Предисловие

 

Разработан коллективом авторов ОАО "АК "Транснефть", ОАО ЦТД "Диаскан", ОАО "ВНИИСТ" в составе:

 

ОАО "АК "Транснефть"	к.т.н. Лисин Ю.В., к.т.н. Ермаченков В.А., Антипов Г.Е.
ОАО ЦТД "Диаскан"	д.т.н. Васин Е.С., Авдеев В.П., Сачков А.Б., Белкин А.А.
ОАО "ВНИИСТ"	к.т.н. Гаспарянц Р.С., д.т.н. Притула В.В., к.т.н. Аладинский В.В.

 

ВНЕСЕН ОАО "АК "Транснефть"

 

СОГЛАСОВАН с Ростехнадзором, письмо № 11-16/36 от «27» сентября 2004 г.

 

ВНЕСЕНЫ Изменения, утвержденные Первым вице-президентом ОАО «АК «Транснефть» Калининым В.В. от 2.11.2005 г., от 29.12.2005 г.

 

 

Введение

 

Настоящий руководящий документ (РД) распространяется на магистральные и технологические нефтепроводы ОАО "АК "Транснефть" (далее нефтепроводы).

В основу настоящего РД положены результаты экспериментальных исследований, проведенных в лаборатории испытаний ОАО ЦТД "Диаскан".

Испытания проводились в соответствии с утвержденной ОАО "АК "Транснефть" и согласованной Госгортехнадзором России "Программой прочностных испытаний различных методов ремонта дефектных участков магистральных нефтепроводов".

Режимы нагружения труб с дефектами и ремонтными конструкциями на испытательном стенде соответствовали максимально возможной нагруженности нефтепроводов при эксплуатации:

- внутренним давлением в сочетании с циклическим изгибом на базе 10000 циклов, что соответствует 30 годам эксплуатации нефтепровода;

- давление в цикле нагружения изменялось с размахом, соответствующим нормативному по СНиП 2.05.06-85* рабочему давлению;

- моментные нагрузки определялись из условия максимально возможных напряжений в трубопроводе от упругого изгиба по СНиП III-42-80*, температурных перепадов, воздействия грунтов и нагрузок при капитальном ремонте с подъемом трубы в соответствии с РД 39-00147105-015-98 "Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов".

По результатам проведенных испытаний, методы ремонта и ремонтные конструкции, выдержавшие в полном объеме 10000 циклов нагружения и статические испытания, определены настоящим РД как постоянные методы ремонта.

По результатам испытаний к методам постоянного ремонта отнесены:

- композитная муфта, установленная по технологии КМТ;

- обжимная приварная муфта;

- галтельная муфта;

- удлиненная галтельная муфта;

- заварка;

- наплавка;

- шлифовка;

- патрубок с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой.

Перечисленные выше методы ремонта применяются для планового (выборочного и капитального) и для аварийного ремонта.

Ремонтные конструкции, которые выдержали менее 10000 циклов нагружения, настоящим РД определены для временного метода ремонта. К ним относятся:

- необжимная приварная муфта;

- муфта с коническими переходами.

Ремонтные муфты этих типов не разрешается применять для планового ремонта, но допускается их применение для аварийного ремонта и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта. Срок применения определен по результатам испытаний.

Ремонтные конструкции, испытание которых не проводилось, не допускаются для применения на магистральных и технологических нефтепроводах ОАО "АК "Транснефть".

 

 

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

 

1.1 Настоящий РД предназначен для назначения методов ремонта дефектов нефтепроводов, обнаруживаемых при внутритрубной диагностике и другими методами неразрушающего контроля, а также при ликвидации аварий.

1.2 Требования настоящего РД являются обязательными при выборочном и капитальном ремонте линейной части нефтепроводов, технологических нефтепроводов НПС и нефтебаз.

1.3 Настоящий РД устанавливает классификацию дефектов на действующих нефтепроводах по очередности выполнения ремонта, определяет необходимость проведения дополнительного дефектоскопического контроля конкретных типов дефектов, регламентирует применение постоянных и временных методов ремонта дефектов. На строящихся нефтепроводах и участках нефтепроводов, на которых выполнена реконструкция или капитальный ремонт с заменой трубы, не допускаются дефекты, относящиеся по данному РД к категориям «дефект, подлежащий ремонту (ДПР)», и «дефект первоочередного ремонта (ПОР)».

1.4 Требования данного РД являются обязательными для ОАО МН ОАО "АК "Транснефть", эксплуатирующих нефтепроводы, а также для подрядчиков, выполняющих работы по ремонту и диагностике нефтепроводов.

 

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

 

В настоящем РД использованы ссылки на следующие нормативные документы:

СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы;

СНиП III-42-80*. Правила производства и приемки работ;

ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ;

ГОСТ 16037-80. Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры;

СП 34-101-98. Выбор для труб магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте;

Стандарт отрасли. "Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности", 2003г.;

РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах;

РД 153-394-086-01. Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы;

РД 153-39.4 Р-119-03. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов;

РД 153-39.4Р-130-2002*. Регламент по вырезке и врезке "катушек", соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов;

Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами, 1997 г.;

Методика определения технического состояния магистральных трубопроводов с трещиноподобными дефектами, 1998 г;

ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03. Регламент и методика проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных и технологических нефтепроводов, 2003 г;

Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение», 2005 г.

Методика расчета на прочность и долговечность труб с коррозионными дефектами потери металла, 2005 г.

Методика расчета на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа "риска", 2005 г.

Методика расчета на прочность и долговечность сварных стыков с дефектами, 2005 г.

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

3 определения и сокращения

 

3.1 В настоящем РД используют следующие термины с соответствующими определениями:

 

Выборочный ремонт нефтепровода	Локальный ремонт линейной части нефтепровода с целью ликвидации дефектов на ограниченном участке нефтепровода.
Галтельная муфта	Ремонтная муфта для ремонта дефектов поперечных сварных швов, привариваемая к трубе и имеющая специальную полость шириной до 100 мм.
Глубина вмятины	Максимальное расстояние от образующей трубы до поверхности трубы во вмятине
Глубина дефекта	Максимальная протяженность дефекта в направлении, перпендикулярном поверхности трубы.
Глубина гофра	Глубина гофра определяется как сумма высоты выпуклости и глубины вогнутости, измеренных от образующей трубы
Дефект, подлежащий ремонту (ДПР)	Каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы, не соответствующие нормативным документам.
Дефект первоочередного ремонта (ПОР)	Дефект, ограничивающий эксплуатацию участка нефтепровода на срок 1 год и менее и снижающий проектную несущую способность нефтепровода, а также дефект, подлежащий ремонту, расчет прочности и долговечности для которого не производится. Параметры дефекта определяются настоящим РД.
Дефектный сварной стык	Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов ДПР.
Длина дефекта	Максимальная протяженность дефекта вдоль оси трубы.
Дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК)	Контроль, проводимый неразрушающими методами с целью уточнения типа и параметров дефекта, обнаруженного ВИП и выявления возможных дополнительных дефектов.
Заварка	Ремонт, заключающийся в восстановлении толщины стенки трубы в местах потери металла и сварного шва методом наплавки.
Замена участка	Замена дефектного участка нефтепровода длиной более заводской длины трубы на трубы, отвечающие требованиям СНиП 2.05.06-85*.
Капитальный ремонт нефтепровода	Плановый ремонт с заменой труб или ремонт стенки, монтажных и заводских сварных швов трубы с заменой изоляционного покрытия нефтепровода.
Катушка	Часть трубы длиной не менее диаметра и не более длины заводской секции трубы, ввариваемая в нефтепровод с помощью двух кольцевых стыков или вырезаемая из нефтепровода с помощью двух кольцевых резов.
Комбинированный дефект	Два и более близкорасположенных дефекта, для которых минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов.
Композитная муфта	Стальная оболочка, не приваренная к телу трубопровода и заполненная композитным составом. Устанавливается по специальной композитно-муфтовой технологии (КМТ).
Метод временного ремонта нефтепровода	Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода на ограниченный период времени.
Метод постоянного ремонта нефтепровода	Метод ремонта, восстанавливающий несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.
Муфта с коническими переходами	Необжимная приварная муфта большего диаметра, имеющая конические переходы от цилиндрической части муфты к поверхности трубы.
Необжимная приварная муфта	Ремонтная конструкция, имеющая полость длиной более 100 мм и привариваемая к трубе с зазором на технологических кольцах.
Несущая способность	Максимальное внутреннее давление, которое может выдержать трубопровод без разрушений и отказов при нормативных нагрузках.
Номинальный диаметр трубы	Наружный диаметр трубы, указанный в ее сертификате
Номинальная толщина стенки трубы	Толщина стенки трубы, указанная в сертификате трубы
Обжимная приварная муфта	Ремонтная конструкция, при установке которой производится обжатие дефектного участка нефтепровода с последующей ее приваркой к трубе.
Ограниченный участок нефтепровода	Участок линейной части нефтепровода длиной до 100 м.
Околошовная зона	Участок основного металла трубы шириной, равной четырем номинальным толщинам стенки трубы в каждую сторону от линии перехода шва к основному металлу.
Ремонтная конструкция	Конструкция, установленная на нефтепроводе для ремонта дефектов.
Коррозионное повреждение секции	Трубная секция, содержащая совокупность коррозионных дефектов с общей площадью всех потерь металла 15% и более от площади наружной поверхности секции, которая может быть отремонтирована только заменой всей секции.
Ширина дефекта (длина по окружности трубы)	Максимальный геометрический размер дефекта по поверхности трубы перпендикулярно ее оси.
Шлифовка	Метод ремонта, заключающийся в снятии в зоне дефекта слоя металла путем шлифования для устранения концентрации напряжений.
Разнотолщинность	Наличие в сварном соединении труб разной толщины

 

3.2. В настоящем РД применяют следующие сокращения:

АК	- Акционерная компания
ВИП	- Внутритрубный инспекционный прибор
ВСН	- Ведомственные строительные нормы
ГОСТ	- Государственный стандарт
ДДК	- Дополнительный дефектоскопический контроль
ДПР	- Дефект, подлежащий ремонту
ИПТЭР	- Институт проблем транспорта энергоресурсов, г. Уфа
КМТ	- Композитно-муфтовая технология
МН	- Магистральный нефтепровод
НПЗ	- Нефтеперерабатывающий завод
НПС	- Нефтеперекачивающая станция
ОАО МН	- Открытое акционерное общество магистральных нефтепроводов
ОАО ВНИИСТ	- Инжиниринговая нефтегазовая компания - Всероссийский научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК, г. Москва
ОСТ	- Стандарт отрасли, стандарт организации
ПОР	- Дефект первоочередного ремонта
РД	- Руководящий документ
СНиП	- Строительные нормы и правила
СП	- Свод правил
ЦБПО	- Центральная база производственного обеспечения
Dн	- Номинальный наружный диаметр трубы
t	- Номинальная толщина стенки трубы
Нв	- Глубина вмятины
НГ	- Глубина гофра
Нд	- Допустимая глубина вмятины или сумма выступа и глубины гофра при ремонте по композитно-муфтовой технологии
d	- минимальный измеренный наружный диаметр трубы

4 Классификация дефектов

 

4.1 Дефекты нефтепровода подразделяются на дефекты, подлежащие ремонту (ДПР), из которых по степени опасности выделяются дефекты первоочередного ремонта (ПОР).

4.2 Дефект, подлежащий ремонту, – каждое отдельное несоответствие нормативным документам: стенки, сварных швов, геометрических форм трубы, а также соединительные, конструктивные детали и приварные элементы на нефтепроводе или входящие в его состав, не соответствующие нормативным документам.

Нормативные документы – действующие на момент утверждения настоящего РД регламенты на изготовление труб, соединительных, конструктивных деталей и приварных элементов для магистральных нефтепроводов, на проектирование, производство и приемку работ по строительству, реконструкции, ремонту магистральных нефтепроводов, ГОСТ, СНиП, ОСТ, ВСН, ТУ и другие документы, согласованные и принятые ОАО «АК «Транснефть».

4.2.1 Дефект первоочередного ремонта – дефект, ограничивающий эксплуатацию участка нефтепровода на срок 1 год и менее и снижающий проектную несущую способность нефтепровода, а также дефект, подлежащий ремонту для которого не определяется прочность и долговечность.

Расчет допустимого срока эксплуатации участка нефтепровода с дефектом выполняется по нормативным документам, согласованным Госгортехнадзором РФ и ОАО «АК «Транснефть» и определяется от даты обнаружения дефекта.

4.2.2 Два и более близкорасположенных дефекта, из приведенных в пп. 4.2.4-4.2.6, классифицируются как комбинированный дефект.

4.2.2.1 Дефекты считаются близкорасположенными, если минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов.

4.2.2.2 Дефект считается примыкающим к сварному шву, если минимальное расстояние от линии перехода шва к основному металлу до границы дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

4.2.3 Критерии классификации дефектов и их сочетаний на ДПР и ПОР приведены в таблице 4.2.

4.2.4 Дефекты геометрии трубы – дефекты, связанные с изменением формы трубы. К ним относятся:

4.2.4.1 "Вмятина" – местное уменьшение проходного сечения трубы без излома оси нефтепровода, возникшее в результате поперечного механического воздействия.

Вмятины по телу трубы без дополнительных дефектов классифицируются как дефекты ПОР по результатам расчета на статическую прочность и долговечность с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее.

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с вмятинами по телу трубы без дополнительных дефектов проводятся в соответствии с «Методикой расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение» [24].

Для вмятин по телу трубы необходимость и сроки проведения ДДК для определения наличия или отсутствия во вмятинах дополнительных дефектов устанавливается расчетом по «Методике расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение» [24].

Вмятины по телу трубы с дополнительным дефектом согласно табл. 4.2, п.1.1 классифицируются как дефекты ПОР.

Вмятины без дополнительных дефектов, расположенные на бездефектном сварном шве или примыкающие к нему (табл.4.2, п.1.3), глубиной равной или более 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более или глубиной равной или более 1% от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм, классифицируются как дефекты ПОР.

