /1/, Инструкции по применению стальных труб в газовой промышленности /7/, специальных рекомендаций головной научно-исследовательской организации — ВНИИГАЗа (Приложение 1).

2.2. Применяемые трубы должны иметь сертификат завода-изготовителя, в котором указываются: номер технических условий (ТУ); диаметр и толщина стенки; марка стали; механические свойства основного металла и сварного соединения; химический состав стали; номера партии, плавки, трубы; величина давления заводского гидроиспытания; завод-изготовитель труб и завод-изготовитель металла.

2.3. В металле не допускается наличие трещин, плен, рванин и закатов, а также видимых расслоений.

Царапины, риски и задиры на трубах и деталях трубопроводов глубиной выше 0,2 мм, но не более 5% от толщины стенки устраняют шлифованием, при этом толщина стенки не должна быть выведена за пределы минусового допуска по ТУ. 

2.4. Не допускается повторное применение труб, ранее находившихся в эксплуатации, для изготовления переходных колец, соединительных деталей, для монтажа переходов, участков газопроводов категории "В", I и II.

2.5. Допускается повторное применение труб, ранее находившихся в эксплуатации, на участках газопроводов категорий III, IV. При этом труба должна иметь: сертификат завода-изготовителя (или выписку из сертификата); акт вырезки труб с указанием: номеров труб участка газопровода, даты вырезки, максимального рабочего давления при эксплуатации труб.

Указанные документы прилагаются к исполнительной производственной документации.

2.6. При выполнении капитального ремонта газопровода оценка пригодности труб (секций), вырезанных из нитки газопровода, и определение участков, на которых они могут быть повторно использованы, осуществляются в соответствии с требованиями п.3.1.

2.7. Трубы аварийного запаса, а также трубы (секции) после демонтажа газопровода должны при хранении укладываться на деревянные лежки или специальные настилы (стеллажи) во избежание повреждения их почвенной коррозией.

2.8. Концы труб должны иметь разделку кромок (угол скоса, притупление) с учетом технологических приемов сварки (табл. 1.8., табл. 1.14.)

2.9. Кромки труб после газовой и плазменной резки должны быть обработаны механически — шлифмашинкой, торцевыми фрезерными станками до полного удаления следов огневой резки.

2.10. Новые трубы перед их применением в обязательном порядке должны быть проверены на свариваемость с учетом технологических режимов сварки. Оценка свариваемости труб осуществляется специализированными и головными институтами (см. раздел III).

2.11. Соединительные детали должны изготавливаться в заводских или полустационарных условиях, обеспечивающих достаточно надежный входной контроль материалов, качественную сборку и сварку, контроль неразрушающими методами, термическую обработку и гидроиспытание.

2.12. Соединительные детали должны соответствовать требованиям технических условий (утвержденных в установленном порядке) и иметь паспорт (сертификат) завода-изготовителя и соответствующую маркировку.

2.13. Тройники, тройниковые соединения (прямые врезки), изготавливаемые на ремонтной площадке, должны выполняться в соответствии с техническими требованиями СНиП 2.05.06 — 85 /1/, ВСН 1-84/8/*.

______________

* Для труб аварийного запаса.

 

Примечание.

Применение новых труб должно быть согласовано с ВНИИГАЗом.

 

2.14. Привариваемые к трубам концы деталей должны иметь разделку кромок, обеспечивающую схождение кромок в соответствии с требованиями СНиП III-42-80, п. 4.5. настоящего РД.

2.15. Эквивалент углерода низкоуглеродистых и низколегированных сталей (Сэ) рассчитывается по формуле:

 

,

 

не должен превышать 0,46, где С, Mn, Cr, Mo, V, Ti, Nb, Cu, Ni, B -содержание (% от массы) в составе металла трубной стали соответственно углерода, марганца, хрома, молибдена, ванадия, титана, ниобия, меди, никеля, бора.

По значениям Сэ определяют необходимость и температуру предварительного подогрева металла перед сваркой (табл. 1.11.).

2.16. Значение эквивалента углерода Сэ указывается в технических условиях на поставку труб (максимальные значения), в сертификатах на трубы (физические значения), а также могут быть замаркиркированы непосредственно на трубах.

2.17. Область применения труб при сварочных РВР на газопроводах показана на рис. 1.1.

 

а)

е)

б)

ж)

в)

з)

г)

и)

д)

к)

 

л)

 

Рис. 1.1. Сварочные работы при РВР:

а, б, в — сварка труб;

г — монтаж катушек;

д, е — монтаж катушек, труб с приваркой переходных колец;

ж — ремонт труб сваркой;

з — приварка соединительных деталей;

и — приварка арматуры;

к — заварка технологических отверстий;

л — приварка выводов ЭХЗ

 

3. ОТБРАКОВКА И РЕМОНТ ТРУБ СВАРКОЙ ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

 

3.1 Отбраковка труб

 

3.1.1. Перед проведением сварочно-монтажных работ плети труб (секции) должны быть визуально обследованы по всему периметру для выявления характера и размеров повреждений. Участки труб с предполагаемыми дефектами скрытого характера должны быть обследованы с помощью ультразвукового дефектоскопа ("Крауткремер", УЗЛ 32, УСК — 7) или другими приборами, аттестованными в установленном порядке по утвержденным методикам РАО "Газпром".

