Библиотека справочнойлитературы
ООО «Центр безопасности труда»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»

Общество с ограниченнойответственностью «Газпромэнергодиагностика»

Общество с ограниченной ответственностью «Информационно-
рекламный центр газовой промышленности»

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СИСТЕМА СТАНДАРТИЗАЦИИОАО «ГАЗПРОМ»

ПРОГНОЗИРОВАНИЕТЕХНИЧЕСКОГО
СОСТОЯНИЯ ДЛЯ ВОЗМОЖНОГО ПРОДЛЕНИЯ
СРОКА СЛУЖБЫ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО
ОБОРУДОВАНИЯ

СТО Газпром2-1.9-089-2006

Дата введения - 2007-06-15

г. Челябинск

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченнойответственностью «Газпромэнергодиагностика»

2 ВНЕСЕН Управлением энергетики Департамента потранспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО«Газпром» от 21 ноября 2006 г. № 345

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Введение

Настоящий стандартразработан в развитие Федерального закона «О промышленной безопасности опасныхпроизводственных объектов» [1]с учетом требований «Положения о порядке продления срока безопаснойэксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасныхпроизводственных объектах» [2],«Правил проведения экспертизы промышленной безопасности» [3] и опытанаучно-практических работ на теплоэнергетических объектах, проведенных ООО«Газпромэнергодиагностика» и другими специализированными организациями в2002-2006 гг.

Разработка настоящегостандарта продиктована необходимостью установления общих требований к порядкупродления срока службы теплоэнергетического оборудования в рамках проведениятехнического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности на основеимеющихся в ОАО «Газпром» нормативных документов, расчетно-экспериментальных идиагностических исследований в области надежности и ресурсатеплоэнергетического оборудования.

1 Область применения

1.1 Настоящий стандартустанавливает порядок продления срока безопасной эксплуатациитеплоэнергетического оборудования ОАО «Газпром». Действие настоящего стандартараспространяется на паровые и водогрейные котлы, утилизационные теплообменникигазоперекачивающих агрегатов, трубопроводы пара и горячей воды II, III и IVкатегорий, трубопроводы тепловых сетей, вспомогательное котельное оборудование.

1.2 Настоящий стандартможет быть использован при оценке технического состояния и работоспособностидействующих теплоэнергетических объектов в пределах срока службы,установленного в нормативной, конструкторской и эксплуатационной документации.

1.3 Требования иположения настоящего стандарта обязательны для применения структурнымиподразделениями, дочерними обществами и организациями ОАО «Газпром»,осуществляющими эксплуатацию и обслуживание теплоэнергетического оборудования,а также организациями, занимающимися технической диагностикой данногооборудования.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандартеиспользованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые

ГОСТ18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования

ГОСТ 18661-73Сталь. Измерение твердости методом ударного отпечатка

ГОСТ 21105-87*Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод

ГОСТ21563-93 Котлы водогрейные. Основные параметры и технические требования

ГОСТ22761-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости по Бринеллюпереносными твердомерами статического действия

ГОСТ22762-77 Металлы и сплавы. Метод измерения твердости на пределе текучестивдавливанием шара

ГОСТ24005-80 Котлы паровые стационарные с естественной циркуляцией. Общиетехнические требования

ГОСТ28702-90 Контроль неразрушающий. Толщиномеры ультразвуковые. Общиетехнические требования

Примечание - Припользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочныхстандартов по соответствующему указателю стандартов, составленному на 1 январятекущего года, и по соответствующим им информационным указателям, опубликованнымв текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользованиинастоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным)документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в которомдана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандартеприменены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 котел паровой: Устройство, в топке которогосжигается топливо, а теплота сгорания используется для производства водяногопара с давлением выше атмосферного, используемого вне этого устройства.

3.2 котел водогрейный: Устройство, в топкекоторого сжигается топливо, а теплота сгорания используется для нагрева воды,находящейся под давлением выше атмосферного и используемой в качестветеплоносителя вне этого устройства.