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

4.2.4.2 "Гофр" – уменьшение проходного сечения трубы, сопровождающееся чередующимися поперечными выпуклостями и вогнутостями стенки, в результате потери устойчивости от поперечного изгиба с изломом оси нефтепровода.

Гофры по телу трубы без дополнительных дефектов классифицируются как дефекты ПОР по результатам расчета на статическую прочность и долговечность с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее.

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с гофрами по телу трубы без дополнительных дефектов проводятся в соответствии с «Методикой расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение» [24].

Для гофров по телу трубы необходимость и сроки проведения ДДК для определения наличия или отсутствия в гофрах дополнительных дефектов устанавливается расчетом по «Методике расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение» [24].

Гофры по телу трубы с дополнительным дефектом согласно табл. 4.2, п.2.1 классифицируются как дефекты ПОР.

Гофры без дополнительных дефектов, расположенные на бездефектном сварном шве или примыкающие к нему (табл.4.2, п.2.2), глубиной равной или более 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более или глубиной равной или более 1% от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм, классифицируются как дефекты ПОР.

Глубина гофра Нг определяется как сумма высоты выпуклости и глубины вогнутости, измеренных от образующей трубы (см. рис.4.1).

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

 

Рис. 4.1. Глубина дефекта «гофр»

 

4.2.4.3 "Сужение" – уменьшение проходного сечения трубы, при котором сечение трубы имеет отклонение от окружности (Dн-d)/Dн, 2% и более, где Dн - номинальный наружный диаметр трубы, d - минимальный измеренный наружный диаметр трубы (значения d приведены в Приложении Б1, рис. Б1.1).

По величине отношения сужения к номинальному диаметру трубы (Dн-d)/Dн, выраженной в процентах, "сужение" классифицируется как ДПР и ПОР в следующем порядке:

- на прямошовной или бесшовной трубе с нормативным пределом текучести металла трубы равным или более 350 МПа к дефектам ПОР относится: – сужение при значении (Dн-d)/Dн равном 6% и более для труб с отношением Dн/t более 90; – сужение при значении (Dн-d)/Dн равном 5% и более для труб с отношением Dн/t равным 90 и менее;

- на прямошовной или бесшовной трубе с нормативным пределом текучести металла трубы менее 350 МПа к дефектам ПОР относится: – сужение при значении (Dн-d)/Dн равном 5% и более для труб с соотношением Dн/t более 90; – сужение при значении (Dн-d)/Dн равном 4% и более для труб с отношением Dн/t равным 90 и менее;

- на спиральношовной трубе к дефектам ПОР относится:– сужение при значении (Dн-d)/Dн равном 7% и более для труб с отношением Dн/t более 90; – сужение при значении (Dн-d)/Dн равном 6% и более для труб с отношением Dн/t равным 90 и менее.

При значениях d (в миллиметрах) равных или меньших приведенных в таблицах Приложения Б дефекты типа "сужение" подлежат устранению.

Сужения, сужения с бездефектным сварным швом без дополнительных дефектов классифицируются как дефекты ПОР по результатам расчета на статическую прочность и долговечность с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее.

Расчеты статической прочности и долговечности труб с сужениями без дополнительных дефектов проводятся в соответствии с «Методикой расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение» [24].

Сужение по телу трубы в сочетании с вмятиной глубиной более 2% от Дн классифицируется как комбинированный дефект ПОР (значения d и предельно допустимые глубины вмятин Hв приведены в Приложении Б1, рис. Б1.2).

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

4.2.5 Дефекты стенки трубы. К ним относятся:

4.2.5.1 "Потеря металла" – локальное уменьшение толщины стенки трубы в результате коррозионного повреждения. Потери металла делятся на объединенные и одиночные.

Объединенная потеря металла – это группа из двух и более коррозионных дефектов, объединенных в единый дефект, если расстояние между соседними дефектами меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы в районе дефектов. Объединенная потеря металла характеризуется ее габаритной площадью, определяемой крайними точками дефектов из состава группы и равной произведению длины объединенного дефекта L вдоль оси трубы на ширину объединенного дефекта В по окружности трубы, см. рис.4.2. Дефекты, сгруппированные по указанным критериям, в технических отчетах по диагностике, базе данных «Дефект» и актах ДДК описываются как «объединенные потери металла».

Одиночная потеря металла – это один дефект потери металла, расстояние от которого до ближайших потерь металла превышает значение 4-х толщин стенки трубы в районе дефекта.

Объединенные и одиночные внешние потери металла с глубиной одного из дефектов равной и более 1.5 мм, с габаритной площадью 500 см² и более, и расположенные на расстоянии более 1 км от электрифицированных железных дорог или на расстоянии более S_ВЛ от пересечений с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более), классифицируются как дефекты ДПР (методика определения S_ВЛ приведена в Приложении А).

Объединенные и одиночные внешние потери металла с глубиной одного из дефектов равной и более 1.5 мм, с габаритной площадью 500 см² и более, и расположенные на расстоянии 1 км и менее от электрифицированных железных дорог или на расстоянии S_ВЛ и менее от пересечений с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более), классифицируются как дефекты ПОР (методика определения S_ВЛ приведена в Приложении А).

 

 

Рис.4.2. Дефект «объединенная потеря металла» и его габаритная площадь

 

Расстояние от электрифицированной железной дороги до нефтепровода измеряется между осью ближнего внешнего рельса железной дороги и осью нефтепровода. Пересечение нефтепровода с линией электропередачи высокого напряжения 200 кВ и более определяется как пересечение оси нефтепровода с проекцией оси линии электропередачи.

Трубная секция, содержащая совокупность коррозионных дефектов с общей площадью всех потерь металла 15% и более от площади наружной поверхности секции, классифицируется как коррозионное повреждение секции, и может быть отремонтирована только заменой всей секции.

Соединительная деталь трубопровода (отвод, тройник, переходник, заглушка и т.п.), содержащая совокупность коррозионных дефектов с общей площадью всех потерь металла 15% и более от площади наружной поверхности детали, может быть отремонтирована методом шлифовки при условии, что уменьшение толщины стенки детали после шлифовки составит не более 20% от номинальной толщины стенки детали.

Коррозионное повреждение секции, в которой имеется один и более дефектов потери металла глубиной равной или более 20% от толщины стенки трубы в районе дефекта, классифицируется как дефект ПОР.

Потери металла классифицируются как дефекты ПОР по результатам расчета на статическую прочность и долговечность с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее.

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с потерями металла проводятся в соответствии с «Методикой расчета на прочность и долговечность труб с коррозионными дефектами потери металла» [25].

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

4.2.5.2 “Уменьшение толщины стенки” – плавное утонение стенки, образовавшееся в процессе изготовления горячекатаной трубы или технологический дефект проката.

Расчеты статической прочности труб с уменьшением толщины стенки проводятся в соответствии с "Методикой определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами" [14].

4.2.5.3 Механическое повреждение стенки трубы (риска, цапапина, задир, продир, поверхностная вмятина) – дефект поверхности в виде углубления с уменьшением толщины стенки трубы, образованный перемещающимся по поверхности трубы твердым телом, классифицируется по данным ВИП как "риска".

Механические повреждения стенки классифицируются как дефекты ПОР по результатам расчета на статическую прочность и долговечность с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее.

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с механическими повреждениями стенки проводятся в соответствии с «Методикой расчета на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа "риска"» [26].

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

4.2.5.4 "Расслоение" – внутреннее нарушение сплошности металла трубы в продольном и поперечном направлении, разделяющее металл стенки трубы на слои, технологического происхождения.

"Расслоение с выходом на поверхность” (закат, плена прокатная) – расслоение, выходящее на внешнюю или внутреннюю поверхность трубы.

"Расслоение в околошовной зоне" – расслоение, примыкающее к сварному шву (расстояние линии перехода шва к основному металлу до края расслоения меньше или равно значения 4–х толщин стенки трубы).

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) труб с расслоениями проводятся в соответствии со Стандартом отрасли "Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности" [6].

4.2.5.6 "Трещина" – дефект в виде разрыва металла стенки трубы.

4.2.5.7 "Дефект поверхности" – дефект проката на поверхности трубы (раскатанное загрязнение, рябизна, чешуйчатость, перегрев поверхности, вкатанная окалина, раковины от окалины, раковины вдавливания), не выводящий толщину стенки трубы за предельные размеры по ГОСТ 19903-74.

4.2.6 Дефекты сварного соединения (шва)– это дефекты в самом сварном шве или в околошовной зоне. Типы и параметры дефектов сварных соединений регламентируются соответствующими нормативными документами.

К дефектам сварного шва относятся:

4.2.6.1 Трещина, непровар, несплавление – дефекты в виде несплошности металла по сварному шву, классифицируются по данным ВИП как "несплошности плоскостного типа" поперечного, продольного, спирального сварного шва.

4.2.6.2 Поры, шлаковые включения, утяжина, подрез, превышение проплава, наплывы, чешуйчатость, отклонения размеров шва от требований нормативных документов – классифицируются по данным ВИП как "аномалии" поперечного, продольного, спирального сварного шва.

4.2.6.3 Смещение кромок – несовпадение уровней расположения внутренних и наружных поверхностей стенок сваренных (свариваемых) труб (для поперечного сварного шва) или листов (для спиральных и продольных швов) в стыковых сварных соединениях, классифицируется как "смещение" поперечного, продольного, спирального сварного шва.

4.2.6.4 Косой стык – сварное стыковое соединение трубы с трубой (с катушкой, с соединительной деталью), в котором продольные оси труб расположены под углом друг к другу.

Соединение с углом расположения осей труб друг к другу 3 градуса и более классифицируется как дефект "косой стык" поперечного сварного шва.

При наличии в сварном соединении дополнительных дефектов ДПР сварного шва оно классифицируется как дефект "косой стык" при величине угла расположения осей труб друг к другу 1 градус и более.

4.2.6.5. Разнотолщинность стыкуемых труб с отношением толщин стенок более 1,54 включается в состав дефектов ПОР.

4.2.6.6 Дефекты сварных швов классифицируются как дефекты ПОР по результатам расчета на статическую прочность и долговечность с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее.

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) сварных швов с дефектами проводятся в соответствии с «Методикой расчета на прочность и долговечность сварных стыков с дефектами» [27].

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

4.2.6.7 Дефекты сварных швов в сочетании с коррозионными повреждениями, находящимися на сварном шве или примыкающими к сварному шву, с максимальной глубиной коррозионного повреждения более 20% толщины стенки трубы без проведения расчетов переводятся в категорию дефектов ПОР и подлежат первоочередному ремонту.

4.2.6.8 Кольцевой сварной шов, содержащий один и более дефектов ДПР, классифицируется как "дефектный сварной стык". В базах данных, содержащих сведения о дефектах, учету подлежат дефектные сварные стыки без указания в них количества дефектов.

При наличии в дефектном сварном стыке несплошности плоскостного типа дефектный сварной стык классифицируется как дефект ПОР.

Расчеты статической прочности и допустимого срока эксплуатации (долговечности) дефектного сварного стыка проводятся для находящихся в стыке дефектов в соответствии с «Методикой расчета на прочность и долговечность сварных стыков с дефектами» [27].

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

4.2.7 К дефектам нефтепровода относятся недопустимые соединительные детали, конструктивные детали, приварные элементы на линейной части МН, технологических нефтепроводах НПС и нефтебаз.

4.2.7.1. Недопустимые соединительные детали: отводы, тройники, переходники, заглушки незаводского изготовления являются дефектами ПОР. Сварные секторные отводы заводского изготовления, выполненные не по ТУ 102-488-95 «Детали соединительные и узлы магистральных и промысловых трубопроводов», включаются в состав дефектов ДПР. В течение 1-го месяца со дня получения отчета по диагностике ОАО МН должно провести ДДК отвода. По результатам ДДК устанавливается классификация отвода в соответствии с порядком, приведенным в Приложении В.

4.2.7.2. Дефектами ПОР являются следующие недопустимые конструктивные детали нефтепровода:

- вантузы, сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, отборы давления и другие конструктивные детали, выполненные не в соответствии с требованиями действующих нормативных документов ОАО «АК «Транснефть»;

- сварные присоединения (ответвления) диаметром 50 мм и более при отсутствии усиливающих накладок или с размерами накладок менее 0,4 диаметра ответвления, при толщине накладки меньше толщины стенки трубы;

- "чопики" (металлические пробки) диаметром более 12 мм;

Кожухи, касающиеся стенки трубы на переходах через естественные и искусственные преграды, являются дефектами ДПР

4.2.7.3. Дефектами ПОР являются следующие приварные элементы:

- заплаты вварные и накладные всех видов и размеров;

- неразрешенные к применению данным РД ремонтные конструкции; временные ремонтные конструкции у которых закончился срок эксплуатации, указанный в таблице 6.1;

- накладные элементы из труб ("корыта"); а также другие приварные элементы, не разрешенные настоящим РД или другими нормативными документами ОАО «АК «Транснефть».

4.3 Дефекты, параметры которых не могут быть определены только по данным ВИП, а также в которых по данным ВИП могут быть не выявлены дополнительные дефекты, должны быть дополнительно обследованы неразрушающими методами контроля при проведении ДДК. Дефекты, подлежащие ДДК, приведены в таблице 4.1.

Для дефектов ДПР, один из геометрических параметров которых (длина, ширина, глубина) по данным ДДК не соответствует параметрам, указанным в отчете по диагностике более чем на 20%, или имеется факт наличия/отсутствия примыкания к швам или факт наличия/отсутствия дополнительных дефектов, ОАО МН в течение 5-и дней после проведения обследования дефекта направляет в ОАО «ЦТД «Диаскан» акт ДДК дефекта. ОАО «ЦТД «Диаскан» в течение 10-и дней со дня получения акта ДДК проводит выполнение уточненных расчетов на статическую прочность и долговечность дефекта с использованием его фактических параметров и направляет дополнение к техническому отчету по диагностике в ОАО МН.

4.3.1. При выборочном ремонте и капитальном ремонте стенки трубы с заменой изоляции должен проводиться ДДК всех дефектов ДПР на участке ремонта.

 

Дефекты, подлежащие ДДК

 

Таблица 4.1.

