СТО Газпром 2-2.3-159-2007

 

  Главная       Учебники - Газпром      СТО Газпром 2-2.3-159-2007

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-2.3-159-2007

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ»

Общество с ограниченной ответственностью

«Информационно-рекламный центр газовой промышленности»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

ДОКУМЕНТЫ НОРМАТИВНЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ, СТРОИТЕЛЬСТВА И ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ ОАО «ГАЗПРОМ»

ИНСТРУКЦИЯ ПО РЕМОНТУ ПОДВОДНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УСТАНОВКИ ПОЛУАВТОМАТИЧЕСКОЙ СВАРКИ УПСС-1

СТО Газпром 2-2.3-159-2007

РАЗРАБОТАН

Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ» с участием Управления по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром», общества с ограниченной ответственностью «Газнадзор», общества с ограниченной ответственностью «Подводсервис»

 

ВНЕСЕН

Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

 

УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

Распоряжением ОАО «Газпром» от 7 августа 2007 г. № 233 с 1 сентября 2007 г.

 

ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Введение

Настоящий стандарт разработан с целью применения технологии сварки в среде защитных газов при ремонте МГ на русловых участках подводных переходов, установления требований к применяемому оборудованию и материалам, определению порядка проведения всего технологического цикла ремонтных работ.

В разработке настоящего стандарта принимали участие:

М.К. Дьячков, В.И. Беспалов, Ю.А. Хаустов, Д.Г. Будревич, Ю.А. Васильев, В.О. Щеглова (ООО «ВНИИГАЗ»);

В.В. Салюков, Е.М. Вышемирский, А.Н. Колотовский, С.А. Ермолаев, А.В. Шипилов (ОАО «Газпром»);

В.Д. Шапиро, А.Б. Докутович (ООО «Газнадзор»);

В.В. Пасхин, А.К. Бутюгин, С.В. Федоров (ООО «Подводсервис»)

Содержание

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Общие положения

5 Ремонтопригодность труб и сварных соединений

6 Требования к трубам, сварочным материалам, сварочному оборудованию

7 Требования к средствам технического обеспечения и вспомогательному оборудованию (плавсредства, энергоснабжение, инструмент для подводных работ)

8 Организация работ по ремонту подводных трубопроводов сваркой в миникессоне

9 Определение местоположения дефекта на трубопроводе

10 Предремонтное обследование дефектного участка

11 Подготовка поверхности ремонтируемого участка и разделка дефекта под заварку

12 Установка УПСС-1. Состав и схема применения

13 Подготовка и развертывание оборудования на участке работ

14 Технология ремонта сваркой наружных дефектов труб

15 Технология ремонта сваркой несквозных дефектов кольцевых и продольных сварных швов

16 Контроль качества сварных соединений

17 Восстановление изоляционного покрытия и балластировочных устройств

18 Требования к исполнителям работ

19 Требования безопасности и охрана труда

Приложение А (обязательное) Формы актов и заключений, оформляемых при проведении ремонтных работ

Приложение Б (обязательное) Порядок аттестации технологий ремонта полуавтоматической сваркой дефектов труб и сварных соединений

Приложение В (рекомендуемое) Форма протокола допускных испытаний

Приложение Г (рекомендуемое) Форма допускного листа водолаза-сварщика

Библиография

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на ремонт подводных магистральных газопроводов и конденсатопроводов (далее по тексту - трубопроводов) из газопроводных труб диаметром от 426 до 1420 мм, транспортирующих природный газ, стабильный и нестабильный конденсат, с избыточным давлением продукта до 9,8 МПа (100 кгс/см2) и проложенных на глубинах до 40 м.

1.2 Стандарт определяет порядок, технологию проведения и контроль качества работ при ремонте подводных трубопроводов методом заварки дефектов с применением установки УПСС-1.

1.3 Стандарт предназначен для применения дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром», а также организациями, выполняющими работы по ремонту трубопроводов на русловых участках подводных переходов.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 9.402-2004 Единая система защиты от коррозии и старения. Покрытия лакокра­сочные. Подготовка металлических поверхностей к окрашиванию

ГОСТ 12.0.004-90 Система стандартов безопасности труда. Организация обучения безопасности труда. Общие положения

ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности     

ГОСТ 12.2.007.8-75 Система стандартов безопасности труда. Устройства электросварочные и для плазменной обработки. Требования безопасности

ГОСТ 17.1.3.06-82 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подземных вод

ГОСТ 17.1.3.13-86 Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных вод от загрязнений

ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия

ГОСТ 2601-84 Сварка металлов. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 5272-68 Коррозия металлов. Термины

ГОСТ 8050-85 Двуокись углерода газообразная и жидкая. Технические условия

ГОСТ 10157-79 Аргон газообразный и жидкий. Технические условия

ГОСТ 14254-96 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP)

ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды

ГОСТ 17516.1-90 Изделия электротехнические. Общие требования в части стойкости к механическим внешним воздействующим факторам

ГОСТ 23667-85 Контроль неразрушающий. Дефектоскопы ультразвуковые. Методы измерения основных параметров

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

ГОСТ Р МЭК 60974-1-2004 Источники питания для дуговой сварки. Требования безопасности

СТО Газпром 2-2.4-083-2006 Инструкция по неразрушающим методам контроля качества сварных соединений при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов

СТО Газпром 2-3.5-046-2006 Порядок экспертизы технических условий на оборудование и материалы, аттестации технологий и оценки готовности организаций к выполнению работ по диагностике и ремонту объектов транспорта газа ОАО «Газпром»

СТО Газпром 14-2005 Типовая инструкция по проведению огневых работ на газовых объектах ОАО «Газпром»

СТО Газпром 2-2.3-137-2007 Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть II

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 2601, ГОСТ 5272, СТО Газпром 2-3.5-046, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 водолаз-дефектоскопист: Специалист, имеющий квалификацию одновременно водолаза и дефектоскописта.

3.2 водолаз-сварщик: Специалист, имеющий квалификацию одновременно водолаза и электросварщика.

3.3 водолазное обследование: Осмотр и контроль технического состояния подводного перехода трубопровода, проводимый водолазами без применения технических средств измерений и наблюдения.

3.4 дефектный участок: Область трубы или сварного соединения, содержащая один или несколько дефектов.

3.5 катушка: Отрезок трубы, предназначенный для соединения двух участков трубопровода либо для сварки контрольных сварных соединений при производственной аттестации технологий сварки, допускных испытаниях и аттестации сварщиков, операторов.

3.6 коррозионный дефект: Дефект в виде сплошной или местной коррозии, вызванный воздействием среды на поверхности металла.

3.7 миникессон: Устройство, предназначенное для локализации места сварки от воды.

3.8 однотипные сварные соединения: Группа сварных соединений, выполняемых по одной и той же технологии сварки, имеющих общие основные параметры с определенным диапазоном их значений (материал (металл), диаметр, толщина стенки, конструктивные элементы и др.).

3.9 операционно-технологическая карта: Карта операционного описания технологического процесса в технологической последовательности по всем операциям подготовки, сборки и сварки, с указанием технологических режимов сварки и данных о средствах технологического оснащения, разработанная по форме типовой операционно-технологической карты.

3.10 приборное водолазное обследование: Контроль технического состояния подводного перехода трубопровода, проводимый водолазами с применением технических средств измерений и наблюдения.

3.11 ремонт сваркой: Технологический процесс устранения дефектов сваркой в сварных соединениях или основном металле трубы.

3.12 риска: Дефект поверхности трубы в виде канавки без выступа кромок с закругленным или плоским дном, образовавшийся от контакта поверхности металла трубы с прокатной арматурой, без изменения структуры металла и неметаллических включений.

3.13 сертификат качества: Документ о качестве конкретных партий труб, удостоверяющий соответствие их качества требованиям технических условий, а также специальным требованиям к контракту на поставку.

3.14 температура предварительного подогрева: Температура подогрева кромок сварного соединения непосредственно перед операциями сварки (как правило, указывается минимальная величина этой температуры).

3.15 температура сопутствующего (межслойного) подогрева: Минимальная температура предварительного подогрева в зоне сварного шва, которая должна поддерживаться в случае прерывания сварочного процесса, а также перед сваркой последующих слоев шва после сварки предыдущих слоев.

3.16 Национальная Ассоциация Контроля и Сварки; НАКС: Организация, являющаяся частью организационной структуры системы аттестации сварочного производства и осуществляющая разработку нормативных и методических документов, методическое руководство, контроль и координацию деятельности аттестационных центров по аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства, сварочных материалов, оборудования и технологий, введение реестра аттестационных центров и результатов аттестаций.

4 Общие положения

4.1 Ремонт трубопроводов методом сварки на участках подводных переходов трубопроводов категории I в соответствии со СНиП 2.05.06-85* [1] проводят как временную меру при аварийно-восстановительном или как промежуточный этап при капитальном ремонте с последующим укреплением места заварки дефектов с помощью гидромуфты или заменой дефектной трубы (вваркой катушки).

4.2 Проведение на подводных переходах ремонта сваркой требует сброса давления газа в трубопроводе до величины на 1-2 кг/см2 выше гидростатического давления воды в месте ремонта. Допускается сброс давления до атмосферного, при этом должна быть исключена вероятность образования в процессе ремонта сквозных повреждений трубы.

4.3 Решение о выводе участка подводного трубопровода в ремонт методом сварки принимает руководство дочернего общества ОАО «Газпром», эксплуатирующей данный участок трубопровода (далее - эксплуатирующая организация).

4.4 Организацию работ по ремонту подводных трубопроводов осуществляют в соответствии с СТО Газпром 14 с оформлением наряда-допуска и разработкой Плана организации и проведения работ.

4.5 Проведение работ на действующем трубопроводе, связанное с его остановкой и стравливанием газа, согласовывают с производственно- диспетчерской службой эксплуатирующей организации, а также структурными подразделениями ОАО «Газпром», ответственными за транспортировку природного газа, в установленном порядке.

5 Ремонтопригодность труб и сварных соединений

5.1 Ремонтопригодность участка подводного перехода трубопровода с дефектами труб и сварных швов определяется по результатам внутритрубной дефектоскопии (ВТД), визуального и измерительного контроля (ВИК), неразрушающего контроля физическими (радиографическим и/или ультразвуковым и др.) методами.

5.2 К ремонту методом полуавтоматической сварки в среде защитных газов с применением сварочной установки УПСС-1 и миникессона допускают участки подводных переходов со следующими дефектами:

- наружные несквозные дефекты основного металла трубопроводов в виде местной или общей коррозии;

- наружные несквозные дефекты продольных и кольцевых сварных швов трубопроводов (поры, шлаковые включения, непровары, несплавления, несквозные трещины, утяжины, превышения проплава, подрезы, коррозионные дефекты);

- дефекты механического происхождения (риски, задиры, царапины) и их сочетания, в т.ч. примыкающие к продольным заводским или кольцевым швам либо пересекающие их.

5.3 Два или несколько дефектов основного металла труб трубопроводов могут быть рассмотрены как одиночный дефект, если расстояние между соседними дефектами не превышает длины наибольшего из дефектов. В противном случае дефекты следует рассматривать как одиночные.

5.4 Параметры (геометрические размеры) дефектов трубопроводов определяют с учетом их разделки под заварку.