3.3 утилизационный теплообменник газоперекачивающегоагрегата: Устройство, служащее для нагревания воды продуктамисгорания топлива, отработавшими в газоперекачивающем агрегате.

3.4 техническое диагностирование: Определениетехнического состояния объекта.

3.5 вспомогательное котельное оборудование:оборудование, обеспечивающее работу котла и тепловой сети (деаэраторы,питательные баки, конденсатные баки, баки-аккумуляторы и т.п.)

3.6 назначенный срок службы: Календарнаяпродолжительность эксплуатации, при достижении которой эксплуатация объектадолжна быть прекращена независимо от его технического состояния.

Примечание- По истечении назначенного срока службыобъект должен быть изъят из эксплуатации и должно быть принято решение оцелесообразности проведения работ по продлению срока службы.

3.7 авария: Разрушение или повреждение (разрыв)теплового энергооборудования (его элементов), неконтролируемый взрыв и (или)выброс газа или пара.

3.8 экспертиза промышленной безопасности:Оценка соответствия объекта экспертизы предъявляемым к нему требованиямпромышленной безопасности, результатом которой является заключение,

3.9 объекты диагностирования: Техническиеобъекты (технические устройства, оборудование или их составные части),подлежащие диагностированию.

3.10 прогнозирование технического состояния:Определение технического состояния объекта диагностирования с заданнойвероятностью на предстоящий интервал времени.

3.11 продление срока безопасной эксплуатации:Решение, принимаемое по комплексу работ, выполняемых в рамках экспертизыпромышленной безопасности, целью которых является определение возможностиэксплуатации технических объектов за пределами установленных в нормативной,конструкторской и эксплуатационной документации сроков эксплуатации, разработкии реализации мероприятий по обеспечению эксплуатации технических объектов напродлеваемый период в соответствии с требованиями промышленной безопасности.

3.12 лицензия: Специальное разрешение наосуществление конкретного вида деятельности при обязательном соблюдениилицензионных требований и условий, выданное лицензирующим органом юридическомулицу или индивидуальному предпринимателю.

3.13 заключение экспертизы промышленной безопасности:Документ, содержащий обоснованные выводы о соответствии или несоответствииобъекта экспертизы требованиям промышленной безопасности.

3.14 эксперт: Специалист, осуществляющийпроведение экспертизы промышленной безопасности и техническое диагностированиетеплоэнергетического оборудования энергохозяйства ОАО «Газпром».

3.15 специалист по техническому диагностированию:Технический специалист экспертной организации, имеющий необходимые полномочия,квалификацию и технические средства для выполнения работ по экспертизе промышленнойбезопасности и техническому диагностированию теплоэнергетического оборудования.

3.16 пробное давление: Давление, при которомстационарный котел подвергается гидравлическому испытанию на прочность иплотность.

3.17 рабочее давление: Максимальное внутреннееизбыточное давление, возникающее при нормальном протекании рабочего процесса.

3.18 дефект: Каждое отдельное несоответствиепродукции установленным требованиям.

3.19 скорость коррозии: Коррозионные потериединицы поверхности металла в единицу времени.

3.20 средство технического диагностирования:Аппаратура и программы, с помощью которых осуществляется диагностирование.

3.21 элемент трубопровода: Сборочная единицатрубопровода, предназначенная для выполнения одной из основных функцийтрубопровода (например, прямолинейный участок, колено, тройник, конусныйпереход, фланец и др.).

3.22 колено: Фасонная часть, обеспечивающаяизменение направления потока рабочей среды на угол от 15° до 180°.

3.23 гиб: Колено, изготовленное из трубы методомизгиба.

4 Общие требования к порядкупродления срока службы теплоэнергетического оборудования

4.1 Порядок экспертноготехнического диагностирования для принятия решения по продлению срока службытеплоэнергетического оборудования ОАО «Газпром» предусматривает комплекс организационныхи инженерно-технических мероприятий по следующим основным направлениям:

- изучение документациина теплоэнергетический объект с целью определения наиболее нагруженных узлов иустановления реальных условий его эксплуатации;

сбор диагностическойинформации средствами и методами неразрушающего и разрушающего контроля;

- анализ результатовнеразрушающего и разрушающего контроля и измерений с целью определениятехнического состояния объекта диагностирования;

- определениеостаточного ресурса теплоэнергетического оборудования с принятием решений орежимах дальнейшей эксплуатации, необходимости и объемах мониторинга объектадиагностирования.