 

Описание и параметры дефекта	Цель проведения ДДК
Вмятины, для которых расчетом по методике [24] установлена необходимость проведения ДДК	Определение наличия дополнительных дефектов во вмятине. Срок проведения ДДК устанавливается расчетом по методике [24].
Гофры, для которых расчетом по методике [24] установлена необходимость проведения ДДК	Определение наличия дополнительных дефектов в гофре. Срок проведения ДДК устанавливается расчетом по методике [24].
Сужение, сужение в сочетании со сварным швом при значении d равном или меньшем приведенного в таблицах Приложения Б и большем от d на величину 0.4% от Dн при Dн равном и более 720 мм и большем на величину 0.6% от Dн при Dн менее 720 мм, соответственно: Сужение £ (d + 0.004 Dн) – для Dн ³ 720 мм; Сужение £ (d + 0.006 Dн) – для Dн < 720 мм	Уточнение размеров сужения трубы и наличия дополнительных дефектов
Смещения кромок в поперечных сварных швах	Определение наличия дополнительных дефектов в сварном шве, необходимости и метода их ремонта.
Несплошности плоскостного типа в сварных швах	Уточнение типа дефекта в сварном шве, его параметров, необходимости и метода его ремонта.
Аномалии сварных швов	Уточнение типа дефекта в сварном шве, его параметров, необходимости и метода его ремонта.
Косой стык	Определение наличия дополнительных дефектов в сварном шве, необходимости и метода ремонта.
Сварные секторные отводы заводского изготовления, не соответствующие требованиям настоящего РД	Определение наличия дефектов в сварных швах отвода. Проведение ДДК в течении 6 месяцев.
Конструктивные детали, выявленные ВИП, не соответствующие требованиям Приложения Г.	Проведение ДДК в течение 10 суток. Определение соответствия требованиям Приложения Г и классификации дефекта.

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

Классификация дефектов

 

Таблица 4.2.

 

№	Описание дефекта	Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР)	Дефекты первоочередного ремонта (ПОР)
1.	Вмятина
1.1	Вмятина в сочетании*) с одним или несколькими дефектами ДПР, в том числе: - вмятина с потерей металла ДПР; - вмятина с механическим повреждением ДПР; - вмятина с трещиной; - вмятина с расслоением ДПР; - вмятина с дефектом ДПР сварного шва	Независимо от размеров	Независимо от размеров
1.2	Вмятина в сочетании*) с расслоением, расположенная на сварном шве или примыкающая*) к сварному шву	Независимо от размеров	Независимо от размеров
1.3	Вмятина без дополнительных дефектов, расположенная на бездефектном сварном шве или примыкающая к бездефектному сварному шву	Глубиной равной или более чем: - 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более; - 1 % от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм	Глубиной равной или более чем: - 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более; - 1 % от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм
1.4	Вмятина в месте касания кожуха стенки трубы	Глубиной более 3 мм.	Глубиной более 3 мм.
1.5	Вмятина по телу трубы до проведения ДДК	По результатам расчета по [24]	По результатам расчета по [24]
1.6	Вмятина по телу трубы без дополнительных дефектов	Опасная по результатам расчета на статическую прочность или долговечность	Опасная по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
1.7	Вмятина в сочетании*) с расслоением неопасным по расчету на статическую прочность, без других дефектов и примыкания к сварным швам	Глубиной 1% и более от номинального диаметра трубы и длиной менее 0,5Dн	Глубиной 1% и более от номинального диаметра трубы и длиной менее 0,5Dн
		Глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра трубы и длиной от 0,5Dн до 1.5Dн	Глубиной равной или более 3,5% от номинального диаметра трубы
2.	Гофр
2.1	Гофр в сочетании*) с одним или несколькими дефектами ДПР, в том числе: - гофр с потерей металла ДПР; - гофр с механическим повреждением ДПР; - гофр с трещиной; - гофр с расслоением ДПР; - гофр в сочетании с дефектом ДПР сварного шва	Независимо от размеров	Независимо от размеров
2.2	Гофр без дополнительных дефектов, расположенный на бездефектном сварном шве или примыкающий к бездефектному сварному шву	Глубиной равной или более чем: - 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более; - 1 % от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм	Глубиной равной или более чем: - 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более; - 1 % от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм
2.3	Гофр по телу трубы	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или долговечность	Опасный по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
3.	Сужение
3.1	Сужение в сочетании*) с одним или несколькими дефектами ДПР, в том числе: - сужение с вмятиной ДПР; - сужение с гофром ДПР; - сужение с потерей металла ДПР; - сужение с механическим повреждением ДПР; - сужение с трещиной; - сужение с расслоением ДПР; - сужение с дефектом ДПР сварного шва	При значении (Dн-d)/Dн равном и более 2%	При значении (Dн-d)/Dн равном и более 2%
3.2	Сужение в сочетании*) с вмятиной, расположенной на сварном шве или примыкающей к сварному шву	При значении (Dн-d)/Dн равном и более 2%	При значении (Dн-d)/Dн равном и более 2%
3.3	Сужение в сочетании*) с вмятиной не ДПР	При суммарном сужении d равном или меньшем, чем значения, определенные в Приложении Б	При суммарном сужении d равном или меньшем, чем значения, определенные в Приложении Б
3.4	Сужение, сужение с бездефектным сварным швом	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или долговечность	Опасное по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
			При сужении d равном или меньшем, чем значения, определенные в Приложении Б
4.	Потеря металла (коррозионная), уменьшение толщины стенки трубы (технологическое)
4.1	Объединенные и одиночные внешние потери металла с глубиной одного из дефектов равной и более 1.5 мм, с габаритной площадью равной и более 500 см2	Все дефекты	Расположенные на расстоянии 1 км и менее от электрифицированных железных дорог или на расстоянии SВЛ и менее от пересечений с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более) (определение SВЛ в Приложении А)
			Опасные по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
			Имеется один и более дефектов потери металла глубиной равной или более 0,5t
4.2	Потеря металла (внешняя или внутренняя), расположенная на сварном шве или примыкающая к сварному шву	Глубиной равной или более 0,2t	Опасная по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
			Глубиной равной или более 0,35t
4.3	Потеря металла (внешняя или внутренняя) без примыкания к сварному шву	Глубиной равной или более 0,2t	Опасная по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
			Глубиной равной или более 0,5t
4.4	Внешняя потеря металла, примыкающая к месту касания кожуха стенки трубы	Глубиной равной или более 2,5 мм.	Глубиной равной или более 2,5 мм
4.5	Коррозионное повреждение секции	Общая площадь всех потерь металла равна или превышает 15% от площади наружной поверхности секции	Общая площадь всех потерь металла равна или превышает 15% от площади наружной поверхности секции и имеется один и более дефектов потери металла глубиной равной или более 0,2t
4.6	Уменьшение толщины стенки трубы	Глубиной равной или более 0,2t	Опасное по результатам расчета на статическую прочность
5.	Механическое повреждение стенки трубы
5.1	Риска	Глубиной более 0,2 мм	По результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
6.	Трещина
6.1	Трещина по телу трубы или сварному шву	Независимо от размеров	Независимо от размеров
7.	Расслоение
7.1	Расслоение	Опасное по результатам расчета на статическую прочность	Опасное по результатам расчета на статическую прочность
7.2	Расслоение с выходом на поверхность	Независимо от размеров	Опасное по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
7.3	Расслоение, примыкающее к бездефектному сварному шву	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или долговечность	Опасное по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
7.4	Расслоение в сочетании*) с дефектом ДПР сварного шва	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или долговечность	Опасное по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
8.	Дефект поперечного сварного шва
8.1	Дефектный сварной стык	Сварной стык, содержащий один и более дефектов ДПР	Сварной стык, содержащий один и более дефектов ПОР
			Опасный по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
8.2	Дефект ДПР в поперечном сварном шве (пп. 8.4-8.15), расположенный на расстоянии менее 10 номинальных диаметров от границ дефекта гофр, при угловом положении центра дефекта шва относительно центра гофра в диапазоне 120 ÷ 240 град	Независимо от размеров	Независимо от размеров
8.3	Дефект поперечного сварного шва в сочетании*) с потерей металла глубиной более 0,2t	Независимо от размеров	Независимо от размеров
8.4	Трещина в поперечном сварном шве	Независимо от размеров	Независимо от размеров
8.5	Несплошность плоскостного типа в поперечном сварном шве	Независимо от размеров	Независимо от размеров
8.6	Непровар, несплавление в корне шва	Глубиной более 0,1t или более 1 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
		Длиной более 2t или более 50 мм
		Суммарной длиной более 50 мм на 300 мм шва
8.7	Непровар, несплавление между валиками и по разделке	Глубиной более 0,1t или более 1 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
		Длиной более 2t или более 30 мм
		Суммарной длиной более 30 мм на 300 мм шва
8.8	Аномалия поперечного сварного шва	Глубиной более 0,1t или более 1 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
		Длиной более 2t или более 30 мм
		Суммарной длиной более 30 мм на 300 мм шва
8.9	Поры в поперечном сварном шве	Суммарная площадь проекций пор на плоскость, перпендикулярную оси трубы, на участке длиной 50 мм превышает 5% площади стенки на этом участке	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
8.10	Шлаковые включения в поперечном сварном шве	Глубиной более 0,1t и длиной более 2t	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
		Суммарной длиной более 30 мм на 300 мм шва
8.11	Утяжина в поперечном сварном шве	Глубиной более 2 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
8.12	Подрез в поперечном сварном шве	Глубиной более 0,1t или более 0,5 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
		Длиной более 150 мм
		Суммарной длиной более 150 мм на 300 мм шва
8.13	Превышение проплава поперечного сварного шва	Высотой более 5мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
		Длиной более 50мм
		Суммарной длиной более 50 мм на 300мм шва
8.14	Смещение поперечного сварного шва	Глубиной более 0,2t или более 3 мм при длине более 300мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
		Глубиной от 0,2t до 0,25t, но не более 4мм, более одного дефекта на стык
		Глубиной более 0,25t или более 4 мм
8.15	Разнотолщинность стыкуемых труб	С отношением толщин стенок стыкуемых труб более 1,54	С отношением толщин стенок стыкуемых труб более 1,54
8.16	Косой стык с дефектами шва ДПР (8.4-8.15)	Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 1 градуса	Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 1 градуса
8.17	Косой стык	Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 3 градусов	Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 3 градусов
9.	Дефект продольного или спирального сварного шва
9.1	Дефект продольного (спирального) сварного шва в сочетании*) с потерей металла глубиной более 0,2t	Независимо от размеров	Независимо от размеров
9.2	Трещина в продольном или спиральном сварном шве	Независимо от размеров	Независимо от размеров
9.3	Несплошность плоскостного типа продольного (спирального) шва	Независимо от размеров	Независимо от размеров
9.4	Непровар или несплавление продольного (спирального) шва	Независимо от размеров	Опасный по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.5	Аномалия продольного (спирального) шва	Суммарной длиной более 6,4 мм на длине 152,4 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.6	Удлиненные шлаковые включения	Удлиненные шлаковые включения суммарной длиной более 12,7 мм на длине 152,4 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.7	Круглые шлаковые включения и поры	Суммарной длиной более 6,4 мм на длине 152,4 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.8	Смещение продольного (спирального) шва	Глубиной более 0,1t	Опасный по результатам расчета на статическую прочность
			С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
10.	Недопустимые соединительные и конструктивные детали
10.1	Соединительные детали незаводского изготовления: отводы, тройники, переходники, заглушки	Все детали	Все детали
10.2	Сварные секторные отводы заводского изготовления, выполненные не по ТУ 102-488-95 «Детали соединительные и узлы магистральных и промысловых трубопроводов»	При наличии дефектов ДПР сварных швов или при несоответствии параметров отвода требованиям таблицы В2	При наличии дефектов ДПР сварных швов или при несоответствии параметров отвода требованиям таблицы В2
10.3	Кожух, касающийся стенки трубы	Все кожухи	—
10.4	Вантузы, механические сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики, отборы давления; другие конструктивные детали не соответствующие требованиям действующих нормативных документов	Все конструктивные детали	Все конструктивные детали
10.5	Сварные присоединения (ответвления) диаметром 50мм и более:	- При отсутствии усиливающих накладок - С размерами накладок менее 0,4 диаметра ответвления; - При толщине накладки меньше толщины стенки трубы;	- При отсутствии усиливающих накладок - С размерами накладок менее 0,4 диаметра ответвления; - При толщине накладки меньше толщины стенки трубы;
10.6	Вантузы, механические сигнализаторы, отборы давления, бобышки, чопики, катодные выводы не соответствующие требованиям Приложения Г	Не соответствующие требованиям Приложения Г	Не соответствующие требованиям Приложения Г
10.7	Заплаты, накладные детали из труб	Заплаты вварные и накладные всех видов и размеров; накладные детали из труб ("корыта").	Заплаты вварные и накладные всех видов и размеров; накладные детали из труб ("корыта").
10.8	Ремонтные конструкции, под которыми выявлен рост параметров дефектов	Ремонтные конструкции, под которыми выявлен рост параметров дефектов более, чем на 10%	Ремонтные конструкции, под которыми выявлен рост параметров дефектов более, чем на 10%
11.	Недопустимые ремонтные конструкции
11.1	Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции. Временные ремонтные конструкции, у которых закончился срок эксплуатации	Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции. Временные ремонтные конструкции, у которых закончился срок эксплуатации, указанный в таблице 6.1	Недопустимые настоящим РД ремонтные конструкции. Временные ремонтные конструкции, у которых закончился срок эксплуатации, указанный в таблице 6.1

 

^*) Минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы t в районе дефектов.

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

4.4 В процессе диагностических обследований и ДДК выявляются особенности нефтепровода, которые классифицируются по следующим показателям:

1) Отклонения толщины стенки и геометрической формы трубы от номинальных значений до значений параметров дефектов, подлежащих ремонту (ДПР), указанных в таблице 4.2.