5.5 Предельная глубина выборки для всех типов дефектов при ремонте дуговой сваркой в миникессоне не должна превышать 60 % толщины стенки трубы, с остаточной толщиной стенки трубы не менее 5,0 мм.

5.6 Суммарная площадь выборок (круглой, овальной или прямоугольной формы) по поверхности ремонтируемого участка трубы не должна превышать значений, приведенных в таблице 1, а максимальные линейные размеры выборки не должны выходить за пределы рабочей зоны применяемого миникессона.

Таблица 1

Параметры выборки наружных дефектов

Наружный диаметр трубы, мм

1420

1220

1020

720

530

426

Максимальная площадь выборки (по поверхности), мм2

35 000

27 950

21 600

16 500

10 650

7000

5.7 Количество мест ремонта с максимально допустимой площадью выборки должно быть не более одного на два погонных метра ремонтируемого трубопровода.

5.8 К ремонту сваркой допускаются сварные соединения, если суммарная протяженность выборки дефектного участка не превышает:

- для кольцевых сварных швов - 1/6 периметра трубы;

- для продольных сварных швов - 500 мм на любых двух метрах сварного шва, при этом ремонтные сварные швы должны находиться на расстоянии не менее 500 мм друг от друга.

Максимальная длина выборки не должна превышать размеров рабочей зоны применяемого миникессона.

5.9 Не допускается ремонт сваркой (наплавкой) труб и сварных швов с наружными дефектами в местах с расслоениями, вмятинами, недопустимыми гофрами труб, а также в местах ближе 200 мм от пересечений кольцевого шва с продольным заводским швом.

5.10 Не допускается ремонт сваркой (заваркой) кольцевых и продольных сварных швов трубопроводов в местах с недопустимыми вмятинами, гофрами и смещениями кромок, а также продольных швов в местах ближе 300 ммот пересечений с кольцевым швом.

6 Требования к трубам, сварочным материалам, сварочному оборудованию

6.1 При разработке операционно-технологических карт по ремонту сваркой (наплавкой, заваркой) дефектных участков трубопроводов используют исполнительную документацию на ремонтируемый участок, сертификаты качества на трубы, сварочный журнал.

6.2 При отсутствии сертификатов качества на трубы ремонтируемого трубопровода проводят освидетельствование труб с целью установления их соответствия требованиям технических условий (ТУ) или стандартов на изготовление труб и назначения технологии ремонта сваркой дефектов труб и сварных соединений.

6.3 В условиях, когда на трубопроводе освидетельствование трубы технически невозможно, вскрывают береговой участок дюкера и проводят освидетельствование вскрытой трубы, считая все трубы дюкера однотипными,

6.4 Сварочные материалы (проволока сплошного сечения, защитные газы и их смеси), предназначенные для полуавтоматической сварки (наплавки) при ремонте трубопроводов могут применяться при наличии:

- сертификатов качества, удостоверяющих их соответствие требованиям технических условий, для сварочных материалов импортного производства - дубликатов сертификатов качества на русском языке;

- санитарно-гигиенических сертификатов (рекомендательно);

- свидетельств специализированных аттестационных центров по сварке газонефтепроводов об аттестации сварочных материалов согласно РД 03-613-03 [2] с областью применения для полуавтоматической сварки (наплавки) газопроводов;

- экспертных заключений на ТУ в порядке, определенном СТО Газпром 2-3.5-046.

6.5 Для полуавтоматической сварки (наплавки) при ремонте подводных переходов трубопроводов применяют проволоки сплошного сечения. Рекомендуемые марки проволоки приведены в таблице 2.

6.6 В качестве защитного газа применяют смесь аргона Аr и углекислого газа СО2 в процентном отношении 80 % Аr/ 20 % СО2 в соответствии с ГОСТ 10157. Допускается использование в качестве защитного газа 100 % СО2по ГОСТ 8050, сорт высший.

6.7 Сварочное оборудование, входящее в состав установки УПСС-1, может применяться при наличии:

- паспортов и руководств по эксплуатации;

- свидетельств специализированных аттестационных центров по сварке газонефтепроводов об аттестации сварочного оборудования согласно РД 03-614-03 [5] с областью применения для полуавтоматической сварки (наплавки) трубопроводов.

6.8 Сварочные материалы и оборудование должны пройти входной контроль в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-3.5-046.

Таблица 2

Проволоки сплошного сечения для ремонта полуавтоматической сваркой (наплавкой, заваркой) в защитных газах

Назначение

Марка

Тип

Диаметр, мм

Производитель

Для сварки (наплавки, заварки) дефектов труб и сварных соединений из сталей с классом прочности до К54 включительно

Св-08Г2С-О

Легированная

по ГОСТ 2246

0,8; 1,0

OOO «Сварка» (Россия)

Super Arc L-56

E R 70 S -6

по AWS A5.18[3]

1,14

The Lincoln Electric Company (США)

Для сварки (наплавки, заварки) дефектов труб и сварных соединений из сталей с классом прочности до К60 включительно

Thyssen K-Nova (TS-6)

E R 70 S-G

по AWS A5.28[4]

0,9

Böhler-Schweißtechnik

Deutschland (Германия)

K-600 (Union K Nova-Ni)

E R 80 S

по AWS A5.28[4]

1,0

Böhler-Schweißtechnik

Deutschland (Германия)

OK Autrod 12.66

E R 70 S -6

по AWS A5.18[3]

1,0

ESAB VAMBERG sro (Чехия)

 

Lincoln Supra Mig

E R 70 S -6

по AWS A5.18[3]

1,0

Lincoln Electric (Великобритания)

Примечание - Номенклатура проволоки, приведенная в таблице, может дополняться при соответствии требованиям 6.4.

6.9 Хранение и подготовка сварочных материалов осуществляется в соответствии с требованиями организаций-изготовителей, изложенными в технических условиях или на упаковке.

7 Требования к средствам технического обеспечения и вспомогательному оборудованию (плавсредства, энергоснабжение, инструмент для подводных работ)

7.1 Комплекс работ по ремонту трубопровода на подводном переходе сваркой в миникессоне обеспечивается следующими техническими средствами:

- машины, механизмы и оборудование для подводно-технических работ по размыву и засыпке котлована, грузоподъемных работ;

- инструмент для подготовки поверхности трубопровода к ремонту, разделки дефектов под заварку;

- миникессон, обеспечивающий режим сварки в среде защитных газов;

- дизельные электрогенераторы.

7.2 При проведении подводного ремонта используют баржу или понтон, на которых размещают водолазную станцию, электрогенераторы, водолазное оборудование и инструмент для проведения работ под водой. На барже должны быть созданы условия для проверки установки УПСС-1 на функционирование перед спуском под воду. Для демонтажа и восстановления балластировочных устройств трубопровода применяют плавкран.

7.3 Требования к составу и характеристикам плавсредств, машин и механизмов, применяемых для проведения подводно-технических работ, конкретизируют с учетом параметров водной преграды, состава донного грунта и объема земляных работ применительно к конкретному участку подводного перехода.

7.4 Инструмент для механической обработки и подготовки поверхности трубопровода к ремонту (шлифмашинки с набором абразивных кругов и дисковых проволочных щеток) должен иметь гидравлический или пневматический привод и обеспечивать следующие технологические операции:

- снятие отслаивающегося изоляционного покрытия трубопровода;

- зачистку участка трубопровода до металлического блеска;

- шлифовку металла трубы;

- разделку дефектной зоны под сварку до требуемой глубины.

При необходимости обработки больших площадей на поверхности трубопровода очистку поверхности от старого изоляционного покрытия рекомендуется производить с помощью гидроустановок высокого давления водяной струей либо гидроабразивным способом.

7.5 Обеспечение сухого режима сварки достигается применением миникессона, устанавливаемого и закрепляемого на трубопроводе над местом заварки.

7.5.1 Рабочая зона миникессона - участок поверхности ремонтируемого трубопровода внутри миникессона, где обеспечивается возможность подогрева металла и проведения сварки. Размеры рабочей зоны должны соответствовать размерам устраняемых дефектов. Рекомендуемая конструкция миникессона для подводной сварки на трубопроводах приведена на рисунке 1.

7.5.2 Конструкция миникессона должна обеспечивать:

- удобство и оперативную установку на трубу и при необходимости смещение его в сторону относительно места заварки без размыкания стяжных поясов;

- гермоввод для горелки УПСС-1;

- гермоввод для датчика температуры;

- подвижность при манипуляциях сварочной горелки в пределах рабочей зоны;

- выдавливание воды газом при осушке внутренней полости миникессона;

- нагрев металла трубы в рабочей зоне до температуры +150 °С;

- поддержание избыточного давления газа во внутренней полости в пределах 0,5-2,0 кГ/см2;

- термоизоляцию окружающей миникессон поверхности трубопровода от водной среды;

- электробезопасность работы водолаза-сварщика.

7.5.3 Для обеспечения предварительного нагрева места сварки миникессон должен быть оборудован блоком термоэлементов, конструктивно расположенным вокруг рабочей зоны. Целесообразно при ремонте сварных швов выполнять блок нагревательных элементов в две линии по обеим сторонам шва. Электропитание термоэлементов обеспечивают постоянным напряжением от отдельного источника сварочного тока. Необходимая мощность в зависимости от толщины стенки и диаметра трубопровода составляет от 3 до 10 кВт.

7.5.4 Миникессон рекомендуемой конструкции (см. рисунок 1) состоит из каркаса, контактной пластины, эластичной мембраны-кожуха и блока термоэлементов. Контактная пластина имеет цилиндрическую форму для установки на трубопровод. Контактная пластина имеет отверстие, вокруг которого закреплен блок термоэлементов. Каркас служит для ограничения области растяжения эластичной мембраны под действием внутреннего избыточного давления газовой смеси.

1 - труба; 2 - место заварки дефекта; 3 - каркас; 4 - эластичная мембрана (кожух);
5 - кольцевой термоэлемент; 6 - горелка; 7 - датчик температуры; 8 - контур уплотнения;
9 - теплоизоляционные маты; 10 - клапан (3 шт.)

Рисунок 1 - Конструкция миникессона для подводной сварки

7.5.5 В мембране делают гермовводы и крепление для горелки и датчика температуры нагрева металла. Крепление горелки на мембране должно обеспечивать возможность свободных манипуляций в процессе сварки в пределах 30-сантиметровой зоны на поверхности трубопровода (размер дан ориентировочно для трубопроводов диаметром более 820 мм). Ориентация датчика температуры должна позволять контролировать температуру стенки трубы в зоне заварки.

7.5.6 В трех точках мембраны: по краям и вблизи горелки - устанавливают клапаны для стравливания газа и обеспечения заданного избыточного давления внутри миникессона. Через клапаны производится также удаление воды при осушке полости миникессона.

Наличие трех клапанов связано с необходимостью обеспечения любого простран­ственного положения миникессона при ремонте. Клапаны должны реагировать на разность между внутренним и наружным давлением. Необходимое давление срабатывания клапанов определяется при испытаниях миникессона.

7.5.7 Для уменьшения теплоотвода от места нагрева через воду поверхность трубопровода вокруг миникессона закрывают теплоизолирующими матами. Маты должны быть прижаты к трубопроводу без зазора. В качестве матов могут быть применены как конструкции из твердых материалов типа пенополиуретана, так и гибкие матрацы. Необходимая площадь теплоизоляции зависит от мощности нагревательных элементов, диаметра трубопровода и определяется при испытаниях миникессона.

7.5.8 Для обеспечения возможности заварки нескольких отдельных дефектов, расположенных на одной трубе, а также доработки уже выполненной заварки после проведения дефектоскопического контроля, конструкция миникессона должна допускать ослабление стяжного крепления и перемещение по поверхности трубопровода без демонтажа.

7.5.9 Режим, сварки в среде защитных газов с помощью УПСС-1 может быть обеспечен также в кессонах открытого типа, сконструированных с учетом диаметра подводного трубопровода и обеспечивающих требуемые технологические операции при работе водолаза-сварщика.

8 Организация работ по ремонту подводных трубопроводов сваркой в миникессоне

8.1 Решение о проведении ремонта трубопровода на подводном переходе принимает эксплуатирующая организация на основании материалов диагностических обследований.

8.2 Организационно-технические мероприятия по подготовке и производству ремонтных работ выполняют согласно требованиям СНиП 2.05.06-85* [1], СНиП III-42-80* [6], СНиП 12-01-2004 [7], ВСН 010-88 [8], РД 51-3-96 [9] и других действующих нормативных документов по строительству и ремонту трубопроводов.

8.3 Ремонт подводного перехода трубопровода проводят согласно проекту производства работ (ППР), разрабатываемому с использованием технологических карт на основные виды работ. В ППР указывают технические решения по организации и технологии производства ремонтных работ, состав и технические характеристики используемых машин, оборудования и материалов.

8.4 В ППР должны быть отражены следующие основные этапы работ:

- вывод подводного перехода из режима транспортировки газа, стравливание газа через свечи из межкранового участка;

- проведение геодезических работ по уточнению местоположения подводного трубопровода и искомого дефекта;

- организация подводно-технических работ (в условиях ледостава - с устройством ледовых майн);

- размыв участка подводного перехода с помощью гидромониторов, грунтососноэжекторных установок, других средств, необходимых для обеспечения требуемых для ремонта размеров подводной траншеи;

- снятие пригрузов и футеровки;

- очистка поверхности трубопровода от изоляции;

- подготовка поверхности трубопровода для проведения дефектоскопического контроля;

- идентификация дефекта и определение его геометрических параметров;

- разделка дефектов под сварку;

- развертывание установки УПСС-1 и монтаж на трубе миникессона;

- прогрев металла трубы в месте ремонта до требуемой температуры;

- ремонт методом сварки в миникессоне;

- контроль качества ремонта;

- восстановление изоляционного покрытия трубопровода после проведения ремонта сваркой;

- восстановление футеровки и монтаж утяжелителей;

- засыпка траншеи с восстановлением проектного положения трубопровода;

- оформление исполнительной документации, составление актов о проведении ремонта.

8.5 Подготовку к ремонту и ремонт сваркой дефектных участков труб и сварных соединений трубопроводов выполняют в соответствии с требованиями операционно-технологических карт, разработанных по технологиям сварки, аттестованным в соответствии с РД 03-615-03 [10]. Карты должны быть утверждены организацией, выполняющей сварочные работы, и согласованы эксплуатирующей организацией.

8.6 В процессе организации и проведения ремонтных работ оформляют необходимые документы в соответствии с требованиями ВСН 012-88 Часть II [11].

9 Определение местоположения дефекта на трубопроводе

9.1 По данным ВТД или водолазного обследования, указывающим на наличие дефекта подводного трубопровода, проводят поиск и приборно-водолазное обследование участка подводного перехода с целью локализации дефекта и его идентификации на соответствие первичным диагностическим данным.

9.2 При использовании материалов ВТД определяют путь от отметки ближайшего маркера, установленного на подводном переходе, или от характерной особенности (например, крановый узел) до места дефекта, а также его местоположение относительно ближайших поперечных швов.

9.3 При отсутствии маркера или характерной особенности трубопровода вблизи перехода выполняют вскрытие трубопровода на береговом участке вне зоны возможного затопления на длину около трех секций трубы. По угловому положению продольных швов или положению точек пересечения поперечных и спиральных швов выполняют привязку поперечных швов к материалам ВТД. Используют участок привязки как характерную особенность трубопровода.

9.4 На местности выполняют привязку характерной особенности к пунктам закрепления подводного перехода и закрепленному пикету трассы. Определяют координаты и пикетаж характерной особенности. На продольном профиле наносят положение характерной особенности и отсчитывают расстояние по нитке трубопровода до места дефекта. Определяют пикетное положение места дефекта и наносят его на план подводного перехода.

9.5 Место дефекта, определенное на плане, находят геодезическими методами на местности и отмечают буем или вехой. Положение оси трубопровода на дне водоема уточняют при помощи подводного трассоискателя.

9.6 Основные технические средства проведения трассовых поисковых работ перечислены в таблице 3. Могут быть использованы приборы других марок, не уступающие приведенным в таблице по техническим и эксплуатационным характеристикам. Средства измерений должны соответствовать своим паспортным данным и проходить ежегодную поверку.

Таблица 3

Перечень приборов трассового поиска и локализации дефектных участков подводных переходов

Наименование

Марка

Применение

Трассоискатель

Radiodetection RD400

Определение глубины залегания трубопроводов до 8 м, диагностика состояния изоляции трубопроводов

Теодолит

ЗТ5КП

Геодезические работы на местности

Эхолот

Lowrance LCX-15mt

Производство русловой съемки (промеры глубины)

Спутниковая система навигации GPS

Topcon Legacy

Координирование точек, создание топографических планов, топографическая съемка местностей

Гидрометрическая вертушка

ГМЦМ-1

Измерение скорости течения реки

9.7 В месте, определенном геодезическим способом, проводят размыв трубопровода на длину от 15 до 20 м. Размытый котлован должен обеспечивать свободный доступ водолаза к трубопроводу по всей окружности трубы, а также обеспечивать возможность применения требующегося по технологии обследования оборудования. Расстояние от нижней образующей трубы до дна котлована должно быть не менее 1 м, от краев котлована по длине до границ предполагаемого дефекта также не менее 1 м.

В пределах размытого участка снимают балластные пригрузы и футеровку трубопровода.

9.8 Идентификацию дефектной трубы проводят по угловому положению продольных сварных швов или примыканий спиральных сварных швов к поперечным на данной и соседних трубах. Положение сварных соединений на трубопроводе определяют визуально или с помощью ультразвукового толщиномера.

9.9 С помощью рулетки измеряют расстояние L от верхней образующей до продольных швов (примыканий спиральных швов к поперечному) и, зная диаметр трубопровода D вычисляют их угловое положение φ, градусы, по формуле

,                                                                          (1)

где π = 3,14.

9.10 Полученные данные сравнивают со значениями, приведенными в трубном журнале ВТД. Если угловые положения продольных швов (примыкания спирального шва) не отличаются больше чем на 15°, а величины углов между продольными швами не отличаются больше чем на 10°, то секция считается идентифицированной.

9.11 В случае, если фактические угловые отклонения продольных швов (примыкания спиральных швов) превышают значения, приведенные в 9.10, то указанную процедуру измерения углов проводят на соседних трубах. По результатам измерений уточняют идентификацию дефектной трубы.

9.12 Если на подводном переходе применены бесшовные трубы или замеры угловых положений продольных швов не позволили провести надежную идентификацию дефектной трубы, измеряют длины вскрытых труб и сверяют с трубным журналом отчета о внутритрубной дефектоскопии. При идентификации принимают во внимание как длину каждой трубы, так и соотношения между длинами соседних труб.

9.13 После выявления дефектной трубы проводят водолазное обследование с целью поиска и локализации области дефекта на данной трубе. При этом используют материалы ВТД по детализации данной трубы.

9.14 В локализованной области дефекта трубу очищают от грязи, снимают изоляционное покрытие в местах отслоений. Проводят приборное водолазное обследование по обнаружению дефектов электромагнитными или вихретоковыми приборами, а также визуально. Обнаруженные дефекты оконтуривают. Применяют оборудование для вихретокового контроля в соответствии с инструкцией [12] и оборудование электромагнитного контроля U31D методом измерения полей переменного тока (ACFM) в герметичном боксе с комплектом контрольных образцов в соответствии с ASTM Е 2261-03 [13].

10 Предремонтное обследование дефектного участка

10.1 После обнаружения и локализации дефектов на трубопроводе проводят приборно-водолазное обследование с целью определения параметров дефектов и назначения метода ремонта.

10.2 В качестве параметров дефекта принимают его максимальные геометрические размеры по глубине, в продольном и тангенциальном направлениях на поверхности трубопровода.

10.3 Для проведения обследования с поверхности трубы и/или сварного соединения в оконтуренной области дефекта удаляют изоляционное покрытие и с помощью механического или гидроабразивного инструмента (см. 7.4) производят очистку до металлического блеска. Очищают также поверхность вокруг дефекта с учетом установочных габаритов применяемого миникессона.

10.4 После подготовки поверхности трубопровода водолаз - дефектоскопист проводит ВИК и ультразвуковой контроль (УЗК) зоны дефекта. Уточняют толщину стенки трубы и применяют сплошное ультразвуковое сканирование. Определяют вид и оценивают параметры дефектов. Контролю подвергают поверхность, перекрывающую границы предполагаемой выборки не менее чем на 100 мм во все стороны. Если при проведении контроля границы обнаруженного дефекта выходят за пределы оконтуренной области, проводят дополнительную зачистку поверхности трубопровода до необходимых размеров и расширяют зону контроля.

10.5 При обнаружении дефекта продольного заводского шва проводят УЗК шва в границах дефектного участка с расширением в обе стороны не менее чем на 100 мм. При обнаружении дефекта кольцевого шва проводят УЗК полного периметра шва.

10.6 Измерительный контроль дефектной зоны и оценку параметров дефектов проводят с помощью набора линеек, штангенциркулей, шаблона сварщика и т.д. Используют также средства разметки объекта контроля (маркерные хомуты, магнитные масштабные ленты и т.д.).

10.7 Средства проведения УЗК должны включать:

- ультразвуковой дефектоскоп, удовлетворяющий требованиям ГОСТ 23667 и ГОСТ 28702 в подводном исполнении, выполненный в герметичном боксе со степенью зашиты от проникновения воды IP68 по ГОСТ 14254, либо дефектоскоп для работы на поверхности с комплектом герметичных высокочастотных кабелей и пьезоэлектрических преобразователей (рекомендуются: подводный дефектоскоп Krautkramer Surs-2, дефектоскоп Epoch-4 с выносным герметизированным датчиком);

- ультразвуковой толщиномер подводного исполнения по ГОСТ 28702 со степенью защиты от проникновения воды IP68 по ГОСТ 14254 (рекомендуется толщиномер Cygnus-1 в герметичном боксе);

- пьезоэлектрические преобразователи с углами ввода от 0° до 70° совмещенного и раздельно-совмещенного типа, защищенные от вредного воздействия в результате проникновения воды и рассчитанные на длительное погружение со степенью защиты IР68 по ГОСТ 14254;

- стандартные образцы по ГОСТ 14782 для калибровки и проверки параметров преобразователей и дефектоскопа;

- стандартные образцы, имеющие отверстие с плоским дном, с сегментным отражателем, с угловым отражателем и с цилиндрическим отверстием для настройки развертки и калибровки чувствительности дефектоскопа согласно требованиям ГОСТ 14782.

10.8 Оборудование, измерительный инструмент, стандартные образцы, используемые при контроле, подлежат периодической метрологической поверке в порядке, установленном соответствующими нормативными документами.

10.9 Выявленные наружные дефекты в контролируемых зонах примыкания (риски, задиры, царапины) глубиной более 0,2 мм, но не более 5 % от толщины стенки устраняют шлифованием (шероховатость шлифованной поверхности - не более Rz 32), при этом толщина стенки трубы не должна выходить за пределы минусового допуска в соответствии с требованиями ТУ на трубы.

10.10 При наличии в контролируемых зонах примыкания поверхностных дефектов, выходящих за пределы минусового допуска толщины стенки трубы, границы предполагаемой выборки по поверхности увеличивают до максимально допустимых.

10.11 При пересечении (наложении границ) предполагаемой выборки дефектного участка с кольцевым и/или продольным сварным швом дополнительно проводят УЗК полного периметра кольцевого сварного шва и/или полной длины продольного сварного шва в границах дефектного участка, включая зоны примыкания по 100 мм в каждую сторону.

10.12 Результаты дефектоскопии дефектного участка оформляют актом по форме, приведенной в А.1 (приложение А).

11 Подготовка поверхности ремонтируемого участка и разделка дефекта под заварку

11.1 Подготовка к ремонту сваркой (наплавкой) наружных дефектных участков труб

11.1.1 При разделке дефектов основного металла труб под заварку (наплавку) производят выборку:

- круглой формы - имеющей на наружной поверхности трубы форму круга;

- овальной формы - имеющей на наружной поверхности трубы форму овала, при этом большая ось выборки должна быть расположена вдоль оси трубы;

- прямоугольной формы - имеющей на наружной поверхности трубы форму прямоугольника с округленными углами.

11.1.2 Выборку дефектного участка с наружными дефектами выполняют механическим способом для получения необходимой формы, при этом наружные поверхности свариваемых кромок, прилегающие к границам выборки, зачищают до металлического блеска на ширину от 10 до 15 мм. Применяют шлифмашинки с абразивными кругами, щетками, фрезы с гидравлическим приводом.

11.1.3 В процессе выборки (вышлифовки) дефектов обеспечивают их полное удаление, при этом глубина выборки не должна превышать глубину наружных дефектов более чем на 1,0 мм.

11.1.4 Параметры выборки дефектного участка круглой, овальной и прямоугольной формы приведены на рисунках 2, 3.

В продольном сечении выборка должна иметь чашеобразную форму, при этом длина выборки должна превышать фактическую длину дефекта не менее чем на 30 мм в каждую сторону.

В поперечном сечении выборка должна иметь U-образную форму с симметричной или несимметричной разделкой, при этом для выборки, расположенной в верхней или нижней четвертях трубы, рекомендуется симметричная разделка кромок с углами скоса от 25° до 30°, а для выборки, расположенной на боковых четвертях, - несимметричная разделка с углами кромок от 30° до 40° (верхняя) и от 10° до 15° (нижняя).

11.1.5 Поверхность трубопровода вокруг выборки зачищают до металлического блеска по всей площади установочных габаритов миникессона.

11.1.6 Проводят ВИК и УЗК. выборки с участком примыкания в зоне не менее 100 мм от границ выборки на отсутствие дефектов. Результаты контроля оформляют в виде заключения по форме, приведенной в А.2 (приложение А).

а) разметка коррозионного дефекта; б) границы выборки в продольном сечении (А-А);
в) выборка в продольном сечении (А-А); г) выборка в поперечном сечении (Б-Б); д) сварка (наплавка) дефектного участка; е) геометрические параметры наплавки дефектного участка;
ж) геометрические параметры наплавки дефектного участка после зачистки облицовочного слоя; з) направление сварки нечетных заполняющих слоев; и) направление сварки четных заполняющих слоев

Рисунок 2 - Ремонт сваркой (наплавкой) дефектного участка с выборкой круглой и овальной формы.

а) разметка коррозионного дефекта; б) границы выборки в продольном сечении (А-А);
в) геометрические параметры выборки в продольном сечении (А-А); г) геометрические параметры выборки в поперечном сечении (Б-Б); д) геометрические параметры наплавки дефектного участка; е) геометрические параметры наплавки дефектного участка после зачистки облицовочного слоя; ж) направление сварки слоев шва

Рисунок 3 - Ремонт сваркой (наплавкой) дефектного участка с выборкой прямоугольной формы

11.2 Подготовка к ремонту сваркой несквозных дефектов кольцевых и продольных сварных швов

11.2.1 При ремонте сварных швов в области дефекта делают выборку прямолинейной формы.

11.2.2 Выборку дефектного участка выполняют механическим способом (шлифмашинкой с гидравлическим приводом и набором абразивных кругов и дисковых проволочных щеток или механической фрезой) для получения необходимой формы выборки; при этом наружные поверхности кромок, прилегающие к границам выборки, должны быть зачищены до металлического блеска на ширину от 10 до 15 мм.

11.2.3 Форма выборки дефектного участка приведена на рисунке 4 и должна иметь:

- в продольном сечении - чашеобразную форму, при этом длина выборки должна превышать фактическую длину дефектного участка не менее чем на 30 мм в каждую сторону, но не должна превышать технических параметров применяемого миникессона;

- в поперечном сечении - U-образную форму с симметричной или несимметричной формой выборки шириной не более двух толщин стенки (2S).

Угол скоса кромки симметричной выборки должен быть от 25° до 30°, рекомендуемый угол скоса крутой кромки несимметричной выборки (для продольных сварных швов труб, находящихся на боковой поверхности трубопровода) должен быть от 10° до 15°, пологой - от 30° до 40°; при этом выборка ремонтируемого сварного шва должна захватывать основной металл труб не менее чем на 1,0 мм в обе стороны

Глубина выборки не должна превышать глубину наружных дефектов более чем на 1,0 мм.

а) разметка дефектного участка; б) разрез дефектного участка в сечении А-А; в) геометрические параметры выборки в продольном направлении; г) геометрические параметры выборки в поперечном сечении (Б-Б); д) сварка (заварка) заполняющих слоев; е) сварка облицовочного слоя; ж) геометрические параметры сварного шва в поперечном сечении (В-В)

Рисунок 4 - Ремонт сваркой (заваркой) дефектного участка кольцевых и продольных (заводских) сварных соединений несквозной выборкой прямолинейной формы

11.2.4 Поверхность трубопровода вокруг выборки зачищают до металлического блеска по всей площади установочных габаритов миникессона.

11.2.5 Проводят визуально-измерительный и ультразвуковой контроль выборки с участком примыкания в зоне не менее 100 мм от границ выборки на отсутствие дефектов. Результаты контроля оформляют в виде заключения по форме, приведенной в А.2 (приложение А).

12 Установка УПСС-1. Состав и схема применения

12.1 Установка для полуавтоматической сухой подводной сварки сплошной проволокой в среде защитных газов в миникессоне предназначена для ремонта трубопроводов с наружными дефектами металла и сварных соединений на глубинах до 40 метров.

12.2 Установка УПСС-1 состоит из следующих основных блоков, изображенных на рисунке 5:

- источник питания сварочного тока ДС-400.3М инверторного типа по ТУ 344.1-031-13092653-2004 [14];

- блок управления (БУМП), приведенный на рисунке 6;

- блок подводный (механизм подачи электродной проволоки, горелка), приведенный на рисунке 7.

Рисунок 5 - Блок-схема установки подводной сварки УПСС-1

1 - индикатор сети; 2-  тумблер переключения однотактный - двухтактный; 3 - задатчик скорости подачи проволоки; 4 - регулятор напряжения питания (яркости) лампочки освящения; 5 - тумблер включения источника; 6 - кнопка первоначальной протяжки электродной проволоки; 7 - потенциометр регулировки скорости подачи проволоки; 8, 9 - отверстия доступа к потенциометрам подстройки время продува и отдува; 10 - разъем для подключения подводного блока; 11 - разъем для подключения источника сварочного тока

Рисунок 6 - Блок управления (БУМП)

1 - механизм подающий; 2 - защитный корпус-оболочка; 3 - горелка;
4 - рукав напорный; 5 - кабель управления

Рисунок 7 - Блок подводный

12.3 Описание и технические характеристики источника питания сварочного тока инверторного типа ДС-400.3М представлены в его эксплуатационной документации и ТУ 344.1-031-13092653-2004

12.4 БУМП конструктивно выполнен в прямоугольном металлическом корпусе, в котором размещены: плата источника питания, плата управления, плата электропривода механизма подачи электродной проволоки, плата освещения, сглаживающий дроссель, вентилятор.

12.5 Механизм подающий (см. рисунок 7) служит для подачи электродной проволоки и состоит из устройства GWF 5110 с мотором FHP KSV 4030/182, заключенного в герметичный корпус-оболочку. На корпусе размещены:

- разъемы токоподвода и газоподвода;

- клапан обратного давления (срабатывает от перепада давления внутри блока и снаружи);

- клапан аварийный.

Корпус-оболочка выполнен в виде герметичного усеченного конуса.

12.6 Горелка выполнена в форме пистолета, ствол которого заканчивается усеченной насадкой.

На горелке расположены:

- вентиль регулировки расхода защитного газа игольчатого типа;

- насадка с уплотнением ввода в миникессон, трубкой продува и раструбом с хомутом крепления шланга подачи электродной проволоки и сварочного тока;

- светофильтр;

- лампа подсветки;

- рукоятка с кнопкой включения подачи электродной проволоки и сварочного тока.

12.7 Рукав напорный предназначен для подачи защитного газа во внутреннюю полость блока подводного, а также в миникессон.

12.8 Кабель управления служит для передачи управляющих сигналов, подключения питания электродвигателя механизма подачи проволоки, а также питания лампы подсвета.

12.9 Эксплуатационные характеристики УПСС-1

12.9.1 Климатическое исполнение - У2 по ГОСТ 15150.

12.9.2 В части стойкости к механическим внешним воздействиям - группа М20 со степенью жесткости 21а по ГОСТ 17516.1.

12.9.3 Условия функционирования блока подводного: температура окружающей среды от минус 5 °С до плюс 40 °С, внешнее давление до 500 кПа.

12.9.4 Условия функционирования БУМП: температура окружающей среды от минус 10 °С до плюс 40 °С, относительная влажность до 80% при температуре плюс 20 °С

12.9.5 Степень защиты:

- блока подводного - не ниже 1П67М по ГОСТ 14254;

- БУМП - не ниже 1Д22 по ГОСТ 14254.

12.9.6 По способу защиты от поражения электрическим током УПСС-1 относится к классу III по ГОСТ 12.2.007.8.

12.10 Технические характеристики УПСС-1 указаны в таблице 4.

Таблица 4

Технические характеристики УПСС-1

Наименование характеристики

Значение

Напряжение питания, В

~3 ф, 380

Потребляемая мощность, кВт, не более

25

Максимальный сварочный ток, А

250

Диаметр электродной проволоки, мм

0,8; 1,0; 1,2

Скорость подачи электродной проволоки, м/мин, не более

14

Масса установки с кабелем до 50 метров, кг, не более

104

Масса блока подводного, кг

25

Масса блока управления БУМП, кг, не более

4

Габаритные размеры блока подводного, мм

4090×335

Габаритные размеры БУМП, мм

260×222×131

Масса соединительных кабелей, кг, не более

75

12.11 Схема соединения блоков и развертывания УПСС-1 на месте производства работ приведена на рисунке 8.

1 - баллон с защитным газом; 2 - источник сварочного тока ДС-400.3М; 3 - БУМП; 4 - труба; 5 - миникессон; 6 - сварочная горелка; 7- комбинированный шланг подачи электродной проволоки, защитного газа, сварочного тока, напряжения питания лампы подсветки, напряжения на кнопку управления; 8 - жгут сварочного, возвратного кабелей и кабеля управления БУМП; 9 - шланг подачи защитного газа; 10 - подводный блок подачи электродной проволоки; 11 - шина соединения с трубой

Рисунок 8 - Схема развертывания установки УПСС-1 на месте работ

13 Подготовка и развертывание оборудования на участке работ

13.1 После разделки дефекта под сварку производят подготовку рабочего места водолаза-сварщика. Размеры котлована должны быть достаточными для размещения миникессона с учетом действий по его установке и обеспечения рабочей позиции водолаза-сварщика.

13.2 При подготовке к работе на палубе используемого плавсредства проверяют функционирование всех блоков УПСС-1. В подводный блок подачи электродной проволоки устанавливают катушку с электродной проволокой. Проводят пробную протяжку проволоки. Подают защитный газ под давлением 0,4 МПа и проверяют функционирование впускного и выпускного клапанов. Защитный газ не прекращают подавать в течение всего процесса подготовки и во время сварки во избежание попадания воды в канал подачи электродной проволоки.

Проверяют лампу освещения места сварки и регулировку ее яркости.

13.3 На трубопровод над местом разделки дефекта устанавливают миникессон так, чтобы разделка оказалась внутри рабочей зоны миникессона. Крепят миникессон с помощью натяжного устройства, обеспечивая уплотнение внутренней полости.

13.4 Подводный блок в составе с горелкой опускают под воду к водолазу-сварщику. Вставляют горелку в отверстие миникессона и закрепляют с помощью прижимного фиксирующего устройства. Присоединяют минусовой вывод подводного блока к трубопроводу с помощью шины с магнитным прижимом, с обеспечением надежного электрического контакта.

13.5 Путем регулировки давления защитного газа проводят выдавливание воды и осушку полости миникессона. Во время осушки открывают один самый нижний по уровню расположения выпускной клапан миникессона.

13.6 Готовность к сварке определяют визуально по состоянию поверхности трубы и отсутствию водяных паров в полости миникессона.

13.7 Подключают кабель электропитания нагревательных элементов к отдельному блоку питания, в качестве которого может быть использован источник сварочного тока ДС-400.3М.

14 Технология ремонта сваркой наружных дефектов труб

14.1 Ремонт полуавтоматической сваркой (наплавкой) труб с наружными дефектами на подводных переходах трубопроводов выполняют проволоками сплошного сечения, отвечающими специальным требованиям к качеству их изготовления и аттестованными в установленном порядке (см. 6.4 и 6.5),

Выбор проволоки сплошного сечения проводят, исходя из нормативного значения предела прочности трубной стали ремонтируемого участка трубопровода.

14.2 До начала сварки (наплавки) проводят предварительный подогрев выборки дефектного участка электрическими нагревательными устройствами, входящими в состав миникессона. Температуру подогрева назначают в соответствии с таблицей 5.

Таблица 5

Температура предварительного подогрева при ремонте сваркой (наплавкой) труб и сварных соединений газопроводов на подводных переходах

Класс прочности металла труб

Температура предварительного подогрева при толщине стенки трубы, мм

до 8,0

включ.

св. 8,0

до 10,0

включ.

св. 10,0

до 12,0

включ.

св. 12,0

до 14,0

включ.

св. 14,0

до 16,0

включ.

св. 16,0

до 18,0 включ.

св. 18,0

до 20,0

включ.

св. 20,0

до 27,0

включ.

св. 27,0

до 32,0

включ.

До K52 включ.

Св K52

до K60 включ.

Условные обозначения

подогрев до +50+30 оС

подогрев до +100+30°С

подогрев до +150+30°С

14.3 Температуру предварительного подогрева контролируют встроенным в миникессон термометром. При вынужденных перерывах в сварке температуру предварительного подогрева продолжают поддерживать.

14.4 Сварку (наплавку) всех слоев ведут на постоянном токе обратной полярности. Режимы сварки проволокой сплошного сечения в защитных газах на воздухе и под водой на глубинах до 5 м приведены в таблицах 6, 7.

Таблица 6

Режимы сварки проволокой 08Г2С на воздухе

Положение свариваемой детали

Ток, А

Напряжение, В

Расход газа, л/мин

Скорость подачи проволоки, м/мин

Вылет, мм

Проволока 08Г2С диаметром 0,8 мм

Нижнее

120-130

18-19

15.-,

7,3

15-20

Вертикальное

70-80

17

.15

4,5

10-15

Потолочное

70-80

17

.15

4,5

10-15

Проволока O8Г2C диаметром 1,0 мм (воздух)

Нижнее

165-170

23

15

7,5

15-20

Вертикальное

120-130

20

15

5,2

10-15

Потолочное

95-100

18-19

15

5,2

10-15

Таблица 7

Режимы сварки проволокой 08Г2С под водой на глубине до 5 м

Положение свариваемой детали

Ток, А

Напряжение, В

Расход газа, л/мин

Скорость подачи проволоки, м/мин

Вылет, мм

Проволока 08Г2С диаметром 0,8 мм (под водой)

Нижнее

130-140

23-25

30

7,5

10-15

Вертикальное

90-100

20-21

30

5,0

10-15

Потолочное

90-100

20-21

30

5,0

10-15

Проволока 08Г2С диаметром 1,0 мм (под водой)

Нижнее

140-150

30-32

30

7,5

10-15

Вертикальное

110-120

28-29

30

5,5

10-15

Потолочное

100 .

25-28

30

5,5

10-15

Примечание - Параметры режимов сварки (наплавки) водой на глубинах 10, 15, 20, 25, 30, 35, 40 м уточняются при проведении производственной аттестации технологии сварки (наплавки) при ремонте дефектных участков подводных переходов газопроводов на соответствующих глубинах.

14.5 Зажигание дуги производят на кромках выборки дефектного участка.

14.6 Сварку (наплавку) заполняющих слоев выборки овальной, круглой или прямоугольной формы проводят узкими валиками (стрингерными швами) по встречно-симметричной схеме (см. рисунки 2, 3). Наплавление швов в каждом последующем слое должно быть встречным предыдущему. Швы должны быть мелкочешуйчатыми и наплавляться с перекрытием от 2,0 до 3,0 мм. Ширина первых заполняющих слоев должна быть в интервале от 4,0 до 6,0 мм, последующих заполняющих слоев - от 8,0 до 10,0 мм.

14.7 Облицовочные слои должны перекрывать основной металл на величину от 2,0 до 3,0 мм и иметь усиление от 1,0 до 3,0 мм. Контурный шов выполняют с колебаниями перпендикулярно к граничной линии выборки. Контурный шов должен быть мелкочешуйчатым, иметь ширину от 8,0 до 12,6 мм и перекрывать основной металл на 2,0 - 3,0 мм.

14.8 Минимальное количество слоев наплавки при полуавтоматической сварке проволокой сплошного сечения в среде защитных газов в зависимости от глубины и формы выборки приведено в таблице 8.

Таблица 8

Минимальное количество слоев при ремонте наплавкой

Глубина выборки, мм

Количество наплавочных слоев шва, не менее

              До 10,0 включ.

3

Св. 10,0 до 15,0 включ.

4

  «   15,0  «  20,0    «

5

  «   20,0  «  25,0    «

6

14.9 Сварку (наплавку) выборки дефектного участка выполняют за один этап по возможности без перерывов.

14.10 Отремонтированный участок подвергают медленному остыванию с контролем температуры. После снижения температуры до +150 °С скорость остывания поддерживают на уровне не выше 3 °С/мин.

14.11 Первоначальный контроль качества наплавки осуществляют визуально через окуляр горелки. При надлежащем внешнем виде заварки ослабляют крепление миникессона и сдвигают его в сторону для проведения зашлифовки места сварки и проведения контроля качества физическими методами.

14.12 Облицовочный и контурный слои зачищают механическим способом (шлифмашинками с гидравлическим приводом с набором абразивных кругов и дисковых проволочных щеток) до достижения ровной поверхности наплавки с усилением от 0,5 до 1,5 мм и шероховатостью не более Rz 32.

14.13 В непосредственной близости от выполненной наплавки несмываемой краской наносят клеймо сварщика.

14.14 Методы, объем и нормы оценки качества выполненной наплавки приведены в разделе 16.

14.15 На выполненные работы по ремонту сваркой составляют технический акт установленной формы, приведенной в А.3 (приложение А).

15 Технология ремонта сваркой несквозных дефектов кольцевых и продольных сварных швов

15.1 Ремонт полуавтоматической сваркой (заваркой) кольцевых и продольных сварных швов с несквозными дефектами на подводных трубопроводах выполняют проволоками сплошного сечения, отвечающими специальным требованиям к качеству их изготовления и аттестованными в установленном порядке (см. 6.4 и 6.5).

Выбор проволоки сплошного сечения проводят, исходя из нормативного значения предела прочности трубной стали ремонтируемого участка трубопровода.

15.2 До начала сварки (заварки) проводят предварительный подогрев выборки дефектного участка электрическими нагревательными устройствами в области:

- не менее 100 мм по ширине и длине от границ выборки для продольных сварных швов;

- не менее 100 мм в обе стороны от границ предполагаемой выборки по полному периметру участка трубы для кольцевых сварных швов.

Температуру предварительного подогрева назначают по таблице 5.

15.3 Температуру предварительного подогрева контролируют встроенным в миникессон термометром. При вынужденных перерывах в сварке температуру предварительного подогрева продолжают поддерживать.

15.4 Сварку всех слоев выполняют на постоянном токе обратной полярности. Режимы сварки проволокой сплошного сечения в защитных газах на воздухе и под водой на глубинах до 5 м приведены в таблицах 6, 7.

15.5 Зажигание дуги производят на свариваемых кромках выборки дефектного участка.

15.6 Сварку (заварку) каждого слоя проводят узкими валиками. Швы должны быть мелкочешуйчатыми и наплавляться с перекрытием от 2,0 до 3,0 мм. Ширина первых заполняющих слоев должна быть от 4,0 до 6,0 мм, последующих заполняющих слоев - от 8,0 до 10,0 мм, облицовочных - от 10,0 до 12,0 мм. Облицовочные слои швов должны быть мелкочешуйчатыми, иметь ширину от 8,0 до 12,0 мм и перекрывать основной металл на величину от 2,0 до 3,0 мм.

15.7 Последовательность сварки (заварки) и геометрические параметры сварного шва приведены на рисунке 4.

15.8 Минимальное количество слоев шва при полуавтоматической сварке (заварке) проволокой сплошного сечения в среде защитных газов в зависимости от глубины выборки приведено в таблице 8.

15.9 Сварку (заварку) заполняющих и облицовочного слоев шва выборки длиной до 100 мм выполняют за один этап.

15.10 Сварку (заварку) выборки дефектного участка длиной от 100 мм рекомендуется выполнять за несколько этапов, при этом участок заварки условно разбивается, соответственно, на две или три равные части.

15.11 В процессе заварки проводят периодический контроль межслойной температуры, которая должна быть не ниже температуры предварительного подогрева.

15.12 После завершения сварки (заварки) дефектного участка его подвергают медленному остыванию. После достижения температуры до +150 °С скорость остывания не должна превышать 3 °С/мин.

15.13 Через окуляр горелки проводят визуальный контроль качества сварки. При отсутствии видимых недостатков ослабляют крепление миникессона и сдвигают его в сторону, освобождая место ремонта для зачистки и контроля качества. Зачищают облицовочный слой шва от неровностей и брызг наплавленного металла механическим способом.

15.14 В непосредственной близости от выполненной заварки несмываемой краской наносят клеймо сварщика.

15.15 Методы, объемы и нормы оценки качества ремонта сварного шва должны соответствовать требованиям раздела 16.

15.16 На выполненные работы составляют технический акт по форме, приведенной в А.1 (приложении А).

16 Контроль качества сварных соединений

16.1 Контроль качества отремонтированных дефектных участков труб и сварных соединений подводных переходов трубопроводов с помощью сварки (наплавки, заварки) проводит водолаз - дефектоскопист визуально и с помощью измерительных приборов и инструмента. Работы проводят в соответствии с ГОСТ 14782, СТО Газпром 2-2.4-083, РД 03-606-03 [15].

16.2 В подводных условиях УЗК проводят с использованием приборов по перечню, приведенному в 10.7.

16.3 Нормы оценки качества и параметры допустимости сварных соединений трубопроводов должны соответствовать требованиям СТО Газпром 2-2.4-083.

17 Восстановление изоляционного покрытия и балластировочных устройств

17.1 После завершения сварочных работ и демонтажа миникессона поверхность трубопровода на участке нарушения изоляционного покрытия зачищают по всему периметру для нанесения защитного изоляционного покрытия. Степень очистки - не ниже 3 по ГОСТ 9.402. Допускается наличие остаточной плотно сцепленной старой изоляции на площади не более 30 % от очищаемой.

17.2 Для восстановления изоляционного покрытия на вскрытом участке подводного трубопровода применяют материалы защитной антикоррозионной системы Sea Shield 2000 HD в соответствии с инструкцией [16]. Система Sea Shield предполагает три технологические операции: нанесение на очищенную поверхность трубы праймера, намотка петролатумной ленты и монтаж защитного кожуха.

17.3 Новое покрытие наносят на очищенный цилиндрический участок трубопровода с нахлестом примерно 50 см на старое покрытие, которое в местах нахлестов очищают от грязи и отслоений. Праймер наносят рукой в перчатке, щеткой, тампоном или валиком. В местах, где поверхность трубопровода недостаточно гладкая (место заварки, сварные швы, стыки с остатками старой изоляции и т.п.) праймер наносят с некоторым избытком, чтобы избежать возможных пустот в этих местах при намотке петролатумной ленты.

17.4 Ленту наматывают на трубопровод по праймеру с перекрытием предыдущего витка на 50 % ширины ленты, что обеспечивает двойную толщину слоя изоляции. На краях участка изоляции намотку производят в два слоя перпендикулярно оси трубопровода. Намотку ленты производят с небольшим натяжением. Образующиеся гофры разглаживают рукой в рукавице, выдавливая воду из-под ленты.

17.5 Поверх петролатумной ленты монтируют защитный кожух, габариты которого должны соответствовать диаметру трубопровода. Кожух стягивают предусмотренными болтовыми соединениями.

17.6 Контроль качества восстановленного покрытия проводят пооперационно после подготовки поверхности, намотки петролатумной ленты, монтажа защитного кожуха.

17.7 Контроль состояния поверхности трубопровода после намотки ленты осуществляют визуально по внешнему виду - контролируемая поверхность должна быть равномерной, без вздутий, гофров, отслоений и пропусков.

17.8 При контроле установки защитного кожуха проверяют плотность его прилегания к ленте по всей поверхности, отсутствие незащищенных участков. Все болты должны быть затянуты.

17.9 Производят восстановление футеровки по защитному кожуху. Балластировку трубопровода на ремонтируемом участке восстанавливают согласно ВСН 39-1.9-003-98 [17] с использованием снятых утяжелителей либо других конструкций, предусмотренных проектом производства работ.

17.10 Производят засыпку траншеи с восстановлением проектного положения трубопровода на подводном переходе.

18 Требования к исполнителям работ

18.1 Для выполнения подводно-технических, дефектоскопических и сварочных ремонтных работ на подводных переходах трубопроводов ОАО «Газпром» привлекаются специализированные организации, имеющие соответствующие лицензий и аттестованные в установленном порядке в соответствии с положениями СТО Газпром 2-3.5-046 (организации-исполнители).

18.2 К ремонтным работам на подводных переходах трубопроводов с применением сварочной установки УПСС-1 допускают водолазов не ниже 2-го класса квалификаций, имеющих дополнительную профессию электросварщика 6-го разряда, прошедших обучение по эксплуатации УПСС-1, правилам безопасности при производстве электросварочных работ под водой.

18.3 Аттестацию водолазов-сварщиков проводят в соответствии с ПБ 03-273-99 [18] и РД 03-495-02 [19] по результатам допускных экзаменов.

18.4 Допускные испытания водолазов-сварщиков проводят до начала производства ремонтных работ с целью подтверждения их квалификации по выполнению качественных сварных соединений с применением установки УПСС-1 по технологии ремонта сваркой труб и сварных соединений, аттестованной в соответствии с требованиями РД 03-615-03 [10] и СТО Газпром 2-2.3-137.

Порядок производственной аттестации технологий ремонта полуавтоматической сваркой дефектов труб и сварных соединений приведен в приложении Б.

18.5 Допускные испытания водолазов-сварщиков проводят в случаях, если они приступают к ремонту сваркой дефектов труб и сварных соединений подводных трубопроводов впервые или имели перерыв в данном виде работ более трёх месяцев.

18.6 Допускные испытания водолазов-сварщиков проводят в специальных бассейнах, оснащенных системами видеонаблюдения и контрольно-измерительной аппаратурой. Испытания проводят на образцах-имитаторах дефектов труб и сварных соединений трубопроводов путём сварки КСС по технологии, прошедшей производственную аттестацию. По результатам допускных испытаний составляют протокол по форме, приведенной в приложении В.

18.7 На водолазов-сварщиков, прошедших допускные испытания, оформляют допускные листы согласно форме, приведенной в приложении Г.

18.8 Допускается сварку КСС при допускных испытаниях совмещать с производственной аттестацией технологии сварки. Разрешается оформлять допускные листы водолазов- сварщиков по положительным результатам контроля качества сварки КСС после получения Свидетельства НАКС на применяемую технологию.

18.9 Работы по восстановлению изоляции подводных участков трубопровода установкой подводной антикоррозионной системы Sea Shield 2000 HD выполняют специализированные организации с обученным персоналом, укомплектованные необходимыми техническими средствами.

18.10 К работам по неразрушающему контролю допускаются водолазы - дефектоскописты, прошедшие обучение, выдержавшие квалификационные испытания и получившие удостоверения установленной формы согласно ПБ 03-440-02 [20]. Правом выдачи заключений по результатам неразрушающего контроля обладают специалисты, имеющие II и выше квалификационный уровень.

19 Требования безопасности и охрана труда

19.1 Организация производства работ по ремонту подводного перехода должна обеспечивать их техническую и экологическую безопасность на всех стадиях и отвечать требованиям нормативной документации.

19.2 Общее руководство и ответственность за безопасное ведение работ и охрану труда осуществляет руководитель организации -исполнителя, выполняющей ремонтные работы.

19.3 Работники организации-исполнителя, выполняющие ремонтные подводно-технические работы в охранной зоне действующего трубопровода, в том числе машинисты машин и механизмов, механики плавсредств, должны быть обучены безопасным приемам и методам выполнения работ и иметь квалификационные удостоверения.

19.4 До начала работ в охранной зоне трубопровода организация-исполнитель разрабатывает мероприятия, обеспечивающие безопасное ведение работ, сохранность действующего трубопровода и его сооружений и согласовывает их с эксплуатирующей организацией.

19.5 Перед началом работ на объекте организация-исполнитель получает письменное разрешение эксплуатирующей организации на производство работ в охранной зоне действующего трубопровода по установленной форме. Производство работ без разрешения или по разрешению, срок действия которого истек, запрещается.

19.6 Работники организации-исполнителя на объекте должны пройти инструктаж по охране труда и технике безопасности с учетом особенностей объекта. Проведение инструктажа, обучения и проверки знаний оформляют документально (журналы, протоколы).

19.7 Для водолазов в размытом котловане должны быть обеспечены условия для безопасного ведения работ. Крутизна откосов котлована должна обеспечивать устойчивость стенок и в зависимости от характеристик донного грунта принимается в соответствии со СНиП III 42-80* [6] (пункт 8.4) и РД 31.84.01-90 [21] (пункт 3.43). Место проведения работ при необходимости должно быть оборудовано настилами и спусковыми трапами.

19.8 Меры безопасности при проведении электросварочных работ под водой при ремонте трубопроводов должны быть направлены на предотвращение поражения водолаза электрическим током, прожига водолазного снаряжения, ожога роговины глаза, травм при столкновениями с частями конструкций, а также неконтролируемого разрушения завариваемого трубопровода.

19.9 Запрещается проводить подводно-технические и электросварочные работы без двухсторонней разговорной связи с работающим водолазом. В случае отказа работы переговорного устройства необходимо отключить источник сварочного тока и поднять водолаза.

19.10 Источники питания сварочного тока должны иметь ограничитель холостого хода (при отсутствии сварочной дуги напряжение на выходе источника питания должно быть не более 12 В).

19.11 Для предотвращения поражения водолаза электрическим током должно использоваться снаряжение, полностью изолирующее тело от водной среды. При попадании воды в гидрокомбинезон работающий водолаз должен подать команду об отключении сварочного источника питания и выйти на поверхность.

19.12 Аппараты для подводной сварки обязательно должны комплектоваться защитно-коммутационными устройствами. Источник питания сварочного тока должен располагаться в непосредственной близости к оператору связи с водолазом-сварщиком.

19.13 Для энергоснабжения оборудования, применяемого при ремонте подводных переходов, должны применяться трехфазные источники переменного тока с напряжением 380 В и изолированной нейтралью.

19.14 Электродержатели и все токоведущие части должны иметь надежную изоляцию. Сварочный кабель должен быть гибким, эластичным, без повреждений. Сопротивление изоляции должно быть не менее 0,5 МОм.

19.15 Водолазный шлем при проведении подводных сварочных работ должен быть обтянут резиной.

19.16 При выполнении работ по неразрушающему контролю должны соблюдаться требования безопасности, изложенные в технической документации на применяемую аппаратуру,

19.17 Водолазные работы и спуски, а также медицинское обеспечение водолазов должны проводиться в соответствии с РД 31.84.01-90 [21].

19.18 Для обеспечения безопасности труда и экологических требований при производстве ремонтных работ следуете руководствоваться ГОСТ 12.1.019, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ 12.0.004, ГОСТ 17.1.3.06, ГОСТ 17.1.3.13, ГОСТ Р МЭК 60974-1, СТО Газпром 14, СНиП 12.03-2001 [22], ВРД 39-1.14-021-2001 [23], ВРД 39-1-10-006-2000* [24], ВСН 51-1-80 [25], ПОТ РМ 020-2001 [26], ПБ 10-382-00 [27], РД 10-107-96 [28], ПБ 08-624-03 [29], правилами [30], [31].

Приложение А
(обязательное)

Формы актов и заключений, оформляемых при проведении ремонтных работ

А.1 Акт обследования дефектов подводного перехода трубопровода

Заказчик (эксплуатирующая организация) _________________________________________

Исполнитель _______________________________ Тип трубы _________________________

Трубопровод ______________________________ Тип шва ___________________________

Водная преграда _______________________________ Диаметр трубы, мм ______________

Номер трубы __________________________________ Толщина стенки, мм _____________

Тип и конструкция защитного покрытия __________________________________________

Толщина защитного покрытия, мм _______________________________________________

1 Применяемые методы контроля

 

(Нормативные документы)

2 Идентификация дефекта № ______, выявленного при ВТД (приборном водолазном обследовании)

Параметры дефекта

Результаты по отчету №

Результаты обследования

Описание дефекта

 

 

Тип (внеш., внутр., стенка)

 

 

Длина, мм

 

 

Ширина, мм

 

 

Глубина, мм

 

 

Угловое положение, град.

 

 

Мин. толщина стенки, мм

 

 

3 Параметры дефектов, не выявленных при ВТД (приборном водолазном обследовании)

Обозначение дефекта

 

 

 

Описание дефекта

 

 

 

Тип (внеш., внутр., стенка)

 

 

 

Длина, мм

 

 

 

Ширина, мм

 

 

 

Глубина, мм

 

 

 

Угловое положение, град.

 

 

 

Мин, толщина стенки, мм

 

 

 

4 Схема расположения всех дефектов, выявленных в зоне контроля

5 Приборы и инструменты, применяемые при контроле

Наименование

Зав. №

Поверен до

Наименование

Зав. №

Поверен до

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Обследование провел __________________________________________________________

(фамилия, должность, подпись)

Удостоверение № _________ _________________ Срок действия до ___________________

Выдано ______________________________________________________________________

(организация, выдавшая удостоверение)

Обследование провел __________________________________________________________

(фамилия, должность, подпись)

Удостоверение № :_______ ___________________ Срок действия до ___________________

Выдано ______________________________________________________________________

(организация, выдавшая удостоверение)

Проведенное обследование соответствует требованиям нормативной документации.

Ответственный представитель службы эксплуатации трубопровода

__________________________ __________________________________ ________________

                      (должность)                                              (Ф.И.О.)                                           (подпись)

Дата ___________________________

A.2 Заключение по измерительному и ультразвуковому контролю выборки дефектов

ЗАКЛЮЧЕНИЕ №__________________

по результатам неразрушающего контроля выборки дефектного участка

1 Вид контроля: визуальный и измерительный

Трубопровод __________________________________________________________________

Водная преграда _____________________________ Номер трубы _____________________

Диаметр трубы, мм _______________ Номинальная толщина стенки, мм _______________

Номер дефекта ___________________________________

Приборы и инструменты, применявшиеся при контроле

Наименование

Заводской №

 

 

 

 

 

 

Результаты контроля и детализация трубы

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

Специалист (уровень) __________________________________________________________

(фамилия, подпись)

Удостоверение № ____________от _______________ действительно до ________________

Специалист (уровень) __________________________________________________________

(фамилия, подпись)

Удостоверение № __________ от ____________ действительно до ____________________

2 Вид контроля: ультразвуковой контроль

Приборы и инструменты, применявшиеся при контроле

Наименование

Марка

Заводской №

Поверен до

Ультразвуковой дефектоскоп

 

 

 

Ультразвуковой толщиномер

 

 

 

Стандартный образец предприятия СОП

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Параметры контроля

Параметр

Значение параметра

Параметр

Значение параметра

Рабочая частота

 

Угол ввода

 

Размеры пьезоэлемента

 

Шаг сканирования

 

Уровень браковки

 

 

 

Результаты контроля

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

_____________________________________________________________________________

Специалист (уровень) __________________________________________________________

(фамилия, подпись)

Удостоверение № _________ от ______________ действительно до ____________________

Специалист (уровень) __________________________________________________________

(фамилия, подпись)

Удостоверение № _________ от ______________ действительно до ____________________

A.3 Акт на ремонт сваркой труб и сварных соединений

_____________________________________________________________________________

(Предприятие)

Акт на ремонт
сваркой труб и сварных соединений

«____»_________200__г.

Мы, нижеподписавшиеся:

ответственный руководитель работ _______________________________________________

                                                         (Ф.И.О., должность)

представитель Службы

неразрушающего контроля         __________________________________________________

                                                            (Ф.И.О., должность)

составили настоящий акт в том, что на ПК _____________________ км ________________

газопровода ____________________________________________________________________

категории _________ из ____________________ труб поставки _______________________

диаметром ____________________ с толщиной стенки ______________________________

из стали марки __________________ произведен ремонт дефектного участка с параметрами

_____________________________________________________________________________

Ремонт выполнен методом:

1. сварки (наплавки)                                                              2. сварки (заварки)

(нужное отметить)

Сварной шов ___________ выполнен проволокой ______________ в среде ______________

сварщиком-водолазом ___________________________ клеймо номер __________________

Сварной шов проконтролирован методом(ми)

и признан годным.

Заключение номер _________________________ от «____»______________ 200__г.

Сварной шов ___________ выполнен проволокой ______________ в среде ______________

сварщиком-водолазом ___________________________ клеймо номер __________________

Сварной шов проконтролирован методом(ми)

и признан годным.

Заключение номер _________________________ от «____»______________ 200__г.

Сведения об изоляции __________________________________________________________

Сведения об испытании ________________________________________________________

Сведения о подключении катодной защиты ________________________________________

Подписи

Приложение Б
(обязательное)

Порядок аттестации технологий ремонта полуавтоматической сваркой дефектов труб и сварных соединений

Б.1 Порядок аттестации

Производственная аттестация ремонта полуавтоматической сваркой (наплавкой, заваркой) труб и сварных соединений должна проводиться в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.3-137-2007 «Инструкция по технологиям сварки при строительстве и ремонте промысловых и магистральных газопроводов. Часть П» (раздел 4).

Б.2 Область распространения результатов аттестации с учетом однотипности сварных соединений на газопроводах

Область распространения результатов производственной аттестации технологий ремонта полуавтоматической сваркой (наплавкой, заваркой) труб и сварных соединений устанавливается в пределах одной группы материалов по классу прочности ремонтируемых труб (таблица Б.1).

Таблица Б.1

Группы сварных соединений по классам прочности материалов труб

Номер группы (индекс однотипности) по классу прочности материалов

Характеристики групп материалов

диапазон классов прочности

нормативное значение времен­ного сопротивления разрыву, МПа (кгс/мм2)

1 (M01)

До К54 вкл.

До 529 (54) включ.

2 (М03)

Св. К55 до К60 включ.

Св. 529 (54) до 588 (60) включ.

3 (М03)

 Св. К60

Св. 588 (60)

Область распространения результатов производственной аттестации технологий ремонта полуавтоматической сваркой (наплавкой, заваркой) труб и сварных соединений устанавливается в пределах одной группы по диаметрам ремонтируемых труб (таблица Б.2).

Область распространения результатов производственной аттестации технологий ремонта полуавтоматической сваркой (наплавкой, заваркой) сварных соединений устанавливается в пределах одной группы по толщинам стенок труб в стыковом соединении (таблица Б.3).

Таблица Б. 2

Группы сварных соединений по наружным диаметрам труб

Номер группы (индекс однотипности) по диаметру

Диапазон наружных диаметров, мм

3

Св.426 до 530 включ.

4

Св. 530 (включая плоские детали)

Таблица Б.3

Группы сварных соединений по номинальным толщинам труб в стыковых соединениях для элементов одинаковой толщины

Номер группы (индекс однотипности) по толщине

Диапазон номинальных толщин

2

Св. 7,0 до 12,0 мм включ.

3

Св. 12,0 до 19,0 мм включ.

4

Св. 19,0 до 32,0 мм включ.

5

Св. 32,0 до 50,0 мм включ.

Область распространения результатов производственной аттестации технологий ремонта полуавтоматической сваркой (наплавкой, заваркой) сварных соединений элементов разной толщины устанавливается в пределах одной группы по толщинам стенок труб в стыковом соединении (таблица Б.4).

Таблица Б.4

Группы сварных соединений по номинальным толщинам труб в стыковых соединений для элементов разной толщины

Номер группы (индекс однотипности) по толщине

Диапазон номинальных толщин тонкостенных труб (элементов)

Диапазон номинальных толщин толстостенных труб (элементов)*

2

Св. 7,0 до 12,0 мм включ.

Св. 10,5 до 18,0 мм включ.

3

Св. 12,0 до 19,0 мм включ.

Св. 15,0 до 28,5 мм включ.

4

Св. 19,0 до 32,0 мм включ.

Св. 22,0 до 48,0 мм включ.

5

Св. 32,0 до 50,0 мм включ.

Св. 35,0 до 75,0 мм включ.

__________________

* Разнотолщинные соединения указанных диапазонов толщин установлены исходя из разнотолщинности элементов не более 1,5.

Б.3 Область распространения результатов аттестации с учетом однотипности труб по материалам (классам прочности), диаметрам, толщинам

Таблица Б.5

Область распространения результатов аттестации и группы однотипных КСС по материалам труб (классам прочности)

Группы однотипных материалов труб

Характеристики групп материалов КСС

Область распространения результатов аттестации по материалам труб

класс прочности

нормативное значение временного сопротивления разрыву, МПа (кгс/мм2)

М01

1

До К54 включ.

До 529 (54) включ.

1(М01)

М03

2

От К55 до К60 включ.

От 529 (54) до 588 (60) включ.

2(М03)

Таблица Б.6

Область распространения результатов аттестации и группы однотипных КСС по диаметрам ремонтируемых труб

Индекс однотипности по диаметру труб

Наружный диаметр КСС труб d, мм

Область распространения результатов аттестации по диаметрам труб d, мм

3

426 £ d £ 530

426, 530

4

530 < d £ 1420

720, 820, 1020, 1220, 1420

Таблица Б.7

Область распространения результатов аттестации и группы однотипных КСС по толщинам стенки ремонтируемых труб

Индекс однотипности по толщине стенки труб

Толщина стенки КСС труб t, мм

Область распространения результатов аттестации по толщинам стенки труб, мм

2

7,0 £ t £ 12,0

От 7,0 вкл до 12,0 мм включ.

3

12,0 < t £ 19,0

Св. 12,0 до 19,0 мм включ.

4

19,0 < t £ 32,0

Св. 19,0 до 32,0 мм включ.

Приложение В
(рекомендуемое)

Форма протокола допускных испытаний

УТВЕРЖДАЮ:

 

 

 

(подпись)

«___» _____________200___г.

(м.п.)

ПРОТОКОЛ ДОПУСКНЫХ ИСПЫТАНИЙ № ________от ______

Объект_______________________________________________________________________

1 Общие сведения о водолазе-сварщике

 

1.1Фамилия, имя, отчество

 

1.2 Год рождения

 

1.3 Стаж работы по сварке

 

1.4 Квалификационный уровень по ОК

 

1.5 Клеймо

 

1.6 Номер аттестационного

удостоверения, срок действия

 

2 Данные о сварке (наплавке, заварке) КСС

2.1 Вид (способ) сварки (наплавки)   _______________________________________________

 

2.2 Шифр НД по сварке, технологической

 

 

 

карты аттестованной технологии ремонта

 

 

 

сваркой (наплавкой, заваркой)

 

 

 

2.3 Клеймо КСС

 

 

 

2.4 Группа и марка материала труб

 

 

 

2.5 Вид ремонта

 

 

 

2.6 Слой шва

 

 

 

2.7 Диаметр, мм

 

 

 

2.8 Толщина, мм

 

 

 

2.10 Положение при сварке

 

 

 

2.11 Сварочное оборудование

 

 

 

2.12 Марка сварочной проволоки

 

 

 

2.13 Состав защитного газа

 

 

 

2.14 Дополнительная информация о КСС

 

 

 

3 Контроль качества КСС

3.1 Нормативный документ по контролю

3.2 Результаты контроля качества КСС

Вид контроля

Результат и номер Заключения

Клеймо КСС

 

 

 

Визуальный и измерительный

 

 

 

Радиографический

 

 

 

Ультразвуковой

 

 

 

Испытания на статический изгиб

 

 

 

4 Область распространения КСС

Параметры сварки

Обозначение условий сварки

Область распространения

4.1 Способ сварки

 

 

4.2 Вид деталей

 

 

4.3 Вид ремонта

 

 

4.4 Группа свариваемого материала

 

 

4.5 Сварочные материалы

 

 

4.6 Толщина, мм

 

 

4.7 Диаметр, мм

 

 

4.8 Положение при сварке

 

 

4.9 Сварочное оборудование

 

 

Допускной лист № ___________выдан ____________________________________

                                          (подпись, дата)

Представитель отдела

 

 

 

главного сварщика

_________________________

(организация, должность)

_______________

(подпись, дата)

_______________

(Ф.И.О.)

Представитель службы

 

 

 

контроля качества

_________________________

(организация, должность)

_______________

(подпись, дата)

_______________

(Ф.И.О.)

Представитель

 

 

 

технадзора заказчика

_________________________

(организация, должность)

_______________

(подпись, дата)

_______________

(Ф.И.О.)

Примечания

1 В п. 1.5 указывают личное клеймо водолаза-сварщика, присвоенное приказом по организации, в п. 2.3 указывается клеймо, присвоенное КСС при допускных испытаниях сварщика.

2 В п. 1.4 указывают общий стаж работы по сварке.

3 В п. 2 и 3 вносят сведения о каждом контрольном сварном соединении, сварку которого выполнял водолаз-сварщик при допускных испытаниях по конкретной технологической карте аттестованной технологии сварки.

4 В п. 2.11 указывают конкретную марку сварочного оборудования, на котором выполнялись допускные испытания.

5 В п. 3.1 вносятся наименования методов контроля качества, которые применялись при допускных испытаниях в соответствии с требованиями нормативных документов и результатов производственной аттестации технологии ремонта сваркой (наплавкой, заваркой).

6 Результаты контроля (см. 3.2) указывают словами «удовлетворительно» и «неудовлетворительно» с указанием номера и даты акта, заключения и т.п.

7 Область распространения определяется требованиями нормативного документа и технологической карты аттестованной технологии ремонта сваркой (наплавкой, заваркой).

8 Если при допускных испытаниях выполнено несколько контрольных сварных соединений, области распространения которых не перекрываются, то в таблице «Область распространения» раздельно указывают диапазон параметров области распространения с учетом выполненных контрольных сварных соединений.

9 Информацию об области распространения допускается указывать условными обозначениями, принятыми в РД 03-615-03 [10].

10 Протокол оформляют в двух экземплярах, один из которых хранят в организации, выполняющей сварочные работы, другой передают в составе исполнительной документации.

11 Регистрацию допускного листа выполняет служба контроля качества.

Приложение Г
(рекомендуемое)

Форма допускного листа водолаза-сварщика

УТВЕРЖДАЮ:

 

 

 

(подпись)

«___» _____________200___г.

(м.п.)

ДОПУСКНОЙ ЛИСТ № ________ от _______

Объект ________________________________________________________________________

Общие сведения о водолазе-сварщике

1 Фамилия, имя, отчество

 

2 Год рождения

 

3 Стаж работы по сварке

 

4 Квалификационный уровень по ОК

 

5 Клеймо

 

6 Номер аттестационного удостоверения,

срок действия

 

7 Номер и дата протокола допускных

испытаний, срок действия

 

 

Параметры сварки

Область распространения

1 Способы сварки

 

2 Шифр НД по сварке, технологической карты аттестованной технологии ремонта сваркой (наплавкой, заваркой)

 

3 Шифр НД по контролю качества КСС допускных испытаний

 

4 Характер выполняемых работ

 

5 Группы (марки) основного материала

 

6 Сварочные материалы

 

7 Вид ремонта

 

8 Форма разделки кромок

 

9 Диапазон диаметров, мм

 

10 Диапазон толщин, мм

 

11 Положение при сварке

 

12 Наличие подогрева

 

13 Наличие термической обработки

 

14 Вид, тип (марка) сварочного оборудования

 

 

Представитель отдела

 

 

 

главного сварщика

_________________________

(организация, должность)

_______________

(подпись, дата)

_______________

(Ф.И.О.)

Представитель службы

 

 

 

контроля качества

_________________________

(организация, должность)

_______________

(подпись, дата)

_______________

(Ф.И.О.)

Представитель

 

 

 

технадзора заказчика

_________________________

(организация, должность)

_______________

(подпись, дата)

_______________

(Ф.И.О.)

Библиография

[1]

Строительные нормы и правила Российской Федерации

 

Магистральные трубопроводы

 

СНиП 2.05.06-85*

[2]

Руководящий документ Госгортехнадзора России

 

Порядок применения сварочных материалов при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов

 

РД 03-613-03

[3]

Стандарт Американского сварочного общества

 

Электроды из углеродистой стали для дуговой сварки в среде защитных газов

 

AWSA5.18

[4]

Стандарт Американского сварочного общества

 

Электроды и прутки из низколегированной стали для дуговой сварки в защитных газах

 

AWS A5.28

[5]

Руководящий документ Госгортехнадзора России

 

Порядок применения сварочного оборудования при изготовлении, монтаже ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов

 

РД 03-614-03

[6]

Строительные нормы и правила Российской Федерации

 

Магистральные трубопроводы. Правила производства и приемки работ

 

СНиП III-42-80*

[7]

Строительные нормы и правила Российской Федерации

 

Организация строительства

 

СНиП 12-01-2004

[8]

Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя СССР

 

Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Подводные переходы

 

ВСН 010-88

[9]

Руководящий документ ОАО «Газпром»

 

Регламент по техническому обслуживанию подводных переходов магистральных газопроводов через водные преграды

 

РД 51-3-96

[10]

Руководящий документ Госгортехнадзора России

 

Порядок применения сварочных технологий при изготовлении, монтаже, ремонте и реконструкции технических устройств для опасных производственных объектов

 

РД 03-615-03

[11]

Ведомственные строительные нормы Миннефтегазстроя СССР

 

Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ. Часть II

 

ВСН 012-88 Часть II

[12]

Инструкция по вихретоковому контролю линейной части магистральных газопроводов (утверждена РАО «Газпром» 01.01.1999 г.)

[13]

Американский стандарт качества

 

Технология обследования сварных швов методом измерений полей переменного тока (Standard Practice for Welds Using the Alternating Field MeasurementTechnique)

 

ASTME 2261-03

[14]

Технические условия ООО «НПП «Технотрон»

 

Инверторные источники питания сварочного тока ДС-400.3М

 

ТУ 3441-031-13092653-2004

 

[15]

Руководящий документ Госгортехнадзора России

 

Инструкция по визуальному и измерительному контролю

 

РД 03-606-03

[16]

Инструкция по ремонту изоляции подводных переходов газопроводов и продуктопроводов (временная), (утверждена ОАО «Газпром» 21.05.2003 г., согласована Госгортехнадзором России письмом № 10-03/711 от 08.07.2003 г.)

[17]

Ведомственные строительные нормы ОАО «Газпром»

 

Конструкция и способы балластировки и закрепления подземных газопроводов

 

ВСН 39-1.9 - 003-98

 

[18]

Правила Госгортехнадзора России

 

Правила аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства

 

ПБ 03-273-99

 

[19]

Руководящий документ Госгортехнадзора России

 

Технологический регламент проведения аттестации сварщиков и специалистов сварочного производства

 

РД 03-495-02

[20]

Правила Госгортехнадзора России

 

Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля

 

ПБ 03-440-02

[21]

Руководящий документ Минтранса России

 

Единые правила безопасности труда на водолазных работах

 

РД 31.84.01-90

[22]

Строительные нормы и правила Российской Федерации

 

Безопасность труда в строительстве. Часть I. Общие требования

 

СНиП 12-03-2001

[23]

Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

 

Единая система управления охраной труда и промышленной безопасностью в ОАО «Газпром»

 

ВРД-39-1.14-021-2001

[24]

Ведомственный руководящий документ ОАО «Газпром»

 

Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов

 

ВРД 39-1.10-006-2000*

[25]

Ведомственные строительные нормы Мингазпрома СССР

 

Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов. Министерства газовой промышленности

 

ВСН 51-1-80

[26]

Правила по охране труда Минтруда России и Минэнерго России

 

Межотраслевые правила по охране труда при электро- и газосварочных работах

 

ПОТ РМ 020-2001

[27]

Правила Госгортехнадзора России

 

Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов

 

ПБ 10-382-00

[28]

Руководящий документ Госгортехнадзора России

 

Типовая инструкция для стропальщиков по безопасному производству работ грузоподъемными машинами

 

РД 10-107-96

[29]

Правила безопасности Госгортехнадзора России

 

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

 

ПБ 08-624-03

[30]

Правила безопасности при эксплуатации магистральных трубопроводов (утверждены Мингазпромом СССР 16.03.1984 г.)

[31]

Правила охраны магистральных трубопроводов (утверждены Постановлением Госгортехнадзора России от 24.04.1992 г. № 9)