4.2 Обследования ианализ технического состояния теплоэнергетических объектов, отработавших срокслужбы, проводят экспертные организации, имеющие лицензию Ростехнадзора насоответствующий вид деятельности и прошедшие отбор в соответствии стребованиями «Положения о порядке размещения заказов на поставку товаров,выполнение работ, оказание услуг для нужд ОАО «Газпром» и его дочерних обществпреимущественно на конкурсной основе» [4].

4.3 Техническоедиагностирование и экспертизу промышленной безопасности проводят в рамкахдоговора между организацией, эксплуатирующей теплоэнергетическое оборудование(далее - заказчик), и экспертной организацией.

4.4 Заказчик:

- обеспечивает допускпредставителей экспертной организации на свои объекты;

- предоставляетзапрашиваемую представителями экспертной организации техническую иэксплуатационную документацию;

- производит подготовкуобъекта к диагностированию;

- оформляет и выдаетперсоналу экспертной организации все необходимые разрешения и допуски длявыполнения работ и передвижения по своей территории.

4.5 Экспертнаяорганизация:

- проводит работы поэкспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированиютеплоэнергетического оборудования;

- оформляет техническуюдокументацию, заключения экспертизы промышленной безопасности и заключения отехническом диагностировании;

- подготавливаетпредложения и рекомендации по обеспечению безопасности и повышениюэффективности эксплуатации, продлению ресурса и снижению затрат на техническоеобслуживание и ремонт прошедшего экспертизу промышленной безопасности итехническое диагностирование теплоэнергетического оборудования.

4.6 Продленный срокбезопасной эксплуатации теплоэнергетического оборудования устанавливается вкачестве дополнительного нормативного срока, по окончании которого должнопроводиться очередное экспертное техническое диагностирование.

4.7 По истечениипродленного срока службы теплоэнергетического оборудования срок службы можетпродлеваться повторно при условии проведения работ по экспертному техническомудиагностированию.

5 Методические указания поэкспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированию паровых иводогрейных котлов

5.1 Сроки службы и условия проведениятехнического диагностирования

5.1.1 Техническоедиагностирование паровых и водогрейных котлов (далее - котлов) следуетпроводить в период эксплуатации котла в пределах назначенного срока службы.

Экспертное техническоедиагностирование обязательно проводится после истечения назначенного срокаслужбы, после аварии, после изменения режима работы, после переустановкидействующего котла на новое место, а также в иных случаях, предусмотренныхположениями и инструкциями, действующими на предприятии.

5.1.2 Назначенный срокслужбы для каждого типа котлов устанавливают предприятия-изготовители иуказывают его в паспорте котла. При отсутствии такого указания длительностьназначенного срока службы устанавливается в соответствии с ГОСТ21563, ГОСТ24005:

для стационарныхкотлов:

паровых котловпаропроизводительностью до 35 тонн/час - 20 лет;

паровых котловпаропроизводительностью свыше 35 тонн/час - 30 лет;

водогрейных котловтеплопроизводительностью до 4,65 МВт - 10 лет;

водогрейных котловтеплопроизводительностью до 35 МВт - 15 лет;

водогрейных котловтеплопроизводительностью свыше 35 МВт - 20 лет;

для передвижных котловпаровых и водогрейных - 10 лет.

Для котлов, у которыхконструкция ограничивает доступ для осмотра и контроля основных элементов,определяющих долговечность котла, назначенный срок службы может быть уменьшенпо решению специализированного экспертно-диагностического центра ОАО «Газпром»- ООО «Газпромэнергодиагностика» в соответствии с «Положением о системеобеспечения промышленной безопасности теплового энергетического оборудования исооружений энергохозяйства ОАО «Газпром» [5].