2) Арматура нефтепровода, ремонтные конструкции, приварные контакты ЭХЗ, параметры которых соответствуют требованиям нормативных документов: задвижка, тройник, вантуз, сигнализатор пропуска средств очистки и диагностики (механический), бобышка, отбор давления, отвод, отвод секторный, подкладное кольцо, сегмент подкладного кольца, защитный футляр (кожух), пригруз металлический (чугунный), колодец металлический, чоп, катушка, муфта приварная, композитная муфта КМТ, ремонтная конструкция П7, заварка дефекта.

3) Сварные присоединения.

4) Соединения секций с расстоянием между заводскими швами труб менее 100 мм.

5) Неметаллические включения в металле труб.

6) Посторонние предметы внутри или снаружи нефтепровода.

7) Отложения – слой загрязнений на внутренне поверхности трубы.

Особенности нефтепровода включаются в состав технического отчета по диагностике ВИП WM, MFL, CD. Изменение параметров особенностей контролируется при повторных инспекциях.

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

5 Порядок проведения ремонта дефектов

 

5.1 Устранение дефектов подлежащих ремонту производится выборочным ремонтом отдельных дефектов в соответствии с методами, регламентированными настоящим РД, и при капитальном ремонте с заменой трубы и с заменой изоляции. При капитальном ремонте с заменой изоляции должен производиться ремонт всех имеющихся на данном участке дефектов, подлежащих ремонту, с последующей заменой изоляции.

5.2 Выбор вида ремонта (выборочный, капитальный с заменой труб, капитальный с заменой изоляции) производится в зависимости от:

- технико-экономических показателей по видам и методам ремонта;

- плотностей распределения дефектов ДПР и ПОР по длине нефтепровода;

- плотностей распределения коррозионных дефектов по длине нефтепровода;

- состояния изоляционного покрытия.

5.3. Все выявленные дефекты ПОР и дефекты ПОР, допустимый срок эксплуатации которых заканчивается в текущем году, должны быть устранены в течение текущего года.

5.4 Очередность ремонта дефектов ПОР определяется исходя из следующих критериев:

В первую очередь подлежат ремонту и устранению дефекты:

- расположенные на переходах через водные преграды;

- расположенные на переходах через автомобильные и железные дороги;

- расположенные вблизи населенных пунктов и промышленных объектов;

- расположенные на местности, геодезические отметки и профиль которых при выходе нефти могут привести к попаданию ее в реки, водоемы, населенные пункты и промышленные объекты;

- ограничивающие пропускную способность нефтепровода;

- расположенные в труднодоступных участках нефтепроводов (болота, горные участки и др.).

 

6. Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

 

6.1. Запрещается установка на нефтепроводах заплат всех видов, накладных элементов ("корыта") и других, не разрешенных настоящим РД, конструктивных элементов. Все ранее установленные на нефтепроводах заплаты и накладные элементы должны быть заменены постоянными методами ремонта.

 

6.2 Разрешенные методы ремонта.

6.2.1. Для ремонта дефектов магистральных и технологических нефтепроводов могут применяться следующие методы ремонта:

- Шлифовка;

- Заварка;

- Вырезка дефекта (замена «катушки» или замена участка);

- Установка ремонтной конструкции (муфты, патрубки).

Методы ремонта нефтепроводов подразделяются на методы постоянного ремонта и методы временного ремонта.

6.2.2. К методам постоянного ремонта относятся методы, восстанавливающие несущую способность дефектного участка нефтепровода до уровня бездефектного участка на все время его дальнейшей эксплуатации.

К методам и конструкциям для постоянного ремонта (для типов дефектов, ремонт которых разрешен данным методом в соответствии с таблицами 6.2 – 6.3) относятся шлифовка, заварка, вырезка, композитная муфта, обжимная приварная муфта, галтельная муфта, удлиненная галтельная муфта, патрубок с эллиптическим днищем, допустимый диаметр которого определяется по таблице 6.4.

6.2.3. Конструкции временного ремонта применяются на ограниченный период времени, установка их в плановом порядке запрещается. К конструкциям для временного ремонта относятся необжимная приварная муфта и муфта с коническими переходами. Муфты этих типов разрешается применять для аварийного ремонта с последующей заменой в течение одного календарного месяца и для ремонта гофр на срок не более одного года с обязательной последующей заменой на постоянные методы ремонта.

6.2.4. Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт с коническими переходами, необжимных приварных муфт определяется по таблице 6.1 в зависимости от отношения допустимого рабочего давления в зоне дефекта к проектному давлению нефтепровода.

 

Допустимый срок эксплуатации ранее установленных муфт

 

Таблица 6.1

 

Р доп. раб /Р проект, %	Срок эксплуатации с момента установки, лет
	муфты с коническими переходами	необжимные приварные муфты
100%	3	6
90%	4	7
80%	5	9
70%	6	12
60%	8	15
50% и менее	12	15

 

По истечении срока, указанного в таблице 6.1 и отсчитываемого с момента проведения установки, муфты с коническими переходами, необжимные приварные муфты должны быть заменены постоянными методами ремонта.

Дефекты в сочетании с приваренными к трубе кольцами, оставшимися после демонтажа элементов необжимных приварных муфт или муфт с коническими переходами, а также вварные и накладные заплаты, могут быть отремонтированы с помощью композитных муфт.

6.2.5. Допускается в качестве временного метода ремонта дефекта ДПР в поперечном сварном шве, расположенного на расстоянии менее 10 номинальных диаметров от границ дефекта гофр, при угловом положении центра дефекта шва относительно центра гофра в диапазоне 120 ÷ 240 град (п. 8.2 табл.4.2) применять установку галтельной муфты или композитной муфты на поперечный сварной шов с одновременной установкой на гофр (если он относится к категории ДПР или ПОР) ремонтной конструкции в соответствии с пп. 2.1 –2.4 табл. 6.2. Допускается в качестве временного метода ремонта коррозионного повреждения трубной секции применять установку обжимной приварной муфты. Допустимый срок эксплуатации установленных ремонтных конструкций – 3 года.

6.3 Методы ремонта дефектов различных типов

В таблицах 6.2 и 6.3 приведены разрешенные настоящим РД методы постоянного ремонта дефектов нефтепроводов с учетом параметров дефекта и несущей способности ремонтной конструкции.

На рисунках таблиц 6.5 и 6.6 показаны типы ремонтных конструкций, используемых при ремонте в соответствии с настоящим РД.

Методы постоянного ремонта дефектов линейной части МН

 

Таблица 6.2.

 

№ в таб. 4.2	Описание дефекта	Дефекты, подлежащие ремонту (ДПР)	Дефекты первоочередного ремонта (ПОР)	Дефект и его параметры	Метод ремонта
1.1	Вмятина в сочетании*) с одним или несколькими дефектами ДПР, в том числе: - вмятина с потерей металла ДПР; - вмятина с механическим повреждением ДПР; - вмятина с трещиной	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с дополнительным дефектом глубиной до 20% от толщины стенки трубы на внешней поверхности трубы при глубине вмятины до 1% от номинального диаметра трубы.	Шлифовка доп. дефекта. Ремонт вмятины по пп.1.4, 1.6
				ДПР и ПОР с дополнительным дефектом глубиной до 10% от толщины стенки трубы на внешней поверхности трубы при глубине вмятины свыше 1% и не более 3,5% от номинального диаметра трубы.	Шлифовка доп. дефекта.
1.2	Вмятина в сочетании*) с коррозионной потерей металла	Независимо от размеров	Независимо от размеров		Ремонт вмятины по пп.1.4, 1.6
1.1	Вмятина в сочетании*) с одним или несколькими дефектами ДПР, в том числе: - вмятина с расслоением ДПР; - вмятина с дефектом ДПР сварного шва	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
1.3	Вмятина в сочетании*) с расслоением, расположенная на сварном шве или примыкающая к сварному шву	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
				ДПР и ПОР в околошовной зоне поперечного сварного шва	Галтельная муфта
1.4	Вмятина без дополнительных дефектов, расположенная на бездефектном сварном шве или примыкающая к бездефектному сварному шву	Глубиной равной или более чем: - 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более; - 1 % от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм	Глубиной равной или более чем: - 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более; - 1 % от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
				ДПР и ПОР в околошовной зоне продольного сварного шва	Обжимная приварная муфта
				ДПР и ПОР в околошовной зоне поперечного сварного шва	Галтельная муфта
1.7	Вмятина по телу трубы без дополнительных дефектов	Глубиной 1% и более от номинального диаметра трубы и длиной менее 0,5Dн	Глубиной 1% и более от номинального диаметра трубы и длиной менее 0,5Dн	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
		Глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра трубы и длиной от 0,5 Dн до 1.5 Dн	Глубиной равной или более 3,5% от номинального диаметра трубы	ДПР и ПОР с допустимым сужением	Обжимная приварная муфта
1.8	Вмятина в сочетании*) с расслоением, неопасным по расчету на статическую прочность, без других дефектов и примыкания к сварным швам	Глубиной 1% и более от номинального диаметра трубы и длиной менее 0,5Dн	Глубиной 1% и более от номинального диаметра трубы и длиной менее 0,5Dн	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
		Глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра трубы и длиной от 0,5 Dн до 1.5 Dн	Глубиной равной или более 3,5% от номинального диаметра трубы	ДПР и ПОР с допустимым сужением	Обжимная приварная муфта
*) Минимальное расстояние от границы одного дефекта до границы другого дефекта меньше или равно значения 4-х толщин стенки трубы t в районе дефектов.
2.1	Гофр в сочетании*) с одним или несколькими дефектами ДПР, в том числе: - гофр с потерей металла ДПР; - гофр с механическим повреждением ДПР; - гофр с трещиной	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с дополнительным дефектом глубиной до 20% от толщины стенки трубы на внешней поверхности трубы при глубине гофра до 1% от номинального диаметра трубы.	Шлифовка дополнительного дефекта. Ремонт гофра по пп.2.3, 2.4
2.2	Гофр в сочетании*) с коррозионной потерей металла	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР с дополнительным дефектом глубиной до 10% от толщины стенки трубы на внешней поверхности трубы при глубине гофра свыше 1% и не более 3,5% от номинального диаметра трубы.	Шлифовка дополнительного дефекта. Ремонт гофра по пп.2.3, 2.4
2.1	Гофр в сочетании*) с одним или несколькими дефектами ДПР, в том числе: - гофр с расслоением ДПР; - гофр в сочетании с дефектом ДПР сварного шва	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
2.3	Гофр без дополнительных дефектов, расположенный на бездефектном сварном шве или примыкающий к бездефектному сварному шву	Глубиной равной или более чем: - 6 мм при номинальном диаметре 600 мм и более; - 1 % от номинального диаметра трубы при диаметре менее 600 мм		ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до Нд (таблица 6.2а)	Композитная муфта
2.4	Гофр по телу трубы без дополнительных дефектов	Глубиной от 1% до 3,5% от номинального диаметра трубы		ДПР и ПОР высотой до 6% от номинального диаметра трубы	Удлиненная галтельная муфта
3.1	Сужение в сочетании*) с одним или несколькими дефектами ДПР, в том числе: - сужение с вмятиной ДПР; - сужение с гофром ДПР; - сужение с потерей металла ДПР; - сужение с механическим повреждением ДПР; - сужение с трещиной; - сужение с расслоением ДПР; - сужение с дефектом ДПР сварного шва	При значении (Dн-d)/Dн равном и более 2%	При значении (Dн-d)/Dн равном и более 2%	ДПР и ПОР	Вырезка
3.2	Сужение в сочетании*) с вмятиной, расположенной на сварном шве или примыкающей к сварному шву	При значении (Dн-d)/Dн равном и более 2%	При значении (Dн-d)/Dн равном и более 2%	ДПР и ПОР	Вырезка
3.3	Сужение в сочетании*) с вмятиной не ДПР	При суммарном сужении d равном или меньшем, чем значения, определенные в Приложении Б	При суммарном сужении d равном или меньшем, чем значения, определенные в Приложении Б	ДПР и ПОР	Вырезка
3.4	Сужение, сужение с бездефектным сварным швом	При сужении d равном или меньшем, чем значения, определенные в Приложении Б	При сужении d равном или меньшем, чем значения, определенные в Приложении Б	ДПР и ПОР	Вырезка
4.1	Объединенные и одиночные внешние потери металла с глубиной одного из дефектов равной и более 1.5 мм, с габаритной площадью равной и более 500 см2	Все дефекты	Расположенные на расстоянии 1 км и менее от электрифицированных железных дорог или на расстоянии SВЛ и менее от пересечений с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более) (определение SВЛ в Приложении А) Опасные по результатам расчета на статическую прочность, С допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее, Имеется один и более дефектов потери металла глубиной равной или более 0,5t	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до 90% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до	Композитная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 70% от толщины стенки трубы при любой длине	Композитная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 70% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до Dн	Обжимная приварная муфта
				ДПР и ПОР, примыкающие к поперечному сварному шву и расположенные в зоне шириной до 0,75Dн-100мм в каждую сторону от поперечного сварного шва, глубиной до 70% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до Dн	Удлиненная сварная галтельная муфта
				ДПР и ПОР в околошовной зоне поперечного сварного шва глубиной до 70% от толщины стенки трубы	Галтельная муфта (П4,П5)
				ДПР и ПОР одиночные глубиной до 70% от толщины стенки с остаточной толщиной стенки не менее 5 мм и максимальными линейными размерами до 3t с расстоянием между соседними дефектами не менее наименьшего дефекта или не менее 4t	Заварка
				ДПР и ПОР глубиной до 30% от толщины стенки с остаточной толщиной стенки не менее 5 мм, площадью не более Dн∙t и длиной не более	Заварка
				ДПР и ПОР глубиной до 20% от толщины стенки трубы	Шлифовка
4.2	Потеря металла на внешней поверхности трубы, расположенная на сварном шве или примыкающая к сварному шву	Глубиной равной или более 0,2t	Опасная по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее, или глубиной равной или более 0,35t	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до 90% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до	Композитная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 70% от толщины стенки трубы при любой длине	Композитная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 70% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до Dн	Обжимная приварная муфта
4.3	Потеря металла на внешней поверхности трубы без примыкания к сварному шву	Глубиной равной или более 0,2t	Опасная по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее, или глубиной равной или более 0,5t	ДПР и ПОР, примыкающие к поперечному сварному шву и расположенные в зоне шириной до 0,75Dн-100мм в каждую сторону от поперечного сварного шва, глубиной до 70% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до Dн	Удлиненная сварная галтельная муфта
				ДПР и ПОР в околошовной зоне поперечного сварного шва глубиной до 70% от толщины стенки трубы	Галтельная муфта (П4,П5)
4.5	Уменьшение толщины стенки трубы на внешней поверхности трубы	Глубиной равной или более 0,2t	Опасное по результатам расчета на статическую прочность	ДПР и ПОР одиночные глубиной до 70% от толщины стенки с остаточной толщиной стенки не менее 5 мм и максимальными линейными размерами до 3t с расстоянием между соседними дефектами не менее наименьшего дефекта или не менее 4t	Заварка
				ДПР и ПОР глубиной до 30% от толщины стенки с остаточной толщиной стенки не менее 5 мм, площадью не более Dн∙t и длиной не более	Заварка
5.1	Риска на внешней поверхности трубы	Глубиной более 0,2 мм	Глубиной равной или более 0,4 мм	ДПР и ПОР глубиной до 20% от толщины стенки трубы	Шлифовка
4.2	Потеря металла на внутренней поверхности трубы, расположенная на сварном шве или примыкающая к сварному шву	Глубиной равной или более 0,2t	Опасная по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее, или глубиной равной или более 0,35t	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до 50% от толщины стенки трубы	Композитная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 50% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до Dн	Обжимная приварная муфта
4.3	Потеря металла на внутренней поверхности трубы без примыкания к сварному шву	Глубиной равной или более 0,2t	Опасная по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее, или глубиной равной или более 0,5t	ДПР и ПОР, примыкающие к поперечному сварному шву и расположенные в зоне шириной до 0,75Dн-100мм в каждую сторону от поперечного сварного шва, глубиной до 50% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до Dн	Удлиненная сварная галтельная муфта
4.6	Уменьшение толщины стенки трубы на внутренней поверхности трубы	Глубиной равной или более 0,2t	Опасное по результатам расчета на статическую прочность	ДПР и ПОР в околошовной зоне поперечного сварного шва глубиной до 50% от толщины стенки трубы	Галтельная муфта (П4,П5)
5.1	Риска на внутренней поверхности трубы	Глубиной более 0,2 мм	Глубиной равной или более 0,4 мм
4.5	Коррозионное повреждение секции	Общая площадь всех потерь металла равна или превышает 15% от площади наружной поверхности секции	Общая площадь всех потерь металла равна или превышает 15% от площади наружной поверхности секции и имеется один и более дефектов потери металла глубиной равной или более 0,2t	ДПР и ПОР	Вырезка
6.1	Трещина по телу трубы	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР глубиной до 70% от толщины стенки трубы при длине по окружности трубы до 0.6 длины окружности трубы.	Композитная муфта
					Обжимная приварная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 70% от толщины стенки трубы при длине по оси трубы до 0,5 Dн	Композитная муфта
					Обжимная приварная муфта
				ДПР и ПОР, примыкающие к поперечному сварному шву и расположенные в зоне шириной до 0,75Dн-100мм в каждую сторону от поперечного сварного шва, глубиной до 70% от толщины стенки трубы при длине по оси трубы до 0,5Dн	Удлиненная сварная галтельная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 30% от толщины стенки трубы при любой длине	Композитная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 30% от толщины стенки трубы при длине по оси трубы до Dн	Обжимная приварная муфта
				ДПР и ПОР глубиной до 20% от толщины стенки трубы на внешней поверхности трубы	Шлифовка
1.5	Вмятина в месте касания кожуха стенки трубы	глубиной более 3 мм.	глубиной более 3 мм.	ДПР и ПОР	замена кожуха и ремонт дополнительного дефекта во вмятине в соответствии с требованиями табл. 6.2
4.4	Внешняя потеря металла, примыкающая к месту касания кожуха стенки трубы	глубиной равной или более 2,5 мм	глубиной равной или более 2,5 мм	ДПР и ПОР	замена кожуха и ремонт дефекта в соответствии с требованиями табл. 6.2
7.1	Расслоение	Опасное по результатам расчета на статическую прочность	Опасное по результатам расчета на статическую прочность	ДПР и ПОР	Вырезка
					Композитная муфта
					Обжимная приварная муфта
				ДПР и ПОР, расположенные в зоне шириной до 0,75Dн-100мм от поперечного сварного шва	Удлиненная сварная галтельная муфта
7.2	Расслоение с выходом на поверхность	Независимо от размеров	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР с глубиной до 70% от толщины стенки трубы	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной до 70% от толщины стенки трубы при длине вдоль оси трубы до Dн	Обжимная приварная муфта
				ДПР и ПОР, расположенные в зоне шириной до 0,75Dн-100мм от поперечного сварного шва	Удлиненная сварная галтельная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной до 20% от толщины стенки трубы при выходе расслоения на внешнюю поверхность трубы	Шлифовка
7.3	Расслоение, примыкающее к бездефектному сварному шву	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР	Вырезка
					Композитная муфта
7.4	Расслоение в сочетании*) с дефектом ДПР сварного шва	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР в околошовной зоне поперечного сварного шва, расположенные в зоне шириной до 0,75Dн-100мм от поперечного сварного шва	Удлиненная сварная галтельная муфта
8.2	Дефект ДПР в поперечном сварном шве (пп. 8.4-8.15), расположенный на расстоянии менее 10 номинальных диаметров от границ дефекта гофр, при угловом положении центра дефекта шва относительно центра гофра в диапазоне 120 ÷ 240 град	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
8.1	Дефектный сварной стык	Сварной стык, содержащий один и более дефектов ДПР	Сварной стык, содержащий один и более дефектов ПОР, или опасный по результатам расчета на статическую прочность ( или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее)	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР с суммарной длиной по окружности трубы до 0,6 длины окружности трубы при глубине не более 90% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине по окружности трубы более 0,6 длины окружности трубы.	Композитная муфта
8.3	Дефект поперечного сварного шва в сочетании*) с потерей металла глубиной более 0,2t	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР с глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине дефекта по окружности трубы до 0,5 длины окружности трубы.	Галтельная муфта
8.5	Несплошность плоскостного типа в поперечном сварном шве	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР подрезы облицовочного шва максимальной глубиной не более 20% от толщины стенки трубы и видимые дефекты на поверхности облицовочных швов (отдельные поры, сетки и цепочки пор, незаваренные кратеры) при суммарной длине дефектов по окружности трубы до 1/6 длины окружности трубы.	Заварка
8.6	Непровар, несплавление в корне шва	Глубиной более 0,1t или более 1 мм; Длиной более 2t или более 50 мм; Суммарной длиной более 50 мм на 300 мм шва	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР с недопустимой геометрией и неудовлетворительным формированием шва (недостаточное усиление шва, недостаточная ширина шва, отсутствие плавного перехода на основной металл, чешуйчатость более 1мм).	Заварка
				ДПР и ПОР типа «чешуйчатость сварного шва», наплывы высотой более 3мм , «поры выходящие на поверхность» с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в ГОСТ 16037-80	Шлифовка
				ДПР и ПОР превышение высоты усиления сварного шва по ГОСТ 16037-80.	Шлифовка
8.7	Непровар, несплавление между валиками и по разделке	Глубиной более 0,1t или более 1 мм; Длиной более 2t или более 30 мм; Суммарной длиной более 30 мм на 300 мм шва	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР с суммарной длиной по окружности трубы до 0,6 длины окружности трубы при глубине не более 90% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине по окружности трубы более 0,6 длины окружности трубы.	Композитная муфта
8.8	Аномалия поперечного сварного шва	Глубиной более 0,1t или более 1 мм; Длиной более 2t или более 30 мм; Суммарной длиной более 30 мм на 300 мм шва	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР с глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине дефекта по окружности трубы до 0,5 длины окружности трубы.	Галтельная муфта
				ДПР и ПОР подрезы облицовочного шва максимальной глубиной не более 20% от толщины стенки трубы и видимые дефекты на поверхности облицовочных швов (отдельные поры, сетки и цепочки пор, незаваренные кратеры) при суммарной длине дефектов по окружности трубы до 1/6 длины окружности трубы.	Заварка
8.9	Поры в поперечном сварном шве	Суммарная площадь проекций пор на плоскость, перпендикулярную оси трубы, на участке длиной 50 мм превышает 5% площади стенки на этом участке	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР с недопустимой геометрией и неудовлетворительным формированием шва (недостаточное усиление шва, недостаточная ширина шва, отсутствие плавного перехода на основной металл, чешуйчатость более 1мм).	Заварка
8.10	Шлаковые включения в поперечном сварном шве	Глубиной более 0,1t и длиной более 2t; Суммарной длиной более 30 мм на 300 мм шва	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР типа «чешуйчатость сварного шва», наплывы высотой более 3мм , «поры выходящие на поверхность» с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в ГОСТ 16037-80	Шлифовка
				ДПР и ПОР превышение высоты усиления сварного шва по ГОСТ 16037-80.	Шлифовка
8.11	Утяжина в поперечном сварном шве	Глубиной более 2 мм	Опасная по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР с суммарной длиной по окружности трубы до 0,6 длины окружности трубы при глубине не более 90% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине по окружности трубы более 0,6 длины окружности трубы.	Композитная муфта
8.12	Подрез в поперечном сварном шве	Глубиной более 0,1t или более 0,5 мм; Длиной более 150 мм; Суммарной длиной более 150 мм на 300 мм шва	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР с глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине дефекта по окружности трубы до 0,5 длины окружности трубы.	Галтельная муфта
8.13	Превышение проплава поперечного сварного шва	Высотой более 5мм; Длиной более 50мм; Суммарной длиной более 50 мм на 300мм шва	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР подрезы облицовочного шва максимальной глубиной не более 20% от толщины стенки трубы и видимые дефекты на поверхности облицовочных швов (отдельные поры, сетки и цепочки пор, незаваренные кратеры) при суммарной длине дефектов по окружности трубы до 1/6 длины окружности трубы.	Заварка
8.14	Смещение поперечного сварного шва	Глубиной более 0,2t или более 3 мм при длине более 300мм; Глубиной от 0,2t до 0,25t, но не более 4мм, более одного дефекта на стык; Глубиной более 0,25t или более 4 мм	Опасное по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР с недопустимой геометрией и неудовлетворительным формированием шва (недостаточное усиление шва, недостаточная ширина шва, отсутствие плавного перехода на основной металл, чешуйчатость более 1мм).	Заварка
				ДПР и ПОР типа «чешуйчатость сварного шва», наплывы высотой более 3мм , «поры выходящие на поверхность» с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в ГОСТ 16037-80	Шлифовка
				ДПР и ПОР превышение высоты усиления сварного шва по ГОСТ 16037-80.	Шлифовка
8.4	Трещина в поперечном сварном шве	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР с суммарной длиной по окружности трубы до 0,6 длины окружности трубы при глубине не более 90% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине по окружности трубы более 0,6 длины окружности трубы.	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине дефекта по окружности трубы до 0,5 длины окружности трубы.	Галтельная муфта
8.15	Разнотолщинность стенок стыкуемых труб	С отношением толщин стенок стыкуемых труб более 1,54	С отношением толщин стенок стыкуемых труб более 1,54	ДПР и ПОР	Вырезка
					Композитная муфта
					Галтельная муфта
8.16	Косой стык с дефектами шва ДПР (8.4-8.15)	Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 1 градуса	Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 1 градуса	ДПР и ПОР.	Вырезка
8.17	Косой стык	Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 3 граду сов	Угол между осями стыкуемых труб равен или больше 3 граду сов	ДПР и ПОР величиной до 4 градусов без дополнительных дефектов, либо с дополнительным дефектом сварного шва глубиной не более 70% от толщины стенки трубы при суммарной длине по окружности трубы не более 0,6 длины окружности трубы.	Композитная муфта
9.2	Трещины в продольном сварном шве	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
				ДПР и ПОР с длиной по оси трубы до 0,5Dн при глубине не более 70% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной не более 30% от толщины стенки трубы при любой длине по оси трубы	Композитная муфта
9.2	Трещины в спиральном сварном шве	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР с параметрами, указанными в таблице 4.2	Вырезка
				ДПР и ПОР с суммарной длиной по окружности трубы до 0.6 длины окружности трубы при глубине не более 70% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с суммарной длиной по оси трубы до 0.5Dн на длине сварного шва 1,5Dн при глубине не более 70% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
				ДПР и ПОР с глубиной не более 30% от толщины стенки трубы при суммарной длине по окружности трубы более 0.6 длины окружности трубы или при длине по оси трубы более Dн	Композитная муфта
9.1	Дефект продольного сварного шва в сочетании*) с потерей металла глубиной более 0,2t	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
9.3	Несплошность плоскостного типа продольного шва	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОРс длиной по оси трубы до Dн при глубине не более 70% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
9.4	Непровар или несплавление продольного шва	Независимо от размеров	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР с глубиной не более 30% от толщины стенки трубы при любой длине по оси трубы	Композитная муфта
9.5	Аномалия продольного шва	Суммарной длиной более 6,4 мм на длине 152,4 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.6	Удлиненные шлаковые включения продольного шва	Удлиненные шлаковые включения суммарной длиной более 12,7 мм на длине 152,4 мм	Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.7	Круглые шлаковые включения и поры продольного шва	Суммарной длиной более 6,4 мм на длине 152,4 мм	Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.8	Смещение продольного шва	Глубиной более 0,1t	Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.1	Дефект спирального сварного шва в сочетании*) с потерей металла глубиной более 0,2t	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР	Вырезка
9.3	Несплошность плоскостного типа спирального шва	Независимо от размеров	Независимо от размеров	ДПР и ПОР с суммарной длиной по окружности трубы до 0,6 длины окружности трубы при глубине не более 70% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
9.4	Непровар или несплавление спирального шва	Независимо от размеров	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР с суммарной длиной по оси трубы до Dн на длине сварного шва 1,5Dн при глубине не более 70% от толщины стенки трубы.	Композитная муфта
9.5	Аномалия спирального шва	Суммарной длиной более 6,4 мм на длине 152,4 мм	Опасный по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.6	Удлиненные шлаковые включения спирального шва	Удлиненные шлаковые включения суммарной длиной более 12,7 мм на длине 152,4 мм	Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее	ДПР и ПОР с глубиной не более 30% от толщины стенки трубы при суммарной длине по окружности трубы более 0,6 длины окружности трубы или при длине по оси трубы более Dн	Композитная муфта
9.7	Круглые шлаковые включения и поры спирального шва	Суммарной длиной более 6,4 мм на длине 152,4 мм	Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее
9.8	Смещение спирального шва	Глубиной более 0,1t	Опасные по результатам расчета на статическую прочность или с допустимым сроком эксплуатации 1 год и менее

