Файл: Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов.pdf

ОАО «АК «Транснефть»
РД «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов»
110 механические свойства сварных соединений магистральных трубопроводов должны отвечать следующим требованиям:
11.5.1 Временное сопротивление разрыву, определяемое на плоских образцах со снятым усилением, должно быть не ниже нормативного значения временного сопротивления разрыву основного металла труб, регламентированного техническими условиями на их поставку или ГОСТ.
11.5.2 Ударная вязкость металла шва и ЗТВ сварных соединений магистральных трубопроводов для районов сейсмичностью до 8 баллов включительно из труб класса прочности до К60 на образцах с острым надрезом по ГОСТ 6996 должна составлять не менее значений указанных в таблице 11.1.
Т а б л и ц а 11.1 - Ударная вязкость сварных соединений труб для районов сейсмичностью до 8 баллов включительно
Ударная вязкость, Дж/см
2
, не менее
Центр шва,
Зона термического влияния
Условный диаметр труб, мм до К54 включительно
К55 -К60
К65
К70 до 600 34,5 44,5 700 – 1000 44,5 62 65 67 1200 49 62 65 67
Примечание:
1. Ударная вязкость определяется как среднее арифметическое по результатам испытаний трех образцов, при этом минимальное значение ударной вязкости на одном из образцов должно отличаться не более чем на 5
Дж/см2 от нормативного значения.
2. Ударная вязкость сварных соединений труб третьего уровня качества должна быть не менее 49,0 Дж/см
2
независимо от диаметра труб.
3. Температура испытаний принимается: - для труб первого уровня качества – минус 5 ºС;
- для труб второго-третьего уровня качества – минус 20°C.
11.5.3 Ударная вязкость металла шва и ЗТВ сварных соединений магистральных трубопроводов из труб класса прочности К56 – К70 для районов с сейсмичностью свыше 8 баллов на образцах с острым надрезом по ГОСТ 6996 должна составлять не менее значений указанных в таблице 11.2.
11.5.4 Предел текучести и относительное удлинение сварных соединений для районов сейсмичностью более 8 баллов, определяемые на цилиндрических образцах, вырезанных вдоль шва, должны быть не менее, указанных в таблице 11.3.
11.5.5 Твердость сварных соединений из стали К65 - К70 должна составлять не более
325 HV10. Твердость должна быть измерена на уровне корневого и облицовочного слоев.
Твердость сварных соединений труб из стали классов прочности до К60 не регламентируется.

ОАО «АК «Транснефть»
РД «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов»
111 11.5.6 Твердость сварных соединений на участках трубопровода в сейсмоопасных зонах должна соответствовать таблице 11.4.
Т а б л и ц а 1 1 .2 - Ударная вязкость сварных соединений труб класса прочности К56 – К70 включительно для районов сейсмичностью более 8 баллов.
Ударная вязкость, Дж/см
2
, не менее
Центр шва
Зона термического влияния
Условный диаметр труб, мм до К54 включи тельно
К55…
К60
К65
К70 до К54 включи тельно
К55…
К60
К65
К70 до 600 30 34 49 62 700 – 1000 30 34 36 39 49 62 65 67 1200 30 34 36 39 49 62 65 67 минимальное значение на одном образце
20 25 27 30 44 57 59 59
Примечания: Температура испытаний принимается: - для труб первого уровня качества – минус 5 ºС;
- для труб второго-третьего уровня качества - минус 40°C.
Т а б л и ц а 1 1 . 3 – Предел текучести и относительное удлинение сварных соединений труб для районов сейсмичностью более 8 баллов.
Класс прочности трубы
Параметр
К56
К60
К65
К70
Предел текучести, МПа, не менее 518 568 627 679
Относительное удлинение, %, не менее 20 20 19 19
Т а б л и ц а 1 1 .4 - Твердость сварных соединений на участках трубопровода длярайонов с сейсмичностью более 8 баллов.
Класс прочности трубы
Место проведения замера
Величина твердости металл шва и зоны термического влияния, HV10 не более
К56 - К60 корневой слой, облицовочный слой 300 300
К65- К70 корневой слой, середина толщины стенки, облицовочный слой
325 325 11.5.7 Среднее арифметическое значение угла изгиба образцов (тип XXYII ГОСТ 6996-
66) должно составлять не менее 120
°, при минимальном значении для одного образца – 100°.
11.5.8 При испытании на излом соединений прямых врезок поверхность излома каждого образца должна иметь полный провар и сплавление между слоями шва. Максимальный размер любой газовой поры не должен превышать 2,0 мм, а суммарная площадь всех газовых

ОАО «АК «Транснефть»
РД «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов»
112 пор не должна быть более 2 % площади излома образца. Глубина шлаковых включений – не более 1,0 мм, а их длина – не более 3,5 мм. Расстояние между соседними шлаковыми включениями должно быть не менее 13 мм. Любые трещины являются браковочным признаком. Не являются браковочным признаком дефекты типа флокенов («рыбьи глаза»).
11.5.9 Механические свойства сварных соединений магистральных трубопроводов следует определять при проведении производственной аттестации технологии сварки или .
Виды испытаний и количество образцов должны соответствовать требованиям раздела 13.5 настоящего РД. Методика проведения механических испытаний должна соответствовать
Приложению А к настоящему РД.
11.6 При наличии в проектной документации иных специальных требований к сварным соединениям магистрального трубопровода их выполнение необходимо предусматривать при проведении производственной аттестации технологии сварки.
12 Ремонт сварных соединений.
12.1 Виды устраняемых дефектов
12.1.1 Ремонт сварных соединений, выполненных способами сварки, регламентированными настоящим РД и имеющих недопустимые дефекты, осуществляется ручной дуговой сваркой электродами с основным видом покрытия.
12.1.2 Допускается ремонт следующих дефектов:
− несоответствие параметров геометрических размеров формы шва;
− незаваренные кратеры, прожоги, наплывы, свищи, усадочные раковины
− шлаковых включений;
− пор;
− непроваров;
− несплавлений;
− подрезов, глубиной не более 20 % от толщины трубы.
12.1.3 Ремонт трещин не допускается.
12.2 Условия устранения дефектов
12.2.1 Суммарная длина участков шва с недопустимыми дефектами не должна превышать 1/6 периметра стыка. Максимальная длина единовременно ремонтируемого участка:
-
300 мм – для стыков диаметром от 720 до 1220 мм;
-
270 мм – для стыков диаметром 530 мм;

ОАО «АК «Транснефть»
РД «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов»
113
-
200 мм – для стыков диаметром 426 мм;
-
10% периметра сварного шва для соединений диаметром 57-377 мм.
12.2.2 Минимальная длина участка вышлифовки должна составлять:
- 100 мм – для соединений диаметром от 219 мм и более;
-
50 мм – для соединений диаметром от 108 до 219 мм;
- 15 мм – для соединений диаметром от 57 до 108 мм.
12.2.3 Длина участка вышлифовки должна превышать фактическую длину наружного или внутреннего дефекта на величину:
- не менее 30 мм в каждую сторону – для соединений диаметром от 219 мм и более;
- не менее 25 мм в каждую сторону – для соединений диаметром от 108 до 219 мм;
- не менее 10 мм в каждую сторону – для соединений диаметром до 108 мм.
12.2.4 Сварные кольцевые стыки диаметром от 20 до 54 мм, имеющие недопустимые дефекты, подлежат вырезке.
12.2.5 Ремонт стыков труб диаметром до 1020 мм осуществляют только снаружи, а труб диаметром от 1020 мм и более – снаружи или изнутри, в зависимости от глубины залегания дефекта и возможности доступа к стыку изнутри трубы.
12.2.6 Ремонт изнутри трубы выполняется в том случае, если дефекты расположены в корневом слое шва, подварочном слое и в горячем проходе
12.2.7 Ремонт дефектов корневого слоя шва кольцевых стыков диаметром менее
1020 мм выполняется снаружи (со сквозным пропилом) Границы выборки (разделки кромок) на ремонтируемом участке должны быть прямолинейными и параллельными. Данная схема ремонта в исключительных случаях, связанных с невозможностью доступа к ремонтируемому участку изнутри трубы, может быть использована для стыков диаметром 1020 мм и более.
12.2.8 При ремонте заполняющих слоев шва производится частичная U-образная выборка по глубине шва с углом раскрытия кромок от 50° до 60°.
12.2.9 Ремонт подрезов и недостаточного перекрытия в облицовочном слое шва и подрезов в подварочном или внутреннем (при двухсторонней сварке) слоях шва выполняется вышлифовкой части сечения соответствующего ремонтируемого слоя заподлицо с трубой.
Ширина вышлифовки устанавливается таким образом, чтобы ширина ремонтируемого шва не вышла за пределы допустимой величины (габариты шва). Ремонт дефектов данного вида выполняется наложением одного-двух валиков. Допускается увеличение ширины шва на участке ремонта не более чем на 2 мм.
12.2.10 При выборке дефектов снаружи трубы ширина раскрытия кромок должна быть на величину от 2 до 4 мм меньше ширины облицовочного слоя, а при выборке дефектов

ОАО «АК «Транснефть»
РД «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов»
114 изнутри трубы ширина раскрытия кромок должна составлять не более 7 мм.
12.2.11 Во всех случаях выборка дефектных участков должна осуществляться механическим способом с помощью абразивных кругов.
12.2.12 Запрещается выплавлять дефекты сваркой.
12.3 Подготовка к ремонту
12.3.1 По результатам неразрушающего контроля отмечают на стыке место расположения и тип дефекта. Номер ремонтируемого стыка и место ремонта должны быть отмечены персоналом неразрушающего контроля;
12.3.2 Руководитель ремонтных работ и специалист ЛНК производят разметку дефектного участка под вышлифовку. Глубина вышлифованного участка должна превышать глубину залегания дефекта от 1 до 2 мм;
12.3.3 Руководитель ремонтных работ должен убедиться в том, что в процессе вышлифовки дефекты вскрыты и удалены.
12.3.4 Перед началом сварки ремонтируемого участка следует выполнить обязательный предварительный подогрев до температуры 100
+30
°С независимо от температуры окружающего воздуха и толщины стенки трубы.
12.3.5 Для наружных или внутренних дефектных участков длиной менее 100 мм допускается местный подогрев однопламенной горелкой снаружи трубы. В других случаях необходим равномерный предварительный подогрев всего периметра стыка кольцевой газовой горелкой.
12.4 Технология сварочных работ
12.4.1 Ручная дуговая сварка в процессе ремонта кольцевых стыков труб с толщиной стенки до 10 мм включительно должна осуществляться электродами с основным видом покрытия диаметром 2,5/2,6 мм и 3,0/3,2 мм, а с толщиной стенки свыше 10 мм – диаметром от
2,5 до 4,0 мм (электроды диаметром 4,0 мм рекомендуется применять для сварки облицовочных слоев). Марки электродов и режимы сварки должны соответствовать разделу 7,
8 и 9.7 настоящего РД.
12.4.2 В процессе сварки следует контролировать межслойную температуру, которая должна быть не менее плюс 50 °С. В случае остывания зоны сварки следует выполнить сопутствующий подогрев до 130 °С.
12.4.3 Высота каждого слоя при заварке дефектного участка не должна превышать 3,5

ОАО «АК «Транснефть»
РД «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов»
115 мм. Рекомендуемая высота каждого слоя – от 2,5 до 3,0 мм. Количество ремонтных слоев, должно быть не менее двух.
12.4.4 В процессе ремонта следует производить обязательную межслойную и окончательную очистку слоев шва от шлака и брызг. Облицовочный (или внутренний подварочный) слой шва должны быть подвергнуты чистовой обработке щеткой, шлифовальным кругом и/или напильником для сглаживания грубой чешуйчатости и улучшения формы шва. Следует также удалить щеткой брызги с прилегающей поверхности трубы.
12.4.5 Ремонт сварных стыков трубных секций на трубосварочных базах следует производить в удобном для выборки дефекта и сварки пространственном положении.
12.4.6 Ремонтные работы на стыке должны осуществляться от начала до конца без длительных (более 10 минут) перерывов.
12.4.7 Все отремонтированные участки стыка должны быть подвергнуты визуально- измерительному и неразрушающему контролю.
12.4.8 Повторный ремонт одного участка шва не разрешается. Стык следует вырезать.
Минимальная длина катушки – не менее одного диаметра трубы.
12.4.9 К ремонтным работам допускаются аттестованные сварщики ручной дуговой сварки, успешно прошедшие допускные испытания по выполнению ремонтных работ в соответствии с аттестованной технологией.
12.4.10 Работу на стыке от начала до конца выполняет один сварщик.

ОАО «АК «Транснефть»
РД «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов»
116 которых осуществляется аттестованными сварщиками с применением аттестованных сварочных материалов, сварочного оборудования и технологий сварки. Перечень групп опасных технических устройств и их состав представлен в таблице 13.1.
13.1.3
Аттестация технологии сварки согласно РД 03-615-03 подразделяется на исследовательскую и производственную.
Исследовательскую аттестации технологии сварки проводят аккредитованные для проведения для этого вида деятельности и уполномоченные ОАО «АК «Транснефть» специализированные организации или аттестационные центры.
Производственная аттестация в свою очередь подразделяется на первичную, периодическую и внеочередную. Аттестацию осуществляет специально уполномоченные
ОАО «АК«Транснефть» по согласованию с
НАКС, аттестационные центры зарегистрированные в реестре САСв, по заявке организации, планирующей ее применение.
Производственная аттестация технологии сварки применяемых впервые технологий проводится только при наличии документов о проведении исследовательской аттестации этой технологии проведенной уполномоченной ОАО «АК «Транснефть» организацией.
13.1.4
ОАО «АК «Транснефть» формирует по согласованию с НАКС перечень аттестационных центров САСв, которым поручается проведение аттестации сварочных технологий применяемых на объектах ОСТ и осуществляет контроль их деятельности.
13.1.5
Производственная аттестация технологии сварки выполняется аттестационными центрами (АЦСТ) системы аттестации сварочного производства (САСв) на основании заявок организаций, производителей работ (подразделений ОСТ), выполняющих сварочные работы при строительстве, реконструкции или ремонте магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».
13.1.6 Производственная аттестация технологии сварки проводится с целью подтверждения наличия у производителя работ, занимающегося изготовлением, монтажом, ремонтом или реконструкцией технических устройств, оборудования и сооружений, применяемых на опасных производственных объектах, технических, организационных возможностей и квалифицированных кадров, возможности выполнения сварки по заявленным технологиям в условиях конкретного производства и соответствия полученных сварных соединений требованиям к опасным производственным объектам, технических регламентов и других действующих нормативных документов.
13.1.7
Первичная производственная аттестация технологии сварки выполняется в следующих случаях:
- организация впервые использует технологию при строительстве (ремонте)

ОАО «АК «Транснефть»
РД «Сварка при строительстве и ремонте магистральных нефтепроводов»
117 магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»;
- возникла производственная необходимость внесения изменений в используемую технологию сварки, выводящих ее за пределы установленной области распространения аттестации.
Т а б л и ц а 13.1 – Перечень объектов магистральных трубопроводов НГДО на которые распространяется действие настоящего РД
Группа
НГДО
Наименование объекта
Состав объекта
1
Промысловые и магистральные нефтепродуктопроводы, трубопроводы нефтеперекачивающих станций (НПС), обеспечивающие транспорт нефти и нефтепродуктов при сооружении, реконструкции и капитальном ремонте.
Сварка кольцевых стыков труб, деталей и запорной арматуры, выполнение прямых врезок на линейной части магистральных трубопроводов, включая трубопроводы с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы установки линейных задвижек, узлы приема-запуска, пропуска средств очистки и диагностики, трубопроводы НПС (ЛПДС) трубной обвязки резервуарных парков вплоть до патрубков резервуаров. Без установки ремонтных конструкций.
2
Промысловые и магистральные нефтепродуктопроводы, трубопроводы нефтеперекачивающих станций (НПС), обеспечивающие транспорт нефти и нефтепродуктов при текущем ремонте в процессе эксплуатации.
Сварка кольцевых стыков труб, деталей и запорной арматуры на линейной части магистральных трубопроводов, освобожденных, на период ремонта, от нефти и нефтепродуктов, включая трубопроводы с ответвлениями и лупингами, запорной и регулирующей арматурой, переходы через естественные и искусственные препятствия, узлы установки линейных задвижек, узлы приема-запуска, пропуска средств очистки и диагностики, трубопроводы
НПС (ЛПДС) трубной обвязки резервуарных парков вплоть до патрубков резервуаров. Без установки ремонтных конструкций.
4
Трубопроводы в пределах
НПС и др., за исключением трубопроводов, обеспечивающих транспорт нефти и нефтепродуктов.
Сварка кольцевых стыков труб, деталей и запорной арматуры, выполнение прямых врезок трубопроводов системы смазки и охлаждения насосных агрегатов, системы пожаротушения, кондиционирования и другие, расположенные в пределах территории НПС не связанные с транспортировкой нефти и нефтепродуктов.
13.1.8
Периодическая производственная аттестация должна проводиться через каждые 4 года при условии, что организация постоянно применяет технологию при строительстве и ремонте трубопроводов и перерыв в ее применении при сварке трубопроводов не превышает 6 месяцев.
13.1.9
Внеочередную аттестацию технологии сварки проводят по требованию главного сварщика ОСТ в случаях, когда организация, производитель работ выполняет сварочные работы при строительстве (ремонте) магистральных трубопроводов с