5.1.3 В пределахназначенного срока службы техническое диагностирование котлов следует проводитьне реже одного раза в четыре года, с целью выявления изменений фактическихпараметров котла, вызванных возможными отклонениями от нормальных условийэксплуатации (периодическое техническое диагностирование).

Техническоедиагностирование следует проводить до начала технического освидетельствования,которое включает:

- наружный и внутреннийосмотры;

- контрольные измерениятолщины стенки основных элементов неразрушающими методами;

- гидравлическоеиспытание котла.

Техническоедиагностирование не заменяет проводящихся в установленном порядке техническихосвидетельствований котла.

Периодичность, методы,зоны и объем технического диагностирования в пределах назначенного срокаопределяются в соответствии с требованиями ПБ10-574-03[6]и инструкциями по техническому диагностированию предприятий-изготовителей.

По результатамтехнического диагностирования и расчетам на прочность определяют необходимостьи объем ремонта, частичной или полной замены изношенных элементов, возможностьи рабочие параметры (расчетные или сниженные) дальнейшей эксплуатации котла доследующего технического диагностирования.

5.1.4 Техническоедиагностирование котла, отработавшего назначенный срок службы, включает;

- наружный и внутреннийосмотры;

- измерениегеометрических размеров (овальности и прогиба барабанов и коллекторов,наружного диаметра труб поверхностей нагрева, колокольчиков);

- измерение выявленныхдефектов (коррозионных язв, трещин, деформаций и других);

- контроль сплошностисварных соединений и основного металла неразрушающими методами контроля;

- ультразвуковойконтроль толщины стенки;

- определение твердостис помощью переносных приборов;

- лабораторныеисследования (при необходимости) свойств и структуры материала основныхэлементов;

- прогнозированиевозможности, предельных рабочих параметров, условий и сроков дальнейшейэксплуатации котла на основании анализа результатов техническогодиагностирования и расчетов на прочность.

5.1.5 После аварии,консервации, изменения режима работы, переустановки действующего котла на новоеместо следует проводить внеочередное техническое диагностирование, котороедолжно включать методы, перечисленные в 5.1.3 и 5.1.4, и может быть частичным(по решению ведущего эксперта).

5.1.6 Зоны, методы иобъемы работ по техническому диагностированию котла, отработавшего назначенныйсрок службы, а также после аварии, определяются индивидуальной программойдиагностирования, разработанной на основе типовой программы (приложениеА).

5.2 Организация технического диагностированиякотлов

5.2.1 Организация работпо подготовке к проведению технического диагностирования и экспертизыпромышленной безопасности котлов возлагается на их владельца.

5.2.2 Экспертноетехническое диагностирование котлов после аварии, импортных котлов и оформлениезаключений по его результатам должен выполнять специализированныйэкспертно-диагностический центр ОАО «Газпром» - ООО «Газпромэнергодиагностика»- в соответствии с «Положением о системе обеспечения промышленной безопасноститеплового энергетического оборудования и сооружений энергохозяйства ОАО«Газпром» [5].

5.2.3 Специалисты,проводящие техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности,должны быть аттестованы в установленном порядке и иметь необходимыйквалификационный уровень в соответствии с СДА-12 [7].Специалисты, проводящие работы по неразрушающему контролю, должны бытьаттестованы по соответствующим видам неразрушающего контроля на уровень не нижевторого в соответствии с ПБ03-440-02[8].

5.2.4 Аппаратура, еечувствительность, методики и эталоны для настройки, применяемые для контролядиагностических параметров, должны соответствовать требованиям нормативныхдокументов на конкретные виды контроля и пройти поверку в установленные сроки.

5.2.5 Неразрушающийконтроль, измерения, определения механических свойств, исследованиямикроструктуры металла, расчеты на прочность должны выполняться в соответствиис требованиями действующих нормативных документов.

5.3 Подготовка к техническому диагностированиюкотлов

5.3.1 Подготовку ктехническому диагностированию должен проводить владелец котла.