3.1.2. Поврежденные места на поверхности трубы должны быть очищены от продуктов коррозии и четко обведены по контуру масляной краской с указанием вида ремонта при помощи следующих обозначений:

— ШЛ — ремонт шлифовкой;

— СВ — ремонт сваркой;

— ЗК — замена катушки.

3.1.3. Глубина повреждений замеряется штангенциркулем по ГОСТ 166-89 или глубиномером, оснащенным индикатором часового типа (ГОСТ 577-68).

3.1.4. Длина и ширина повреждений измеряется при помощи штангенциркуля или металлической линейки. Результаты измерений наносятся на схему развернутой трубы с разбивкой по часовым поясам. В плетях фиксируется смещение продольных сварных швов труб.

3.1.5. Данные о виде повреждений заносятся в специальный журнал (Приложение 7.).

3.1.6. Участки труб с единичными дефектами вида:

— риски, царапины;

— коррозионные каверны

с линейными размерами не более величин, указанных в таблице 1.1, допускается ремонтировать шлифовкой. Запрещается ремонт на переходах через естественные и искусственные препятствия и другие ответственные участки.

Единичными считаются дефекты, расстояние между которыми превышает длину наибольшего из дефектов.

В противном случае дефекты будут рассматриваться как один дефект протяженностью, равной суммарной длине входящих в него дефектов.

3.1.7. Трубы подлежат ремонту только в тех случаях, если дефектные места расположены не ближе 100 мм от сварного шва (кольцевого, продольного) на трубах диаметром до 529 мм; 150 мм — на трубах диаметром 720-820 мм и 200 мм — на трубах диаметром 1020, 1220 и 1420 мм.

3.1.8. Вырезке подлежат участки газопровода со следующими дефектами:

а) дефекты с размерами более величин, указанных в табл. 1.1. и табл. 1.2.;

б) вмятины, гофры;

в) трещины любых размеров;

г) скопления каверн в виде сплошной сетки.

На месте вырезанных участков ввариваются катушки или трубы.

Требования по сварке стыков катушек, труб в соответствии с требованиями подраздела 4.

3.1.9. Сварные стыки секций труб после демонтажа газопровода должны быть проконтролированы физическими методами в объеме 100%. Метод контроля устанавливается по согласованию с Заказчиком, но не менее 25% методом просвечивания.

3.1.10. При контроле состояния труб и сварных соединений с помощью внутренней дефектоскопии (типа "Лайналог"), критерии качества должны регламентироваться специальными Инструкциями, утвержденными РАО "Газпром" и согласованными с Госгортехнадзором России.

3.1.11. Допускается отбраковку и ремонт труб (секций) осуществлять на сварочных стеллажах и местах хранения труб с целью более качественного проведения работ.

 

Таблица 1.1.

 

Допустимые размеры дефектов, подлежащих ремонту шлифовкой (по данным /9/)

Наибольшая глубина дефекта (в % от толщины стенки)

Наибольшая ширина дефекта, мм

Допустимая протяженность дефекта, мм Категория участка газопровода

I-II

III-IV

до 10%

до 10 S

42 S

83 S

10-15 S

37 S

74 S

15-20S

36 S

67 S

20-25 S

30 S

59 S

25-30 S

26 S

57 S

30-35 S

22 S

43 S

до 15%

до 10 S

27 S

55 S

10-15 S

23 S

47 S

15-20 S

19 S

40 S

 

Примечание:

S — толщина стенки трубы (номинальная по проекту или минимальная по ТУ), мм.

 

Глубина дефекта определяется по максимальной глубине точечных повреждений. В случае равномерной коррозии допустимая глубина дефектов уменьшается в два раза. Определение коррозионных повреждений по ГОСТ 5272-68.

 

3.2 Ремонт труб сваркой

 

3.2.1. Настоящие требования распространяются на трубы из углеродистых и низколегированных сталей с нормативным пределом прочности до 588 МПа (60 кгс/м2), ремонт которых осуществляется в условиях трассы при капитальном ремонте линейной части магистральных газопроводов.

3.2.2. Требования п. 3.2. не распространяются на трубы из термоупрочненных сталей.

3.2.3. При производстве сварочных работ, связанных с ремонтом труб, следует также руководствоваться требованиями СНиП III-42-80, ВСН 006-89 и положениями настоящего РД.

3.2.4. К сварочным работам по ликвидации коррозионных каверн допускаются сварщики не ниже 5-го разряда и ознакомленные (по программе — минимум) с положениями настоящего РД. Программа — минимум разрабатывается главным сварщиком и утверждается главным инженером предприятия.

