Обозначения и сокращения

В настоящем документе применены следующие обозначения и сокращения:

АО «Транснефть – Диаскан» – акционерное общество «Транснефть – Диаскан»;

АУЗК – автоматизированный ультразвуковой контроль;

ВИК – визуальный и измерительный контроль;

ВИП – внутритрубный инспекционный прибор;

ВРЧ – временная регулировка чувствительности;

ВТД –внутритрубное диагностирование;

ДДК – дополнительный дефектоскопический контроль;

е.о.п. – единицы оптической плотности;

КИК – контрольно-измерительный контакт;

КИП и А – контрольно-измерительные приборы и автоматика;

КСС – контрольное сварное соединение;

ЛНК – лаборатория неразрушающего контроля;

МК – магнитопорошковый контроль;

МУЗК – механизированный ультразвуковой контроль;

НАКС – Национальное Агентство Контроля и Сварки;

НД – нормативный документ;

НК – неразрушающий контроль;

НУ – намагничивающее устройство;

ООО «НИИ Транснефть» – общество с ограниченной ответственностью
«Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов Транснефть»;

ООО «Транснефть – Надзор» – общество с ограниченной ответственностью «Транснефть – Надзор»;

ПВК – контроль проникающими веществами (капиллярные методы контроля);

ПВЭ – полная высота экрана ультразвукового дефектоскопа;

ПО – подрядная организация;

ПЭП – пьезоэлектрический преобразователь;

РК – радиационный контроль, в т. ч. радиографический;

Ростехнадзор – Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору;

РУЗК – ручной ультразвуковой контроль;

СК – строительный контроль;

СКР – система контрольно-регистрирующая;

СО – стандартный образец;

СОП – стандартный образец предприятия;

ТД – технические документы;

УЗК – ультразвуковой контроль;

ФАР – фазированная решетка;

DN – номинальный диаметр;

PN – номинальное давление, МПа;

TOFD – time of flight diffraction (дифракционно-временной метод неразрушающего контроля).

Основные положения

5.1 НК проводят с целью обнаружения дефектов в сварных соединениях и своевременного выявления отклонений в технологии сварки при поточном производстве.

5.2 НК подвергают выполненные всеми видами ручной, механизированной, комбинированной и автоматической электродуговой сварки соединения магистральных трубопроводов, к которым относятся инженерные сооружения, состоящие из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов и связанных с ними насосных станций и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу нефти/нефтепродуктов потребителям или перевалку на другой вид транспорта, в том числе:

а) линейной части магистральных трубопроводов, которыми являются участки трубопровода, соединяющие НПС между собой либо с приемо-сдаточными пунктами;

б) технологических трубопроводов, включающих в себя:

- трубопроводы между точками врезки в линейную часть магистрального трубопровода на входе и выходе площадочного объекта, включая входную и выходную арматуру;

- трубопроводы дренажа и утечек от насосных агрегатов, дренажа
фильтров-грязеуловителей, регуляторов давления, узлов учета нефти/нефтепродуктов;

- трубопроводы сброса давления от предохранительных клапанов, системы сглаживания волн давления, обвязки емкостей сброса ударной волны, откачки из емкостей сбора утечек;

- трубопроводы резервуарных парков, включая обвязку резервуаров;

- трубопроводы сливо-наливных эстакад;

- трубопроводы опорожнения стендеров морских терминалов, установок для рекуперации паров нефти.

5.3 Сварные соединения трубопроводов по 5.2 на этапе строительства, реконструкции и капитального ремонта контролируют с применением визуального и измерительного, капиллярного, магнитопорошкового, радиографического, ультразвукового методов контроля и с применением ВИП.

Примечания – Капиллярный и магнитопорошковый методы контроля применяются для уточнения результатов ВИК, в качестве дополнительных методов контроля.

5.4 Для применения других, не перечисленных в 5.3, методов НК следует разработать технологию контроля с использованием предлагаемого метода, соответствующую технологическую инструкцию и операционные технологические карты. Разработанная технология должна пройти экспертизу промышленной безопасности с регистрацией заключения в Ростехнадзоре, согласование с ООО «НИИ Транснефть».

5.5 На стадии строительства, реконструкции и ремонта трубопроводов объемы применения методов НК сварных соединений в зависимости от назначения и диаметра трубопровода (его участков), проектного давления транспортируемой по нему среды, а также условий прокладки и категории трубопровода (его участков) устанавливаются проектной документацией. При отсутствии указаний в проектной документации необходимо руководствоваться требованиями таблицы 5.1.

Таблица 5.1 – Методы и объемы контроля сварных соединений при строительстве, реконструкции и капитальном ремонте трубопроводов и их участков

Продолжение таблицы 5.1

Окончание таблицы 5.1

5.6 После завершения строительством участка трубопровода протяженностью более 1000 м или подводного перехода трубопровода, перед сдачей его в эксплуатацию, производится НК с применением ВИП. Порядок пропуска ВИП, представления отчетов по его результатам, идентификации и устранения выявленных дефектов определены
ОР-19.000.00-КТН-194-10.

5.7 Методы НК сварных соединений трубопроводов и объемы их применения при ремонте трубопроводов по 5.2 настоящего документа независимо от их категории определяют по таблице 5.2.

Таблица 5.2 – Методы и объемы НК сварных соединений при эксплуатации трубопроводов

5.8 Сварные соединения трубопроводов, находящихся в эксплуатации, в которых параметры дефектов определены только по данным ВИП, а также сварные соединения, которые не могут быть проконтролированы с применением ВИП, в том числе находящиеся в режиме консервации, должны быть дополнительно проконтролированы неразрушающими методами при проведении ДДК в соответствии с ОР-19.100.00-КТН-010-10.

5.9 Методы, объемы и порядок проведения НК, выполняемого в целях ДДК трубопроводов, находящихся в эксплуатации или режиме консервации, определяются результатами технического диагностирования и требованиями РД-23.040.00-КТН-140-11, а также требованиями РД-19.100.00-КТН-192-10.

5.9.1 При оценке качества сварного соединения учитываются все дефекты, выявленные примененными методами НК.

5.9.2 Выявленные в сварных соединениях недопустимые дефекты устраняются до ввода трубопровода в эксплуатацию.

5.9.3 Форма технологической инструкции – в соответствии с приложением А настоящего документа.

5.9.4 Типовые операционные технологические карты оформляют в соответствии с приложением Б настоящего документа.

5.9.5 Заключения по результатам НК оформляются в соответствии с приложением В настоящего документа.

5.9.6 Определение одиночных включений, скоплений, одиночных скоплений проводить в соответствии с приложением Г настоящего документа.

5.9.7 Контроль и оценка соответствия требованиям НД сварных соединений разнотолщинных элементов, имеющих различную толщину стенки и форму подготовки кромок по периметру стыка проводятся в соответствии с приложением Д настоящего документа.

5.9.8 Результаты контроля сварных соединений методами НК приводятся в журнале контроля сварных соединений методами НК, оформленном в соответствии с приложением Е настоящего документа.

5.9.9 Технология цифровой радиографии с использованием запоминающих пластин осуществляется в соответствии с приложением Ж настоящего документа.

5.9.10 АУЗК должен проводиться в соответствии с приложением И настоящего документа.

5.9.11 Технология УЗК стыковых кольцевых сварных соединений дефектоскопами с ФАР осуществляется в соответствии с приложением К настоящего документа.

5.9.12 Особенности УЗК стыковых кольцевых сварных соединений на подкладных кольцах проводится в соответствии с приложением Л настоящего документа.

5.9.13 Форма перечня файлов данных с результатами контроля сварных соединений трубопровода приведена в приложении М настоящего документа.

5.9.14 Описание проволочных эталонов чувствительности приведено в приложении Н настоящего документа.