Допустимая глубина вмятин и гофров при ремонте по композитно-муфтовой технологии

 

Таблица 6.2а

 

Dн, мм	325	377	426	530	720	820	1020	1220
Нд, мм	33	38	43	53	50	48	45	45

 

Н_д – допустимая глубина вмятины или сумма высоты выпуклости и глубины вогнутости гофра

 

Методы постоянного ремонта дефектов соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов

 

Таблица 6.3

 

Параметры недопустимых соединительных и конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций	Метод ремонта
Недопустимые соединительные детали: отводы, тройники, переходники, заглушки незаводского изготовления; сварные секторные отводы заводского изготовления при наличии дефектов ДПР сварных швов или при несоответствии параметров отвода требованиям таблицы В2; Недопустимые конструктивные детали (конструктивные детали, не соответствующие требованиям действующих нормативных документов ОАО «АК «Транснефть»): вантузы; сигнализаторы пропуска средств очистки и диагностики; отборы давления; "чопики" (металлические пробки) с параметрами, не соответствующими требованиям РД 153-39.4-114-01 [7]; сварные присоединения (ответвления) диаметром 50мм и более при отсутствии усиливающих накладок или с размерами накладок менее 0,4 диаметра ответвления; при толщине накладки меньше толщины стенки трубы; технологические отверстия, врезки. Недопустимые приварные элементы: заплаты всех видов и размеров, накладные элементы ("корыта"). Нерегламентированные ремонтные конструкции. Временные конструкции, у которых закончился срок эксплуатации.	Вырезка
Кожухи касающиеся стенки трубы	Замена кожуха
Заплаты накладные и вварные с любыми параметрами, технологические кольца от ранее установленных муфт, "чопики" (металлические пробки) с параметрами, не соответствующими требованиям РД 153-39.4-114-01 [7], и выступающие внутрь трубы не более ,чем на 5мм.	Композитная муфта
Технологические отверстия, врезки, "чопики" (металлические пробки) с параметрами, не соответствующими требованиям РД 153-39.4-114-01 [7], и выступающие внутрь трубы не более, чем на 5мм.	Патрубок с эллиптическим днищем
Заплаты вварные с длиной по оси трубы не более Dн	Обжимная приварная муфта
Патрубки с эллиптическим днищем и без усиливающей накладки, сварные присоединения (ответвления) диаметром 50мм и более при отсутствии усиливающих накладок	Установка усиливающей накладки
Соединительные детали трубопроводов (отводы, тройники, переходники, заглушки и т.п.) с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки: потеря металла с общей площадью всех потерь металла 15% от площади наружной поверхности детали, риски, расслоения с выходом на поверхность, мелкие трещины, а также дефекты «аномалии сварного шва» (чешуйчатость, поры выходящие на поверхность) с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в ГОСТ 16037-80	Шлифовка

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

Допустимые диаметры приварных патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой

 

Таблица 6.4

 

Диаметр нефтепровода, мм	Допустимые диаметры приварных патрубков, мм
377	108
426	108
530	108, 159
720	108, 159, 219
820	108, 159, 219
1020	108, 159, 219
1220	108, 159, 219, 325

 

Примечание:

Толщина стенки патрубка должна выбираться в соответствии с его диаметром, а именно:

для диаметров патрубка 108 мм – допустимая толщина стенки 6; 8 мм

159 мм – допустимая толщина стенки 8; 10; 12 мм

219 мм – допустимая толщина стенки 8; 10; 12; 16 мм

325 мм – допустимая толщина стенки 10; 16 мм.

 

Ремонтные конструкции для постоянного ремонта

 

Таблица 6.5

 

Обозначение	Ремонтная конструкция	Описание ремонтной конструкции
П1		Композитная муфта, устанавливаемая по технологии КМТ
П2		Обжимная приварная муфта с технологическими кольцами, длина муфты определяется длиной дефекта в соответствии с п. 7.5.2, но не более 3000 мм.
П3		Галтельная муфта для ремонта поперечных сварных швов.
П4		Галтельная муфта с короткой полостью для ремонта поперечных сварных швов (высота галтели не более 40мм с заполнением антикоррозионной жидкостью).
П5		Сварная галтельная муфта с технологическими кольцами для ремонта поперечных сварных швов.
П5У		Удлиненная сварная галтельная муфта с технологическими кольцами для ремонта поперечных сварных швов и дефектов в стенке трубы, примыкающих к поперечному сварному шву и расположенных в зоне шириной до 0,75Dн - 100 мм в каждую сторону от поперечного сварного шва.
П6		Удлиненная галтельная муфта для ремонта гофр с заполнением антикоррозионной жидкостью.
П7		Приварной патрубок с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой (воротником) для ремонта технологических отверстий и врезок

 

Ремонтные конструкции для временного ремонта

 

Таблица 6.6

 

Обозначение	Ремонтная конструкция	Описание ремонтной конструкции
В1		Приварная необжимная муфта с технологическими кольцами и заполнением антикоррозионной жидкостью.
В2		Приварная муфта с коническими переходами и заполнением антикоррозионной жидкостью.

 

7. Требования к проведению РЕМОНТА нефтепроводов РАЗЛИЧНЫМИ МЕТОДАМИ

 

7.1 Общие положения.

В данном разделе приводятся основные положения технологий ремонта нефтепроводов, применяемых при выборочном и капитальном ремонте.

Ремонт методом шлифовки, заварки и установкой муфт проводится без остановки перекачки нефти.

Каждый ремонт должен отражаться в паспорте нефтепровода.

Ремонтные муфты монтируются на действующем нефтепроводе, как при остановке, так и без остановки перекачки при давлениях, ограниченных условиями: безопасностью производства работ и давлением, определяемым из условий технологии установки муфты. При установке муфт давление должно соответствовать наименьшему из давлений, определяемому по перечисленным условиям.

Ремонтные конструкции должны быть изготовлены в заводских условиях по техническим условиям и конструкторской документации, разработанной в установленном порядке и иметь паспорт.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

Устранение дефектов при капитальном ремонте выполняется при давлении в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.

 

7.2 Шлифовка.

Шлифовка используется для ремонта участков труб и соединительных деталей (отводы, тройники, переходники, заглушки и т.п.) с дефектами глубиной до 20% от номинальной толщины стенки трубы типа потеря металла (коррозионные дефекты, риски), расслоение с выходом на поверхность, мелких трещин, а также дефектов типа "аномалии сварного шва" (чешуйчатость, поры выходящие на поверхность) с остаточной высотой усиления не менее значений, указанных в ГОСТ 16037-80.

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

7.3 Заварка дефектов.

Заварку разрешается применять для ремонта дефектов тела трубы типа "потеря металла" (коррозионные язвы, риски) с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5 мм, а также дефектов типа "аномалии поперечного сварного шва" (поры, выходящие на поверхность, подрезы сварного шва, недостаточное или отсутствующее усиление, недостаточная ширина шва) на сварных швах в соответствии с таблицей 6.2.

Заварка допускается, если глубина и максимальный линейный размер одиночного дефекта (длина, диаметр) или его площадь не превышают величин, указанных в таблице 6.2. Расстояние между смежными повреждениями должно быть не менее 4t (t - номинальная толщина стенки трубы). Расстояние от завариваемых дефектов до сварных швов, в т.ч. до спиральных, должно быть не менее 4t.

Заварку разрешается проводить только на полностью заполненном нефтепроводе. Выполнение заварки на частично заполненном нефтепроводе не допускается.

При выборочном ремонте максимальное допустимое давление в нефтепроводе не выше 2,5 МПа.

Процедура выполнения подготовки и выполнения сварочных работ по заварке дефектов на теле трубы должна соответствовать требованиям, приведенным в [22].

Процедура выполнения подготовки и выполнения сварочных работ по заварке дефектов поперечных сварных швов должна соответствовать требованиям, приведенным в [20].

Наплавленный металл подвергается визуальному, магнитопорошковому контролю для выявления внешних дефектов и ультразвуковому контролю для выявления внутренних дефектов. Результаты контроля должны оформляться в виде заключений.

 

7.4 Вырезка дефекта (замена «катушки»).

7.4.1 При этом способе ремонта участок трубы с дефектом («катушка») должен быть вырезан из нефтепровода и заменен бездефектной «катушкой». Вырезка дефекта должна применяться в случае обнаружения недопустимого сужения проходного диаметра нефтепровода, невозможности обеспечения требуемой степени восстановления нефтепровода при установке муфт (протяженная трещина, глубокая вмятина с трещиной или коррозией), экономической нецелесообразности установки муфт из-за чрезмерной длины дефектного участка.

7.4.2 Порядок организации и выполнения работ по вырезке и врезке «катушек», требования к врезаемым «катушкам» определяются РД 153-39.4Р-130-2002.* «Регламент по вырезке и врезке «катушек», соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов».

Технология ремонта методом замены участка должна соответствовать действующим нормативным документам, отвечающим требованиям вновь строящегося трубопровода.

 

7.5 Установка ремонтных муфт.

7.5.1 Требования на изготовление муфт.

Муфты должны быть изготовлены в заводских условиях в соответствии с утвержденными в установленном порядке техническими условиями, конструкторской документацией, технологической картой, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

Применение муфт и других ремонтных конструкций, изготовленных в полевых условиях (в трассовых условиях) запрещается.

Муфты должны быть изготовлены из листового материала или из новых (не бывших в эксплуатации) прямошовных или бесшовных труб, предназначенных для сооружения магистральных нефтепроводов.

Для изготовления муфт применяются низколегированные стали марок 09Г2С, 10ХСНД, 13Г1С-У, 17Г1С-У или аналогичные им. Толщина стенки муфты и ее элементов при одинаковой прочности металла трубы и муфты должна быть не меньше толщины стенки ремонтируемой трубы. При меньшей нормативной прочности металла муфты номинальная толщина ее стенки должна быть увеличена в соответствии с расчетом по п.8.3 СНиП 2.05.06.-85*. При этом толщина стенки муфты не должна превышать толщину стенки трубы более чем на 20% (допускается превышение 20% при округлении величины толщины стенки муфты до ближайшего стандартного значения толщины листа). При установке муфты на дефект «разнотолщинность стыкуемых труб» учитывается наибольшая толщина стенки трубы входящей в соединение. Все элементы муфты должны быть одинаковой толщины.

Дефекты в виде трещин, закатов, вмятин, задиров и рисок на поверхности муфт не допускаются. Установка муфт должна производиться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-086-01 «Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы».

7.5.2 Перед установкой ремонтных муфт необходимо тщательно удалить изоляционное покрытие с дефектного участка нефтепровода для последующей обработки поверхности, согласно технологии установки применяемой муфты. В целях правильности выбора ремонтной конструкции необходимо определить тип и фактические параметры дефекта с составлением акта проведения дефектоскопического контроля.

Приварная муфта должна перекрывать место дефекта не менее чем на 100 мм от края дефекта. Длина муфт выбирается в зависимости от длины ремонтируемого дефекта, с учетом ограничений таблиц 6.2-6.5 и в соответствии с требованиями технологии на установку муфт данного типа. Длина обжимной приварной муфты с технологическими кольцами не должна превышать 3000 мм. Длина цилиндрической части удлиненной галтельной муфты для ремонта гофр не должна превышать 1,5D_н. Длина полости галтельной муфты с короткой полостью, в которой должен находиться поперечный сварной шов ремонтируемого участка, не должна превышать 100 мм.

В местах приварки муфты и ее элементов к трубе нефтепровода должна быть проведена проверка на отсутствие дефектов стенки трубы. При наличии дефектов в стенке трубы приварка муфты в данном месте не допускается.

7.5.3 Композитная муфта устанавливается по композитно-муфтовой технологии. Композитные материалы должны быть испытаны и допущены к применению установленным порядком.

7.5.4 Подъем и опускание нефтепровода при ведении работ по установке муфт не допускаются.

7.5.5 Максимальное допустимое давление в нефтепроводе при установке приварных ремонтных муфт должно быть не более 2,5 МПа.

7.5.6 Все сварные швы муфты при изготовлении должны пройти 100% визуальный и радиографический контроль. При установке муфты на трубу все монтажные сварные швы и околошовные зоны поверхности основного металла должны пройти контроль в соответствии с требованиями РД 153-39.4-086-01 «Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы».

7.5.7. Допускается установка на трубную секцию не более одной муфты, кроме муфт для ремонта кольцевых сварных стыков.

 

7.6 Установка патрубков с эллиптическим днищем и усиливающей накладкой.

7.6.1 Патрубки должны быть изготовлены в соответствии с утвержденными техническими условиями, технологическим процессом, должны иметь маркировку, паспорт и сертификаты на применяемые материалы.

7.6.2 Установка патрубков должна производиться в соответствии с требованиями РД 153-39.4-086-01 «Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы». Расстояние между швами усиливающей накладки патрубков и сварными швами трубы, в т.ч. спиральными, должно быть не менее 100 мм.

7.6.3 Высота патрубка должна быть не менее половины диаметра патрубка, но не менее 100 мм. Максимальный диаметр патрубка определяется в соответствии с таблицей 6.4. Патрубок должен иметь такой диаметр, чтобы расстояние от внутренней поверхности патрубка до края дефекта было не менее 4 толщин стенки ремонтируемой трубы. Усиливающая накладка должна иметь ширину не менее 0,4 диаметра патрубка и иметь технологические отверстия, а толщина накладки должна приниматься равной толщине стенки трубы.

7.6.4 Эллиптические днища применяются заводского изготовления и должны иметь следующие размеры:

- высота не менее 0,4 диаметра патрубка,

- высота цилиндрической части равна 0,1 диаметра патрубка,

- радиус сферической части не менее диаметра патрубка,

- радиус перехода сферической части к цилиндрической не более диаметра патрубка;

В стенке патрубка должно быть выполнено отверстие диаметром 8 мм для выхода газов при сварке после окончания работы в отверстие забивается "чопик" и обваривается.

7.6.5 Контроль всех сварных соединений проводится в соответствии с требованиями РД 153-394-086-01 «Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы».

7.6.6 Работы при приварке патрубков проводятся при величине давления в нефтепроводе не более 2,5 МПа.

 

7.7. Квалификация сварщиков.

К выполнению сварочных работ при установке муфт и заварке дефектов на действующем нефтепроводе допускаются электросварщики, аттестованные на сварку ремонтных конструкций (муфт) и заварку коррозионных повреждений труб в соответствии с действующими правилами аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства системы магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть".

 

7.8. Восстановление изоляции.

Для восстановления изоляции в зоне ремонта используются материалы, разрешенные к применению в системе ОАО «АК «Транснефть». Защитные свойства наносимых изоляционных покрытий должны соответствовать защитным свойствам покрытия нефтепровода. Работы по подготовке поверхности и нанесению изоляции проводятся в соответствии с требованиями нормативных документов, действующих в системе ОАО «АК «Транснефть».

 

7.9. Общие требования по обеспечению безопасности ремонтных работ

Для обеспечения безопасности при проведении ремонтных работ необходимо обеспечить выполнение требований регламентов, норм и правил в области охраны труда и техники безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов, пожарной безопасности при проведении сварочных и других огневых работ на объектах ОАО «АК «Транснефть» и других действующих в Компании нормативных документов.

 

7.10. Общие требования по обеспечению экологической безопасности

При выполнении ремонтных работ необходимо соблюдать требования защиты окружающей природной среды, сохранения её устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования, установленные законодательством об охране природы. Работы должны вестись в соответствии с требованиями регламентов по обеспечению экологической безопасности в процессе эксплуатации и производства работ в дочерних акционерных обществах системы ОАО "АК "Транснефть".

При выполнении строительно-монтажных работ необходимо соблюдать требования защиты окружающей природной среды, сохранения её устойчивого экологического равновесия и не нарушать условия землепользования, установленные законодательством об охране природы. Работы должны вестись в соответствии с требованиями Регламента проведения производственного экологического контроля в процессе эксплуатации и производства работ в дочерних акционерных обществах ОАО “АК “Транснефть”.

В местах загрязнения окружающей среды необходимо организовать контроль за содержанием нефтепродуктов в воде, воздухе и почве с целью определения степени загрязнения и своевременного принятия мер по устранению причин и последствий загрязнения.

В планах производства работ должны быть указаны мероприятия по охране окружающей природной среды, разработанные для конкретных условий. При этом необходимо также учитывать, что вредное воздействие на окружающую среду растет с увеличением срока ремонта и возрастанием объемов работ.

Сельскохозяйственные и лесные угодья должны быть возвращены в состояние, пригодное для использования по назначению.

Предписания органов Госкомприроды подлежат безусловному выполнению ремонтно-строительными подразделениями ОАО МН.

По окончании ремонтных работ должна быть проведена рекультивация нарушенных земель согласно РД 39-00147105-006-97.

При невозможности восстановления коренной растительности необходимо создавать её искусственные формы посевом быстрорастущих видов трав с развитой корневой системой.

Природовосстановительные работы считаются завершенными, если отсутствуют:

- участки с невосстановленным растительным покровом;

- места, загрязненные нефтью, горюче-смазочными материалами, строительными и бытовыми отходами;

- места разрушения естественного ландшафта.

 

 

Приложение А

(обязательное)

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ РОСТА КОРРОЗИОННЫХ ДЕФЕКТОВ СТЕНКИ ТРУБ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

 

А1. Скорость роста каждого коррозионного дефекта определяется по данным последней и предыдущей инспекций ВИП WM по формуле:

,                                                       (А.1)

где d₂ - глубина дефекта при последней инспекции ВИП;

d₁ - глубина дефекта при предыдущей инспекции ВИП;

ΔТ - период времени между инспекциями.

 

(Измененная редакция, Изм. от 2.11.2005 г.)

 

А2. Для участков МН, на которых проводилась только первичная инспекция WM, скорость коррозии обнаруженных дефектов определяется по формуле (А.2) по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным дефектоскопами WM на нефтепроводах ОАО "АК "Транснефть":

,                                                       (А.2)

где  - средняя скорость роста коррозионных дефектов;

N - количество растущих дефектов коррозии;

V_корр,i - скорость роста глубины i-го растущего дефекта коррозии, определяемая по формуле (А.1);

Для участков трубопроводов, находящихся на расстоянии более 1 км от электрифицированных железных дорог или на расстоянии более S_ВЛ (рис. А.1) от пересечений с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более), , определенная на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным на указанных участках нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть", равна 0,14 мм/год (значения S_ВЛ приведены в табл. А.1).

Для участков трубопроводов, расположенных на расстоянии 1 км и менее от электрифицированных железных дорог или на расстоянии S_ВЛ (рис. А.1) и менее от пересечений с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более), , определенная на основе данных по всем растущим коррозионным дефектам, выявленным на указанных участках нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть", равна 0,18 мм/год (значения S_ВЛ приведены в табл. А.1).

 

(Измененная редакция, Изм. от 2.11.2005 г.)

 

А3. Для участков МН, на которых проводилась повторная инспекция WM, скорость коррозии впервые выявленных дефектов определяется по формуле (А.2) по всем растущим коррозионным дефектам на данном конкретном участке МН.

 

(Измененная редакция, Изм. от 2.11.2005 г.)

 

А4. Для участков МН, расположенных на расстоянии более 1 км от электрифицированных железных дорог или на расстоянии более S_ВЛ от пересечений с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более), в расчетах остаточного ресурса труб коэффициент запаса прочности по долговечности по критерию достижения коррозионными дефектами размеров, соответствующих категории ПОР, принимается равным 1,3.

Для участков МН, расположенных на расстоянии 1 км и менее от электрифицированных железных дорог или на расстоянии S_ВЛ и менее от пересечений с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более), в расчетах остаточного ресурса труб с коррозионными дефектами, коэффициент запаса прочности по долговечности принимается равным 1,5.

 

 

Рис.А.1. Пересечение нефтепровода с линией электропередач высокого напряжения

 

А5. Исходные данные для определения расстояния S_ВЛ от пересечений МН с линиями электропередачи высокого напряжения (200 кВ и более): угол пересечения линии электропередачи высокого напряжения (ВЛ) с трассой нефтепровода, удельное сопротивление грунта и сопротивление изоляции нефтепровода на участке его пересечения с ВЛ, и значения S_ВЛ - определяются ОАО МН. Перечисленные исходные данные и значения S_ВЛ ОАО МН направляют на экспертизу в ОАО «ВНИИСТ».

После экспертизы ОАО «ВНИИСТ» перечисленных данных ОАО МН предоставляет в ОАО ЦТД «Диаскан» в составе технического задания на проведение диагностики размеры зон пересечения ВЛ с трассой нефтепровода (2S_ВЛ) в виде номеров трубных секций начала и конца зоны пересечения ВЛ с трассой нефтепровода.

ОАО ЦТД «Диаскан» в соответствии с настоящим РД определяет классификацию коррозионных дефектов в зонах пересечений ВЛ с трассой нефтепровода (2S_ВЛ), вносит изменения в базу данных «Дефект» и выпускает дополнение к техническому отчету по диагностике.

 

Таблица А.1

 

Размер S_ВЛ в зависимости от диаметра нефтепровода, угла пересечения¹⁾ нефтепровода и ВЛ, удельного сопротивления грунта²⁾ и сопротивления изоляции участка нефтепровода³⁾

 

Диаметр нефтепровода	Угол пересечения	Удельное сопротивление грунта, Ом×м	Сопротивление изоляции участка МН, Ом×м2	Размер SВЛ, м
До 820 мм включительно	60° и более	Менее 10	Менее 3000	150
			От 3000 до 20000	500
			Более 20000	1000
		От 10 до 100	Менее 1000	300
			От 1000 до 10000	750
			Более 10000	1000
		Более 100	Менее 1000	500
			От 1000 до 3000	750
			Более 3000	1000
	от 15° до 59° включительно	Менее 10	Менее 10000	250
			От 10000 до 30000	560
			Более 30000	750
		От 10 до 100	Менее 3000	350
			От 3000 до 20000	560
			Более 20000	750
		Более 100	Менее 1000	400
			От 1000 до 3000	560
			Более 3000	750
	Менее 15°	Независимо от значений	Независимо от значений	0
Более 820 мм	60° и более	Менее 10	Менее 10000	150
			От 10000 до 30000	500
			Более 30000	750
		От 10 до 100	Менее 3000	300
			От 3000 до 20000	500
			Более 20000	750
		Более 100	Менее 3000	300
			От 3000 до 20000	750
			Более 20000	1000
	от 15° до 59° включительно	Менее 10	Менее 10000	120
			От 10000 до 30000	350
			Более 30000	560
		От 10 до 100	Менее 3000	250
			От 3000 до 20000	350
			Более 20000	560
		Более 100	Менее 3000	350
			От 3000 до 20000	560
			Более 20000	750
	Менее 15°	Независимо от значений	Независимо от значений	0

 

Примечания к таблице А.1:

1) Угол пересечения измеряется с точностью до 1 градуса (рис. А.1). При угле пересечения менее 15° величина S_ВЛ=0.

2) Удельное сопротивление грунта определяется как средняя величина в пределах расстояния от дефекта до точки пересечения магистрального нефтепровода с ВЛ.

3) Сопротивление изоляции участка нефтепровода определяется в соответствии с «Методикой расчета интегрального сопротивления изоляции участка нефтепровода в зоне защиты единичной защитной установки» (п. А6).

 

А6. методика расчета интегрального сопротивления изоляции участка нефтепровода в зоне защиты единичной защитной установки

 

А6.1. Рассчитать наложенный защитный потенциал в точке дренажа защитной установки на нефтепроводе:

, В

где f_о – суммарный измеренный защитный потенциал в точке дренажа защитной установки на нефтепроводе, В;

f_е – естественный потенциал свободной коррозии (без электрохимзащиты) нефтепровода в точке дренажа защитной установки, В (для расчета можно использовать значения f_е, приведенные в таблице А.2).

 

Таблица А.2.

 

Расчетные значения естественного потенциала нефтепровода

 

 

А6.2. Рассчитать интегральное сопротивление изоляции на участке нефтепровода вблизи точки дренажа защитной установки:

, Ом×м²,

где i_з – защитный ток установки электрохимзащиты, А.

Для условий многониточной трубопроводной системы при расчете необходимо учитывать только ток единичного обследуемого нефтепровода, измеряя его методом падения напряжения на соединительной перемычке с остальной трубопроводной системой:

, А,

где DU_п – замеренное падение напряжения на перемычке, В;

R_п – сопротивление перемычки:

, Ом,

где l_п – длина перемычки, м;

S_п – площадь сечения перемычки, мм²;

к_п – удельное сопротивление материала перемычки (в случае выполнения перемычки медным проводником – к_п = 0,018, алюминевым проводником – к_п = 0,028, стальным проводником – к_п = 0,24);

r_т – продольное сопротивление нефтепровода

, Ом/м,

где D_н – наружный диаметр трубопровода, мм;

d – толщина стенки трубы, мм;

l_з – длина плеча зоны защитной установки, м;

D_т – диаметр нефтепровода, м;

К_д – коэффициент защитного действия (К_д = 2 при наличии двух плеч защиты, К_д = 1 при одном плече защиты);

R^*_из – расчетные значения сопротивления изоляции, Ом×м:

.                                                          (А.3)

Решение уравнения (А.3) зависит от безразмерного коэффициента:

В результате интегральное сопротивление изоляции на участке нефтепровода вблизи точки дренажа защитной установки:

Значения g(lg(k_f)) определяются по графику на рисунке А.2.

 

 

Рис.А.2. График g(lg(k_f)).

 

А6.3. Рассчитать наложенный защитный потенциал в конце плеча зоны защиты нефтепровода единичной защитной установки:

, В,

где f_l – суммарный измеренный защитный потенциал в конце плеча зоны защиты нефтепровода единичной защитной установкой, В;

f_е^* – естественный потенциал свободной коррозии (без электрохимзащиты) нефтепровода в конце плеча зоны защиты нефтепровода единичной защитной установкой, В (для расчета можно использовать значения f_е^*, приведенные в таблице А.2).

А6.4. Рассчитать интегральное сопротивление изоляции на участке нефтепровода в конце зоны защиты единичной защитной установки:

, Ом×м².

А6.5. Рассчитать среднее значение сопротивления изоляции нефтепровода в пределах плеча зоны защиты единичной защитной установки:

, Ом×м².

А6.6. Значение Sвл рассчитывается по программе для ЭВМ «Программа определения размера зоны влияния блуждающих токов (Sвл)» на основании вводимых в нее исходных данных: угла пересечения линии электропередачи высокого напряжения (ВЛ) с трассой нефтепровода, удельного сопротивления грунта и сопротивления изоляции нефтепровода на участке его пересечения с ВЛ.

Приложение Б

(обязательное)

 

ТАБЛИЦА дефектов типа "СУЖЕНИЕ" и "СУЖЕНИЕ в сочетании с ВМЯТИНОЙ" ПОДЛЕЖАЩИХ УСТРАНЕНИЮ ПРИ ЗНАЧЕНИИ РАВНОМ ИЛИ МЕНЕЕ "d"

(для труб с пределом текучести металла 350 МПа и более*)

 

Характеристики трубы		d, мм		Предельно допустимая глубина вмятины (2%Dн) на основном металле трубы на участке с сужением
				Нв, мм
Диаметр трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Прямошовная и бесшовная труба	Спиралешовная труба	Прямошовная, бесшовная и спиралешовная труба
426	5 ¸ 9	405	400	8.5
530	6,5¸10	503	498	10.6
720	7¸8	677	670	14.4
	9 и более	684	677	14.4
820	7¸9	771	763	16.4
	10 и более	779	771	16.4
1020	9¸11	959	949	20.4
	12 и более	969	959	20.4
1220	10¸13	1147	1135	24.4
	14 и более	1159	1147	24.4

 

* Марки сталей труб с пределом текучести 350 МПа и более, применяемые на нефтепроводах ОАО "АК "Транснефть":

17ГС, 17Г1С, 17Г1С-У, 13ГС, 13Г1С-У, 10Г2СД (МК), 17Г2СФ, 15ГСТЮ, 12Г2СБ, 15Г2С, 12Г2СФ, 13Г2АФ, 14Г2САФ, 16Г2САФ,

10Г2ФБЮ, Ц, ИМПОРТНЫЕ МАРКИ

 

ТАБЛИЦА дефектов типа "СУЖЕНИЕ" и "СУЖЕНИЕ в сочетании с ВМЯТИНОЙ" ПОДЛЕЖАЩИХ УСТРАНЕНИЮ ПРИ ЗНАЧЕНИИ РАВНОМ ИЛИ МЕНЕЕ "d"

(для труб с пределом текучести металла менее 350 МПа**)

 

Характеристики трубы		d, мм	Предельно допустимая глубина вмятины (2%Dн) на основном металле трубы на участке с сужением
			Нв, мм
Диаметр трубы, мм	Толщина стенки трубы, мм	Прямошовная труба	Прямошовная труба
426	5 ¸ 9	409	8.5
530	6,5¸10	509	10.6
720	7¸8	684	14.4
	9 и более	691	14.4
820	7¸9	779	16.4
	10 и более	787	16.4
1020	9¸11	969	20.4
	12 и более	979	20.4

 

** Марки сталей труб с пределом текучести менее 350 МПа , применяемые на нефтепроводах ОАО "АК "Транснефть" :

09Г2С, 14ГН, 14ХГС, 19Г, вСт3сп, 10сп, Сталь10, Сталь20, Сталь3, Сталь4

ПРИЛОЖЕНИЕ Б1

 

Схемы измерения величины минимального диаметра трубы d для дефектов "сужение" и "сужение в сочетании с вмятиной"

 

Рис. Б1.1 Схема измерения параметров дефекта "сужение". Фактический центр сужения может быть смещен от центра трубы с номинальным диаметром.	1) Величина минимального наружного диаметра трубы d измеряется микрометром гладким в соответствии с "Регламентом и методикой проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных и технологических нефтепроводов", (ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03, [18]).
Рис. Б1.2 Схема измерения параметров комбинированного дефекта "сужение в сочетании с вмятиной".	2) Измерение параметров комбинированного дефекта "сужение в сочетании с вмятиной" производится при расположении вмятины на расстоянии равном радиусу трубы в обе стороны от верхней или нижней образующей трубы . Глубина вмятины измеряется в соответствии с "Регламентом…" [18].

Приложение В

(обязательное)

 

Порядок определения классификации сварных секторных отводов, выполненных не по ТУ 102-488-95 «Детали соединительные и узлы магистральных и промысловых трубопроводов»

 

Определение классификации сварных секторных отводов заводского изготовления, выполненных не по ТУ 102-488-95 «Детали соединительные и узлы магистральных и промысловых трубопроводов», проводится ОАО МН.

В течение 1-го месяца со дня получения отчета по диагностике ОАО МН направляет в ОАО ВНИИСТ документацию по характеристикам сварного секторного отвода (заполненные таблицы В1 и В2), копии паспорта на отвод, результатов контроля сварных швов отвода (акт ДДК с результатами обследования неразрушающими методами контроля).

По результатам экспертизы документации ОАО «ВНИИСТ» предоставляет заключение о классификации отводов в ОАО МН и ОАО ЦТД «Диаскан». ОАО ЦТД «Диаскан» вносит указанную информацию в базу данных «Дефект» и выпускает дополнение к техническому отчету.

 

Таблица В1

 

Характеристики сварного секторного отвода заводского изготовления для определения его классификации

 

ОАО МН, РНУ
нефтепровод
участок
Ду, мм
категория участка по СНиП 2.05.06-85*
рабочее (нормативное) давление P, кгс/см2 (МПа)
номер особенности по техническому отчету по диагностике
дистанция, м
описание особенности по отчету
обозначение сварного секторного отвода по паспорту
наименование ТУ, по которому изготовлен отвод (по паспорту на отвод)
изготовитель
заводской номер
наружный диаметр Dн, мм

 

Таблица В2

 

Проверка соответствия характеристик сварного секторного отвода заводского изготовления нормативным требованиям

 

Характеристики сварных секторных отводов заводского изготовления	Требования на изготовление сварных секторных отводов	Параметры сварного секторного отвода	Соответствие параметров отвода требованиям (соответствует/не соответствует)	Пояснения по заполнению столбцов 2, 3 таблицы
1	2	3	4	5
1. Класс прочности	К48-К60			Столбец 3 по ГОСТ (ТУ) на трубу, из которой изготовлен отвод*
2. Минимальное значение временного сопротивления R1н, кгс/мм2 (МПа)	не менее ____			Столбец 2 по табл. В3 для соответствующего класса прочности, столбец 3 по ГОСТ (ТУ) на трубу, из которой изготовлен отвод
3. Относительное удлинение, %	не менее ____			Столбец 2 по табл. В3 для соответствующего класса прочности, столбец 3 по ГОСТ (ТУ) на трубу, из которой изготовлен отвод
4. Коэффициент условий работы, m	0,75 или 0,6 в зависимости от категорийности участка нефтепровода			Столбец 2 по табл. В4, столбец 3 по паспорту на отвод
5. Отношение давления гидроиспытаний отвода Pисп к рабочему (нормативному) давлению P	1,33 при m = 0,75 (для категории IV, III, II, I) 1,5 при m = 0,6 (для категории В)			Столбец 2 по таблице В5. Столбец 3 по паспорту на отвод
6. Сведения о термообработке	Термообработка обязательна			Столбец 3 по паспорту на отвод с указанием температуры отжига и времени выдержки
7. Толщина стенки отвода d, мм	не менее ___			Столбец 2 по таблице В6, Столбец 3 по паспорту на отвод
8 Ударная вязкость основного металла, кгс м/см2	не менее ___			Столбец 2 по таблице В7 при толщине стенки рассчитанной в строке 7 , Столбец 3 по паспорту на отвод
Качество сварных швов	Отсутствие дефектов, недопустимых по ВСН 012-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ»			По акту ДДК с результатами обследования неразрушающими методами контроля

 

* - ГОСТ (ТУ) на трубу, из которой изготовлен отвод, указан в паспорте на отвод

 

По результатам заполнения таблицы, если хотя бы один параметр имеет значение «не соответствует» - сварной секторный отвод заводского изготовления классифицируется как дефект ПОР.

Таблица В3

 

Требования к механическим свойствам сварных секторных отводов

 

Класс прочности	Временное сопротивление основного металла и металла сварных соединений, МПа (кгс/мм2), не менее	Отношение предела текучести к временному сопротивлению (пределу прочности) основного металла		Относительное удлинение на пятикратных образцах, %, не менее
		не более	не менее	толщина стенки отвода
				до 20 мм	свыше 20 мм
К48	471 (48)	0,80	0,56	21	21
К50	490,5 (50)	0,80		20	19
К52	510,1 (52)	0,80		20	19
К54	529,7 (54)	0,90		20	19
К56	549,4 (56)	0,90		20	19
К60	588,6 (60)	0,90		20	19

 

Таблица В4

 

Определение коэффициента условий работы сварных секторных отводов

 

Категория участка нефтепровода	Значение m
IV, III, II, I	0,75
В	0,6

 

Таблица В5

 

Требования к давлению гидроиспытаний сварных секторных отводов

 

Значение m	Отношение Pисп/P, не менее
0,75	1,33
0,6	1,5

 

Таблица В6

 

Расчет нормативной толщины стенки отвода d

 

Исходные данные	Значения	Расчетные формулы
Наружный диаметр отвода Dн	по паспорту на отвод
рабочее (нормативное) давление P	по паспорту на отвод
Минимальное значение временного сопротивления R1н	по ГОСТ (ТУ) на трубы
Коэффициент надежности по материалу k1	по ГОСТ (ТУ) на трубы, но не ниже 1,40
Коэффициент надежности по назначению нефтепровода kн	1,0 при Dн меньше 1220 мм
	1,05 для Dн равном 1220 мм
Коэффициент условий работы m	по таблице В3
Коэффициент надежности по нагрузке n	n = 1,1 (для нефтепроводов диаметром до 630 мм включительно)
	n = 1,15 (для нефтепроводов диаметром от 720 мм до 1220 мм включительно)

Таблица В7

 

Требования к ударной вязкости сварных секторных отводов

 

Ударная вязкость, Дж/см2 (кгс м/см2)
При толщине стенок, мм
от 6 до 10	св. 10 до 15	св. 15 до 25	св. 25 до 30	св. 30
29,4 (3)	29,4 (3)	29,4 (3)	39,2 (4)	49,0 (5)

 

 

Приложение Г

(справочное)

 

БИБЛИОГРАФИЯ

 

1. СНиП 2.05.06-85*. Магистральные трубопроводы. М., 1997.

2. СНиП III-42-80*. Правила производства и приемки работ. Магистральные трубопроводы. М., 1997.

3. ВСН 012-88. Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ.

4. ГОСТ 16037-80. Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры.

5. СП 34-101-98. Выбор труб для магистральных нефтепроводов при строительстве и капитальном ремонте, АК "Транснефть", 1998.

6. Стандарт отрасли. "Нефтепроводы магистральные. Кольцевые, продольные, спиральные швы с дефектами и трубы с расслоениями. Определение долговечности." ОАО "АК "Транснефть", 2003г.

7. РД 153-39.4-114-01. Правила ликвидации аварий и повреждений на магистральных нефтепроводах, ОАО "АК "Транснефть", 2001г.

8. РД 153-39.4-067-00. Методы ремонта дефектных участков действующих магистральных нефтепроводов, ОАО АК "Транснефть", 2000г.

9. РД 39-00147105-015-98. Правила капитального ремонта магистральных нефтепроводов, АК "Транснефть", ИПТЭР, 1998 г.

10. РД 39-00147105-016-98. Методика расчета прочности и устойчивости ремонтируемых линейных участков магистральных нефтепроводов с учетом дефектов, обнаруженных при диагностическом обследовании, АК "Транснефть", ИПТЭР, 1998 г.

11. РД 153-394-086-01. Технология сварочно-монтажных работ при установке ремонтных конструкций (муфт и патрубков) на действующие магистральные нефтепроводы, 2001г.

12. РД 153-39.4 Р-119-03. Методика оценки работоспособности и проведения аттестации магистральных нефтепроводов, ОАО "АК "Транснефть", 2003г.

13. РД 39-0147103-360-89. Инструкция по безопасному ведению сварочных работ при ремонте нефте- и продуктопроводов под давлением. Уфа , Миннефтепром, ВНИИСПТнефть, 1989.

14. Методика определения опасности повреждений стенки труб магистральных трубопроводов по данным обследования внутритрубными дефектоскопами, АК “Транснефть”, 1997 г.

15. Методика определения технического состояния магистральных трубопроводов с трещиноподобными дефектами, АК “Транснефть”, 1998 г.

16. Порядок определения очередности ремонта дефектов магистральных нефтепроводов по результатам внутритрубной диагностики., ОАО АК "Транснефть", 1.07.99 г.

17. ВППБ 01-05-99. Правила пожарной безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов ОАО "АК "Транснефть", Москва 2001г.

18. ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03. Регламент и методика проведения дополнительного дефектоскопического контроля дефектов труб магистральных и технологических нефтепроводов, ОАО "АК "Транснефть", 2003г.

19. ОР-06.00-74.20.55-КТН-001-01. Регламент о порядке организации эколого-аналитического контроля за состоянием окружающей среды на промышленных объектах ОАО "АК "Транснефть".

20. Дополнение к РД 153-39.4-067-00 "Технология ремонта дефектов кольцевых сварных швов действующих магистральных нефтепроводов методом наплавки", ОАО "АК "Транснефть", 2003г.

21. РД 153-39.4Р-130-2002.* Регламент по вырезке и врезке "катушек", соединительных деталей, заглушек, запорной и регулирующей арматуры и подключению участков магистральных нефтепроводов.

22. Инструкция по применению современных сварочных материалов и оборудования при капитальном ремонте магистральных нефтепроводов, ОАО "АК "Транснефть", 1998г.

23. Технические условия ТУ 102-488-95 «Детали соединительные и узлы магистральных и промысловых трубопроводов на Рр до 10 МПа»

24. Методика расчета на прочность и долговечность труб с дефектами геометрии типа «вмятина», «гофр», «сужение», ОАО "АК "Транснефть", 2005г.

25. Методика расчета на прочность и долговечность труб с коррозионными дефектами потери металла, ОАО "АК "Транснефть", 2005г.

26. Методика расчета на прочность и долговечность труб с механическими повреждениями типа "риска", ОАО "АК "Транснефть", 2005г.

27. Методика расчета на прочность и долговечность сварных стыков с дефектами, ОАО "АК "Транснефть", 2005г.

 

(Измененная редакция, Изм. от 29.12.2005 г.)

 

 

Содержание

 

Введение

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Определения и сокращения

4 Классификация дефектов

5 Порядок проведения ремонта дефектов

6 Методы ремонта дефектных участков нефтепровода

7 Требования к проведению ремонта нефтепроводов различными методами

Приложения

А Определение скорости роста коррозионных дефектов стенки труб магистральных нефтепроводов

Б Величины уменьшения диаметров труб нефтепроводов с дефектом типа "сужение", подлежащим удалению

В Порядок определения классификации сварных секторных отводов

Г Библиография