3.2.5. Независимо от квалификации, характера выполняемых сварочных работ и продолжительности перерывов в работе сварщик перед допуском к работе должен пройти предварительную стажировку по заварке каверн в тождественных условиях (на имитированных образцах).

3.2.6. В процессе стажировки сварщиком отрабатываются: техника наплавки, получение требуемой формы и качества швов.

3.2.7. По результатам стажировки сварщик должен выполнить допускную заварку дефектов.

Допускная заварка дефектов выполняется в четырех пространственных положениях (нижнем, потолочном, вертикальном и горизонтальном) трех дефектов допустимых размеров для соответствующей трубы (табл. 1.2) на имитированных образцах, изготовленных из труб, соответствующих по материалу и толщине стенки уложенным на подвергающемся ремонту участке газопровода.

3.2.8. Допускные заварки дефектов подвергаются:

— визуальному осмотру и обмеру, при котором заварка должна удовлетворять требованиям п.п. 3.2.19. — 3.2.22. настоящего РД;

— ультразвуковому или радиографическому контролю в соответствии с требованиями п. 3.2.29.

3.2.9. Если хотя бы одна заварка по визуальному осмотру и обмеру или при физических методах контроля не удовлетворяет требованиям п.п. 3.2.19.-3.2.22., 3.2.29, то производится заварка и повторный контроль еще трех любых дефектов в том же пространственном положении. В случае получения при повторном контроле неудовлетворительных результатов хотя бы на одной заварке, сварщик признается не выдержавшим испытание.

3.2.10. Результаты контроля качества допускной заварки дефектов оформляются в Журнале регистрации результатов контроля допускных заварок дефектов (Приложение 8).

3.2.11. Оценка пригодности труб к ремонту, вид назначаемого ремонта и участок укладки отремонтированных сваркой труб в составе магистрального газопровода определяются в процессе отбраковки труб в соответствии с требованиями п.3.1 настоящего РД.

3.2.12. Дефектные участки на трубах, подлежащие восстановлению сваркой, должны быть отмечены масляной краской и обозначены "СВ" (сварка).

3.2.13. Заварке могут подвергаться дефекты, размеры которых по глубине и протяженности (условному диаметру каверны Ду (рис.1.2.), размерам "А" и "В"(рис. 1.3.)) не превышают значений, указанных в табл. 1.2.

Ремонт труб сваркой допускается при ремонте без замены труб на участках магистральных газопроводов II — IV категорий, исключая переходы через железные и автомобильные дороги, узлы установки линейной арматуры; участки между охранными кранами КС и подводными переходами с пойменными участками.

3.2.14. Ремонту сваркой следует подвергать трубы, имеющие отдельно расположенные единичные дефекты. Отдельно расположенные единичные дефекты — это дефекты, расстояние между которыми должно быть:

— не менее 500 мм при максимальном размере дефекта от 50 до 80 мм;

— не менее 300 мм при максимальном размере дефекта менее или равном 50 мм.

При этом количество дефектов на один погонный метр трубы не должно превышать двух.

3.2.15. Ремонту сваркой не подлежат:

а) дефекты, размеры которых превышают значения, указанные в табл. 1.2., дефекты с остаточной толщиной стенки (S-h) менее 3,0 мм;

б) коррозионные каверны, раковины, расположенные на соединительных деталях;

в) дефекты, расположенные на расстоянии менее: 100 мм при Ду < 50 мм; 300 мм при Ду > 50 мм от сварных швов (продольных, кольцевых);

г) дефекты, имеющие трещины или видимые расслоения металла, а также указанные в п. 3.1.8.

3.2.16. Заварка дефектных мест должна выполняться ручной электродуговой сваркой электродами основного типа.

Перед заваркой дефектное место должно быть обработано механическим способом (фрезой или шлифовкой) в соответствии с рис. 1.2. и 1.3. с целью:

а) получения формы кратера, обеспечивающего равномерное и качественное наложение валиков;

б) полного удаления продуктов коррозии и возможных поверхностных микротрещин.

Прилегающие к кратеру участки должны быть зачищены до металлического блеска на ширину не менее 15 мм. Предварительно с поверхности трубы должны быть удалены остатки изоляции, грязь, масло.

 

а)

 

 

б)

 

 

в)

 

 

г)

 

 

д)

 

 

е)

 

 

 

 

Вид по стр. "А"

 

Рис. 1.2. Схема заварки каверн с круговой обработкой поврежденного участка:

а — коррозионное повреждение;

б — первый наплавочный слой;

в — заполняющие слои;

г — контурный шов;

д — облицовочные слои;

е — обработанная каверна

 

 

 

 

Вид по стр. "А"

 

Рис. 1.3. Схема заварки каверн с эллипсной обработкой поврежденного участка:

Виды а, б, в, г, д, е — аналогичны рис. 1.2.

 

Таблица 1.2/

 

 

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *