Перейти на главную страницу
5.1. При проведении работ по техническому диагностированию котла «Подрядчик» обязан:
- при указании представителя работников эксплуатирующей организации, в других случаях, предусмотренных инструкцией или нарядом-допуском эксплуатирующей организации.
5.2. Требования промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды при выполнении работ по техническому диагностированию котлов, устанавливаются в соответствии с нормативной документацией.
6. Нормативная документация
Работы по техническому диагностированию котлов выполняются в соответствии с:
- Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;
- Федеральный закон от 21 декабря 1994 № 69-ФЗ «О пожарной безопасности»;
- ГОСТ 28702-90 «Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые: общие технические требования»;
- ГОСТ 20415-82 «Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие требования»;
- ГОСТ 9012-59 «Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю»;
- ГОСТ 18442-80 « Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования»;
- ГОСТ 14249-89 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность»;
- «Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используются паровые и водогрейные котлы, сосуды, работающие под давлением, трубопроводы пара и горячей воды», утверждено постановлением Госгортехнадзора России №62 от 23.10.2002г;
- ПБ 03-246-98 «Правила проведения экспертизы промышленной безопасности»;
- ПБ 03-440-02 «Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля»;
- ПБ 03-517-02 «Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов»;
- ПБ 08-624-03 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
- РД 03-606-03 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю»;
- РД 34.17.302-97 «Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды, сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль»;
- РД 153-34.1-003-01 «Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте энергетического оборудования»;
- СТО Газпром 079-2010 «Положение о системе технического диагностирования оборудования и сооружений энергохозяйства»;
- СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования»;
- СТО Газпром 2-3.5-032-2005 «Положение по организации и проведению контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром»»;
Оценка технического состояния стальных газопроводов, выявление дефектов, прогнозирование технического состояния с выдачей рекомендаций по дальнейшей эксплуатации.
3.1. Диагностическое обследование стальных газопроводов (далее по тексту – техническое диагностирование) должно выполняться в соответствии с требованиями действующей в ОАО «Газпром» нормативной документацией.
3.2. Основным нормативным документом по техническому диагностированию стальных газопроводов является РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния стальных газопроводов».
3.3. На основе действующих нормативных документов, документов согласованных к применению с ООО «Газпром центрремонт» (с Управлением по диагностическому обслуживанию объектов ЕСГ) и настоящего Технического задания Подрядчик обязан разработать и согласовать с дочерним эксплуатирующим обществом «Программу технического диагностирования стальных газопроводов».
3.4. Объектом технического диагностирования является стальной газопровод системы газоснабжения объектов энергетического хозяйства.
3.5. Техническое диагностирование стальных газопроводов включает следующие виды работ:
- анализ технической документации;
- разработка программы технического диагностирования;
- техническое диагностирование без вскрытия грунта;
- техническое диагностирование в шурфе;
- определение технического состояния и остаточного срока службы;
- оформление документации.
3.5.1. Анализ технической документации.
3.5.1.1. Анализ документации осуществляется путем изучения всех сведений о техническом состоянии газопровода в объеме данных технического эксплуатационного паспорта стального газопровода.
3.5.1.2. На стадии анализа прослеживается динамика изменения защитных свойств изоляционного покрытия, режима работы электрохимической защиты, характер повреждений и аварий газопровода, выявленных при эксплуатации и в результате плановых приборных обследований.
3.5.1.3. Результаты анализа обобщаются и оформляются актом (приложение Б РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния стальных газопроводов»).
3.5.2. Техническое диагностирование без вскрытия грунта.
3.5.2.1 Программа технического диагностирования без вскрытия грунта включает следующие разделы:
- проверка на герметичность (ПБ 12-368-00);
- проверка эффективности работы электрохимической защиты (ПБ 12-368-00);
- проверка состояния изоляции (ПБ 12-368-00);
- выявление участков газопровода с аномалиями металла труб;
- определение коррозионной агрессивности грунта и наличие блуждающих токов на участках с неблагоприятными условиями.
3.5.2.2. По результатам технического диагностирования без вскрытия грунта составляется акт (приложение Г РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния стальных газопроводов»).
3.5.3. Техническое диагностирование в шурфе.
3.5.3.1. Программа технического диагностирования в шурфе включает в себя:
- измерение поляризационного и суммарного потенциалов;
- определение внешнего вида, толщины и свойства изоляционного покрытия;
- определение состояния поверхности металла трубы;
- контроль геометрических размеров при наличии коррозионных повреждений;
- определение вида и размеров дефектов в сварных швах если при осмотре обнаружены отклонения от нормативных требований;
- определение коррозионной агрессивности грунта и наличия блуждающих токов;
- определение фактических значений временного сопротивления, предела текучести, ударной вязкости металла, параметров напряженно-деформированного состояния в кольцевом направлении.
3.5.3.2. По результатам технического диагностирования в шурфе составляется акт (приложение Д РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния стальных газопроводов»).
3.5.4. Определение технического состояния и остаточного срока службы.
3.5.4.1. Определение технического состояния газопровода проводится путем сравнения фактических значений технического состояния с критическими значениями соответствующих параметров предельного состояния.
3.5.4.2. Расчет остаточного срока службы стального газопровода производится по полученным в результате технического диагностирования параметрам (п.п.6.4-6.7 РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния стальных газопроводов»).
3.5.5. Оформление документации.
3.5.5.1. По результатам выполненных работ оформляется первичный отчет и предоставляется эксплуатирующей организации.
3.5.5.2. На основании первичной документации технического диагностирования и произведенных расчетов составляется отчет состоящий из следующих разделов:
- введение;
- основные сведения о диагностируемом газопроводе;
- результаты анализа технической документации;
- выводы и рекомендации по результатам предыдущих обследований;
- результаты текущего технического диагностирования;
- расчет остаточного срока службы;
- заключение.
3.6. Выезд диагностической бригады согласовывается в оперативном порядке и сопровождается письмом о направлении бригады.
3.7. После выполнения работ по техническому диагностированию подрядная организация оформляет заключение на обследованное оборудование и передает эксплуатирующей организации.
3.8. Окончательный объем обследования определяется программой работ по техническому диагностированию стальных газопроводов, которая разрабатывается перед проведением работ и учитывает специфику и особенность выполнения работ на конкретном объекте.
4.1. Работы по техническому диагностированию проводятся специализированными организациями, которые соответствуют требованиям СТО Газпром 079-2010 «Положение о системе технического диагностирования оборудования и сооружений энергохозяйства».
Диагностические организации должны иметь:
- организованную систему охраны труда в соответствии с нормативной документацией;
- специалистов, аттестованных по знаниям норм и правил безопасности при работе в электроустановках и тепловых энергоустановках, промышленной безопасности и охраны труда, пожарной безопасности в соответствии нормативной документацией;
- программное обеспечение для проведения расчетов и обработки данных по результатам технического диагностирования;
- нормативную и техническую документацию по видам выполняемых работ;
- материально-техническое оснащение для производства работ по техническому диагностированию;
- опыт выполнения работ по техническому диагностированию на объектах ОАО «Газпром» и сторонних организаций.
4.2. Специальные требования
В зависимости от вида выполняемых работ диагностические организации должны иметь:
- лицензию на осуществление деятельности по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах магистрального трубопроводного транспорта, химической и нефтехимической промышленности, котлонадзора, систем газопотребления и газораспределения, подъемных сооружений;
- экспертов в области промышленной безопасности по каждому типу объектов экспертизы (проектная документация, технические устройства, здания и сооружения, иные документы) для групп оборудования и сооружений.
- специалистов по расчетам на прочность;
- лабораторию неразрушающего контроля по методам контроля (визуальный и измерительный, ультразвуковой, вихретоковый, акустико-эмиссионный, магнитный, проникающими веществами, вибродиагностический, радиационный, тепловой) в соответствии с нормативной документацией;
- специалистов по неразрушающему контролю с уровнем не ниже второго по каждому методу контроля (визуальный и измерительный, ультразвуковой, вихретоковый, акустикоэмиссионный, магнитный, проникающими веществами, вибродиагностический, радиационный, тепловой) в соответствии с нормативной документацией;
- приборы неразрушающего контроля по каждому методу контроля (визуальный и измерительный, ультразвуковой, вихретоковый, акустико-эмиссионный, магнитный, проникающими веществами, вибродиагностический, радиационный, тепловой);
- свидетельство о регистрации электроизмерительной лаборатории;
- специалистов, имеющих право проводить испытания повышенным напряжением электрооборудования;
- автотранспорт для передвижных лабораторий.
4.3. Дополнительные требования
Независимо от вида выполняемых работ к диагностическим организациям могут предъявляться дополнительные требования о наличии:
- документов, подтверждающих соответствие выполняемых работ по техническому диагностированию оборудования и сооружений энергохозяйства требованиям нормативной документации добровольной системы сертификации, например, ГАЗПРОМСЕРТ;
- документов, подтверждающих соответствие системы менеджмента качества требованиям СТО 9001, ГОСТ Р ИСО 9001;
- аккредитации в Единой системе оценки соответствия на объектах, подконтрольных Ростехнадзору;
- оценки готовности (аккредитации) организаций, выполняющих работы по техническому диагностированию оборудования энергохозяйств дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром» в соответствии с Порядком прохождения аккредитации.
4.4 В случае необходимости требования к диагностическим организациям могут быть изменены или дополнены в установленном в ОАО «Газпром» порядке.
5. Техника безопасности при проведении работ
5.1. При проведении работ «Подрядчик» обязан:
-обеспечить организацию прибытия персонала при наличии письменного распоряжения на проведение работ;
-обеспечить прохождение всех видов инструктажей по технике безопасности и пожарной безопасности и выполнение мероприятий по безопасной организации работ;
-получить «Акт-допуск сторонних организаций для производства работ на территории объектов» в эксплуатирующей организации ОАО «Газпром» и обеспечить выполнение и соблюдение его требований;
-производить работы только при наличии письменного разрешения на работу в охранной зоне магистральных газопроводов;
-при выполнении работ на объектах эксплуатирующей организации ОАО «Газпром» руководствоваться правилами безопасности, утвержденными федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору (в соответствии с номенклатурой опасных производственных объектов);
-выполнять требования инструкций охране труда и технике безопасности эксплуатирующей организации;
-при выполнении работ пользоваться средствами индивидуальной защиты и спецодеждой;
-обеспечить проведение работ только в дневное время;
-немедленно прекратить работы:
- при появлении признаков отравления, ухудшения собственного самочувствия или обнаружения недомогания участников работ;
- при указании представителя работников эксплуатирующей организации, в других случаях, предусмотренных инструкцией или нарядом-допуском эксплуатирующей организации.
5.2. Требования промышленной безопасности, охраны труда и охраны окружающей среды при выполнении работ по техническому диагностированию стальных газопроводов устанавливаются в соответствии с нормативной документацией.
Работы по техническому диагностированию стальных газопроводов выполняются в соответствии с:
-Федеральный закон от 21 июля 1997 г. N 116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов»;
- ГОСТ 28702-90 «Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые: общие технические требования»;
- ГОСТ 20415-82 «Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие требования»;
- ГОСТ 9012-59* «Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю»;
- ГОСТ 18442-80* « Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования»;
- ГОСТ 14249-89 «Сосуды и аппараты. Нормы и методы расчета на прочность»;
- ГОСТ 11881-76* ГСП «Регуляторы, работающие без использования постороннего источника энергии. Общие технические условия»;
- ОСТ 26-5-99 «Контроль неразрушающий. Цветной метод контроля сварных соединений, наплавленного и основоного металла»;
- СНиП 3.05.02-88* «Газоснабжение»;
- СНиП 2.04.12-86 «Расчет на прочность стальных трубопроводов»;
- СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы»;
- СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб»;
- ПБ 03-517-02 «Общие правила промышленной безопасности для организаций, осуществляющих деятельность в области промышленной безопасности опасных производственных объектов»;
- ПБ 08-624-03 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
- ПБ 12-529-03 «Правила безопасности систем газораспределения и газопотребления»;
-ПБ 03-372-00 «Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля»;
-ПБ 03-440-02 «Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля»;
- РД 12-608-03 «Положение по проведению экспертизы промышленной безопасности на объектах газоснабжения»;
- РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния стальных газопроводов»;
- РД 34.15.027-93 (РТМ-1с-93) «Сварка, термообработка и контроль трубных систем котлов и трубопроводов при монтаже и ремонте оборудования электростанций»;
-РД 03-298-99 «Положение о порядке утверждения заключений экспертизы промышленной безопасности»;
-РД 03-19-2007 «Положение об организации работы по подготовке и аттестации специалистов организаций, поднадзорных Федеральной службе по экологическому, технологическому и атомному надзору». Утверждено приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 29 января 2007 г. № 37;
- СТО Газпром 079-2010 «Положение о системе технического диагностирования оборудования и сооружений энергохозяйства»;
-СТО Газпром 2-3.5-032-2005 «Положение по организации и проведению контроля за соблюдением требований промышленной безопасности и обеспечением работоспособности объектов Единой системы газоснабжения ОАО «Газпром»»;
-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 ОАО «Газпром».
Проведение работ по диагностическому обследованию
трубопроводов тепловых сетей.
1. Цель работ
Оценка технического состояния стальных трубопроводов тепловых сетей, выявление дефектов, прогнозирование технического состояния с выдачей рекомендаций по дальнейшей эксплуатации.
3.1. Диагностическое обследование трубопроводов тепловых сетей (далее по тексту – техническое диагностирование) должно выполняться в соответствии с требованиями действующей в ОАО «Газпром» нормативной документацией, а также в соответствии с действующими федеральными нормативными и техническими документами.
3.2. Основным нормативным документом по техническому диагностированию трубопроводов является СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования».
3.3. На основе действующих нормативных документов, документов согласованных к применению с ООО «Газпром центрремонт» (с Управлением по диагностическому обслуживанию объектов ЕСГ) и настоящего Технического задания Подрядчик обязан разработать и согласовать с дочерним эксплуатирующим обществом «Программу технического диагностирования трубопроводов тепловых сетей».
3.4. Объектом технического диагностирования является трубопровод тепловых сетей.
3.5. Техническое диагностирование трубопроводов тепловых сетей (далее – трубопроводов) проводится в пределах установленного срока службы, по истечении его и после аварии.
3.5.1. Техническое диагностирование трубопровода в пределах срока службы включает:
- наружный осмотр трубопровода в рабочем и холодном состояниях;
- контроль неразрушающими методами за состоянием металла и сварных соединений трубопровода в соответствии с инструкцией по эксплуатации, разработанной владельцем трубопровода;
- техническое освидетельствование трубопровода.
Качество основного металла и сварных соединений должно удовлетворять нормам оценки качества соответствующих нормативных документов по изготовлению, монтажу и контролю металла трубопровода ПБ 10-573-03.
3.5.2. Обследование трубопровода, отработавшего срок службы, включает:
- анализ технической документации;
- визуальный контроль;
- контроль неразрушающими методами;
- исследование металла;
- расчет на прочность;
- испытания на прочность и плотность.
Зоны, методы и объемы контроля приведены в типовой программе технического диагностирования трубопроводов ( разделе 8.4, приложение Б СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования»).
3.5.3. После аварии проводится досрочное (внеочередное) техническое диагностирование трубопровода. Объем и методы контроля в соответствии с характером повреждений определяются экспертной организацией.
3.6. Организация работ по подготовке и проведению технического диагностирования трубопроводов тепловых сетей возлагается на эксплуатирующую организацию.
3.7. Проведение технического диагностирования трубопроводов тепловых сетей.
3.7.1. Анализ технической и эксплуатационной документации.
3.7.1.1. До начала технического диагностирования следует ознакомиться с технической и эксплуатационной документацией на трубопровод: паспортом, чертежами, исполнительной схемой, сменным и ремонтным журналами, формулярами, результатами ранее выполненных обследований и прочими материалами, в которых могут содержаться данные о состоянии трубопровода.
3.7.1.2. Анализ технической и эксплуатационной документации проводится в целях детального ознакомления с конструкцией, материалами и особенностями изготовления, характером и конкретными условиями работы трубопровода, а также для предварительной оценки его технического состояния на протяжении всего срока эксплуатации.
3.7.1.3. По результатам анализа технической и эксплуатационной документации и предварительных расчетов на прочность, если таковые необходимо проводить, определяются участки, элементы и зоны элементов трубопроводов, работающие в наиболее напряженных условиях.
3.7.1.4. Типовая программа технического диагностирования трубопроводов тепловых сетей приведена в приложении Б СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования».
3.7.1.5. Типовой программой предусмотрены следующие методы контроля:
- наружный осмотр;
- визуальный и измерительный контроль;
- капиллярная дефектоскопия;
- магнитопорошковая дефектоскопия;
- ультразвуковая толщинометрия стенки;
- ультразвуковой контроль сварных соединений и основного металла;
- измерение твердости переносными приборами;
- испытания на прочность и плотность.
3.7.2. Наружный осмотр.
3.7.2.1. Контроль трубопровода следует начинать с наружного осмотра трубопровода в горячем (рабочем) и холодном (после останова) состояниях.
3.7.2.2. При проведении наружного осмотра трубопровода тепловой сети должно быть проверено:
- соответствие исполнительной схемы, приведенной в паспорте трубопровода, фактическому состоянию контролируемого трубопровода;
- наличие и соответствие типов опор трубопровода монтажно-сборочному чертежу, их исправность; на схеме должны быть указаны расстояния между точками крепления опор к трубопроводу и ближайшими сварными швами или гибами;
- отсутствие защемлений трубопровода при проходах через стенки камер, вблизи колонн и ферм каркасов;
- наличие и исправность дренажей;
- состояние изоляции;
- отсутствие видимой течи из трубопровода.
3.7.2.3. Наружный осмотр трубопровода в холодном состоянии (после останова) проводится с проверкой исправности (целостности) обшивки и тепловой изоляции. При обнаружении повреждения обшивки (изоляции) и вследствие этого следов протечки рабочей среды, а также участков интенсивного намокания изоляции от внешних источников следует удалить соответствующие места изоляции, после чего провести визуальный контроль освобожденных участков наружной поверхности трубопровода. Необходимо предусматривать технические мероприятия, предотвращающие намокание участков трубопровода от внешних источников при его последующей эксплуатации.
3.7.3. Визуальный и измерительный контроль.
3.7.3.1. Визуальный контроль наружной и выборочно внутренней поверхностей элементов трубопровода, а также измерительный контроль проводится в целях обнаружения и определения размеров дефектов: поверхностных трещин, коррозионных или коррозионно-усталостных повреждений, эрозионного износа, выходящих на поверхность расслоений, дефектов сварки, механических повреждений, вмятин, выпучин и других дефектов, образовавшихся при изготовлении, монтаже, в процессе эксплуатации и ремонта трубопровода.
Для проведения визуального контроля наружных поверхностей все контролируемые сварные соединения, прилегающие к ним зоны основного металла, а также гибы и другие контролируемые элементы должны быть полностью освобождены от тепловой изоляции; контролируемые участки поверхности должны быть зачищены металлическими щетками или абразивным кругом. При визуальном осмотре внутренней поверхности трубопроводов, труднодоступной для прямого обзора, следует использовать эндоскопы.
Визуальный контроль внутренней поверхности участков трубопровода проводят через демонтированные разъемные соединения трубопровода.
3.7.3.2. Визуальному контролю наружных поверхностей подвергают следующие элементы и участки трубопроводов:
- криволинейные элементы – гибы, отводы, секторные колена;
- тройники и врезки в трубопровод (включая дренажные устройства);
- фланцы (включая фланцевые разъемы арматуры);
- переходы, в том числе лепестковые, т.е. переходы с продольными сварными швами;
- арматура (корпуса арматуры с Dy более 250 мм);
- заглушки (донышки) любой конструкции;
- линзовые компенсаторы;
- резьбовые соединения на дренажах;
- прямые участки трубопроводов;
- сварные соединения (стыковые и угловые) труб с коленами (гибами, отводами), тройниками, переходами, арматурой, компенсаторами, а также сварные швы заглушек, врезок в трубопровод и швы приварки фланцев.
Визуальный контроль сварных соединений проводится в целях обнаружения дефектов в виде трещин, пористости, подрезов, свищей, прожогов, незаплавленных кратеров, чешуйчатости поверхности, несоответствия размеров швов требованиям технической документации.
3.7.3.3. При измерительном контроле выполняют следующие операции:
а) измерения по проверке уклонов трубопроводных линий на трубопроводах, претерпевших аварию, обусловленную гидроударами. Измерения выполняются с использованием гидроуровня, ватерпаса или других приборов (например, теодолита);
б) проводят измерения радиуса колен (гибов) диаметром 108 мм и более.
в) контроль овальности гибов. На литых, штампованных, штампосварных и секторных коленах определять овальность не требуется;
г) измерения максимальных размеров вмятин (выпучин) (в случае их обнаружения в стенках элементов трубопровода) по поверхности элемента в двух (продольном и поперечном) направлениях и максимальной их глубины;
д) измерения выявленных в основном металле и сварных соединениях дефектов типа коррозионных язв, раковин, выходящих на поверхность, расслоений и других дефектов.
3.7.3.4. Зоны и объемы визуального и измерительного контроля предусмотрены в типовой программе технического диагностирования (приложение Б СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования»).
3.7.4. Контроль наружной поверхности основных элементов трубопроводов
3.7.4.1. Дефектоскопию наружной поверхности трубопроводов с целью выявления и определения размеров и ориентации поверхностных и подповерхностных трещин, выходящих на поверхность расслоений и других дефектов в сварных соединениях и основном металле элементов трубопроводов следует выполнять методами капиллярной и магнитопорошковой дефектоскопии.
3.7.4.2 Контроль наружной или при необходимости внутренней поверхностей элементов трубопроводов методами капиллярной или магнитопорошковой дефектоскопии следует осуществлять в соответствии с требованиями ГОСТ 18442, ГОСТ 21105.
3.7.5. Ультразвуковая толщинометрия.
3.7.5.1. Измерение толщины стенки элементов трубопроводов следует выполнять ультразвуковыми приборами, отвечающими требованиям ГОСТ 28702.
3.7.5.2 Измерение толщины стенки проводят с целью определения толщины стенки элементов трубопровода. По результатам толщинометрии определяют скорость коррозионного или коррозионно-эрозионного износа стенок и устанавливают расчетом на прочность допустимый срок эксплуатации изношенных элементов или (и) уровень снижения рабочих параметров, или (и) объем проведения восстановительного ремонта.
3.7.5.3. Расположение контрольных точек и объемы контроля толщины стенки элементов трубопровода определяются типовой программой технического диагностирования (приложение Б СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования»).
3.7.5.4. Измерениям толщины стенки подвергаются следующие элементы и участки трубопровода:
- гибы (отводы) трубопроводов;
- тройники и врезки в трубопровод;
- переходы;
- корпуса арматуры начиная с Dy 250 мм и более;
- плоские заглушки (донышки) трубопроводов;
- линзовые компенсаторы;
- прямые участки трубопроводов;
- участки трубопроводов в зонах повышенной коррозии.
3.7.5.5. Результаты измерений толщины стенки трубопроводов оформляют в виде протоколов или в форме таблиц, содержащих название или номер элемента, номер точки измерения и результат измерения. Рекомендуемое расположение контрольных точек на элементах трубопроводов показано в приложении Г СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования».
3.7.5.6. Объемы контроля толщины стенки трубопроводов определяются типовой программой технического диагностирования (приложение Б СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования»).
3.7.6. Ультразвуковой контроль сварных соединений и металла гибов.
3.7.6.1. Ультразвуковой контроль следует проводить в соответствии с требованиями ГОСТ 14782 и РД 34.17.302-97 с целью выявления внутренних дефектов в сварных, заклепочных соединениях (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) в основном металле или в металле гибов.
3.7.6.2. Результаты ультразвукового контроля должны быть оформлены в виде протоколов. Расположение мест контроля с привязкой к основным размерам элементов трубопровода следует нанести на схему.
3.7.7. Определение механических свойств и структуры металла методами неразрушающего контроля.
3.7.7.1. Исследования механических свойств и структуры металла следует выполнять для установления соответствия марки стали требованиям действующих нормативных документов, а также для выявления возможных дефектов в структуре металла или изменений характеристик материала, возникших вследствие длительной эксплуатации или нарушений нормальных условий работы.
3.7.7.2. Исследования механических свойств и структуры металла следует проводить неразрушающими методами контроля.
3.7.7.3. Измерения твердости производятся в соответствии с требованиями ГОСТ 22761, ГОСТ 22762, ГОСТ 18661 с использованием переносных твердомеров статического или динамического действия.
3.7.7.4. Исследования микроструктуры основного металла и сварных соединений неразрушающими методами выполняются на репликах.
3.7.7.5. Исследования механических свойств и структуры основного металла или (и) сварного соединения на образцах, вырезанных из трубопровода, проводятся в следующих случаях:
- при неудовлетворительных результатах измерения твердости металла переносным прибором;
- при необходимости установления причин возникновения дефектов металла, влияющих на работоспособность трубопровода;
- при нарушении режимов эксплуатации, вследствие которого возможны изменения в структуре и свойствах металла, деформации и разрушения элементов трубопровода, или появлении других недопустимых дефектов;
- при отсутствии в технической документации сведений о марке стали элементов трубопровода или использовании при ремонте (или монтаже) трубопровода материалов или полуфабрикатов, на которые отсутствуют сертификатные данные.
3.7.7.6. Химический состав определяется методами аналитического или спектрального анализа в соответствии с требованиями действующих нормативных документов. Химический состав легированных сталей допускается определять спектральным методом.
3.7.8. Испытания на прочность и плотность трубопроводов.
3.7.8.1. Прочность и плотность трубопроводов оценивается методом гидравлических испытаний.
3.7.8.2. Гидравлическое испытание является завершающей операцией технического диагностирования трубопровода, осуществляемой с целью проверки плотности и прочности всех его элементов, работающих под давлением.
3.7.8.3. Минимальное значение пробного давления при гидравлическом испытании трубопроводов тепловых сетей должно составлять 1,25 рабочего давления.
3.7.8.4. Максимальное значение пробного давления устанавливается в соответствии с требованиями ПБ 10-573-03 с учетом максимальных нагрузок, которые могут принять на себя неподвижные опоры.
3.7.8.5. Подающие и обратные трубопроводы тепловых сетей должны испытываться раздельно.
3.7.8.6. Гидравлическое испытание должно проводиться в следующем порядке:
- испытываемый участок трубопровода отключается от действующей тепловой сети;
- по манометру, расположенному в самой высокой точке участка испытываемого трубопровода, после наполнения последнего водой и спуска воздуха устанавливается пробное давление; давление в трубопроводе следует повышать плавно;
- трубопровод выдерживается под пробным давлением не менее 10 мин, после чего это давление плавно понижается до значения рабочего, при котором производится тщательный осмотр трубопровода по всей длине.
3.7.8.7. Для гидравлического испытания трубопровода должна применяться вода с температурой не ниже плюс 5 °С и не выше плюс 40 °С. Гидравлическое испытание трубопровода должно проводиться при положительной температуре окружающего воздуха.
3.7.8.8. Трубопровод и его элементы считаются выдержавшими гидравлическое испытание, если не обнаружено: течи, потения в сварных соединениях и основном металле, видимых остаточных деформаций, трещин и признаков разрыва.
3.7.8.9. Результаты гидравлического испытания трубопровода оформляются актом.
3.7.8.10. После проведения наружного и внутреннего осмотра положительные результаты гидравлического испытания являются основанием для продления срока эксплуатации трубопровода.
3.7.9. Анализ результатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность.
3.7.9.1. Установленные по результатам анализа технической документации данные по материалам и технологии изготовления деталей и элементов трубопроводов, также по параметрам и условиям эксплуатации следует сопоставить с требованиями ПБ 10-573-03.
3.7.9.2. Полученные по результатам контроля данные по геометрическим размерам, форме, свойствам металла элементов трубопровода следует сравнить с исходными (паспортными) данными, а выявленные отклонения размеров и формы, а также размеры дефектов (коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и др.) сопоставить с нормами оценки качества (Раздел 8.5 «Нормы и критерии оценки качества основных элементов трубопроводов тепловых сетей» СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования»).
3.7.9.3. При несоблюдении хотя бы одного из требований норм (раздела 8.5 СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования») следует выполнить расчет на прочность с учетом полученных при контроле фактических данных по размерам, форме, свойствам металла элементов и наличию в них дефектов.
3.7.9.4. Поверочный расчет на прочность с учетом всех нагружающих факторов, включая нагрузки от самокомпенсации и веса, следует выполнять при несоблюдении хотя бы одного условия требований (п.п. 8.5.1–8.5.4 Раздел 8.5 «Нормы и критерии оценки качества основных элементов трубопроводов тепловых сетей» СТО Газпром 2-1.9-089-2006 «Прогнозирование технического состояния для возможного продления срока службы теплоэнергетического оборудования»). В этом случае расчет выполняется в соответствии с требованиями РД 10-400-01.
3.7.10. Определение возможности, сроков, параметров и условий эксплуатации трубопроводов тепловых сетей производят согласно данным диагностического обследования.
3.8. Оформление результатов диагностирования трубопроводов.
3.8.1. На выполненные при техническом диагностировании работы экспертная организация составляет первичную документацию (акты, протоколы, таблицы, схемы, фотографии). На основании первичной документации о результатах диагностического обследования и проведенных расчетов на прочность должно быть оформлено заключение.
3.8.2. Заключение содержит:
- наименование заключения о диагностическом обследовании;
- вводную часть, включающую основание для проведения диагностического обследования, сведения об экспертной организации, сведения об экспертах;
- перечень объектов, на которые распространяется действие заключения;
- данные о заказчике;
- цель диагностирования;
- сведения о рассмотренных в процессе экспертизы документах (проектных, конструкторских, эксплуатационных, ремонтных);
- краткую характеристику и назначение объекта диагностирования (конструкция, материалы и технология изготовления; условия эксплуатации; наименование трубопровода (по функциональному назначению); дату окончания монтажа и ввода в эксплуатацию; рабочую среду; расчетные (проектные) технические характеристики (давление, температура);
- краткую характеристику конструкции и технологии изготовления; основные размеры трубопровода (типоразмеры примененных труб); материалы основных элементов трубопровода;
- данные по сварке (выполненной монтажной организацией); сведения по термообработке сварных соединений; объемы, методы и результаты дефектоскопического контроля при монтаже (и изготовлении); сведения об эксплуатации (количество пусков-остановов и гидроиспытаний, данные о наличии циклической составляющей нагружения);
- сведения о реконструкции и ремонте (использованные марки сталей и сварочные материалы; объемы, методы и результаты дефектоскопического контроля);
- результаты проведенного диагностирования.
3.11. Формирование диагностических бригад оформляется приказом о создании экспертной группы или распоряжением о формировании диагностической бригады.
3.12. Выезд диагностической бригады согласовывается в оперативном порядке и сопровождается письмом о направлении бригады.
3.13. После выполнения работ по диагностическому обследованию подрядная организация оформляет заключение на обследованное оборудование и передает эксплуатирующей организации.
3.14. Окончательный объем обследования определяется программой работ по техническому диагностированию трубопровода, которая разрабатывается перед проведением работ и учитывает специфику и особенность выполнения работ на конкретном объекте.
Настоящее техническое задание разработано на основе технических заданий по диагностике энергетического оборудования, утвержденных С. В. Алимовым Первым заместителем начальника Депа
08 10 2014
14 стр.
Предмет закупки – выбор компании на выполнение работ по текущему ремонту оргтехники в соответствии с прилагаемой спецификацией
01 10 2014
1 стр.
16 12 2014
32 стр.
Восстановление радиальных зазоров в концевых и диафрагменных уплотнениях цвд, цсд, цнд
08 10 2014
1 стр.
Требования к распространению типовых программных решений и исходным программным кодам 4
10 10 2014
1 стр.
Астраханская область, Красноярский район, мо "Степновский сельсовет" территория агкм и территория агпз
25 12 2014
1 стр.
Краснодарский край, Тихорецкий район, пос. Парковый, промзона, пнб «Тихорецкая»
16 12 2014
1 стр.
Предметом настоящего запроса котировок является право заключения договора на выполнение работ по модернизации опорно-транзитной телефонной станции
11 10 2014
1 стр.