5.3.2 Котлы, подлежащиетехническому диагностированию, должны быть остановлены, охлаждены, освобожденыот рабочей среды и отключены заглушками от соседних котлов, действующихтрубопроводов и других коммуникаций (пар, вода, газоходы, топливо); обмуровка иизоляция, препятствующие контролю, должны быть частично или полностью удалены;при необходимости должны быть сооружены леса.

5.3.3 Для обеспечениядоступа к элементам котла внутренние устройства в барабанах, сухопарниках идругих подобных им элементах должны быть частично или полностью удалены.

5.3.4 Наружные ивнутренние поверхности основных элементов котлов следует очистить от накипи изагрязнений, зачистить участки поверхности, подлежащие контролю неразрушающимиметодами. Зоны, объем и качество зачистки поверхности должен определять послеизучения документации котла и выполнения визуального контроля ведущий экспертэкспертной организации с учетом требований нормативных документов наприменяемые методы контроля.

5.3.5 Владелец котладолжен представить экспертной организации паспорт котла, ремонтный журнал,журнал по водоподготовке, акты и предписания Ростехнадзора, заключения попредыдущим диагностическим обследованиям, прочие материалы, в которыхсодержатся данные по конструкции котла, условиям эксплуатации, ремонтам иреконструкциям основных элементов.

5.3.6 Экспертнаяорганизация при проведении работ по экспертизе промышленной безопасности должнатакже в соответствии с ПБ03-246-98[3]ознакомиться с документацией владельца по вопросам эксплуатации опасногопроизводственного объекта и системы производственного контроля.

5.4 Порядок проведения техническогодиагностирования котлов

5.4.1 Анализтехнической и эксплуатационной документации.

5.4.1.1 Анализтехнической и эксплуатационной документации проводится экспертной организациейв процессе проведения работ по экспертизе промышленной безопасности.

5.4.1.2 Анализтехнической и эксплуатационной документации включает:

- проверку соответствияфактических режимов эксплуатации проектным по температуре, давлению, числуостановов, качеству питательной воды;

- анализ сертификатныхданных для выявления случаев отклонения исходных механических свойств металлаили его химического состава;

- анализ данных оповреждениях, ремонтах, заменах, реконструкциях, осмотрах, очистках, промывкахосновных элементов котлов, результатах технических освидетельствований игидравлических испытаний;

- выявлениеотечественных аналогов импортных марок сталей при диагностике металла котловимпортной поставки;

- определениедлительности эксплуатации оборудования в условиях, не предусмотренныхэксплуатационной или конструкторской документацией, анализ обстоятельств ипричин аварийных остановок и определение зон основных элементов, которые моглиподвергаться негативному воздействию; получение информации о наличии дефектов,интенсивности их развития, а также о возможных изменениях механическиххарактеристик и структуры металла элементов в процессе эксплуатации.

5.4.1.3 Результатыанализа технической и эксплуатационной документации используют для составленияи корректировки индивидуальной программы технического диагностирования котла.

5.4.2 Разработкаиндивидуальной программы технического диагностирования

5.4.2.1 Типоваяпрограмма технического диагностирования паровых и водогрейных котлов приведенав приложенииА.

5.4.2.2 В типовойпрограмме определены:

- основные элементыкотлов, работающие в режимах, под воздействием которых могут возникать иразвиваться процессы окалинообразования, усталости, эрозии, коррозии, а такжепроцессы, вызывающие изменение геометрических размеров, структуры имеханических свойств металла;

- наиболее напряженныезоны (участки) основных элементов котла, которые в результате особенностейконструктивного исполнения или условий эксплуатации наиболее предрасположены кобразованию различных дефектов;

- объемы и методыконтроля или исследования механических свойств и микроструктуры металлаосновных элементов.

5.4.2.3 Типовойпрограммой предусмотрены следующие методы контроля:

- наружный и внутреннийосмотр;

- визуальный иизмерительный контроль;

- капиллярнаядефектоскопия;

- магнитопорошковаядефектоскопия;

- метод магнитнойпамяти металла;

- ультразвуковаятолщинометрия стенки;

- ультразвуковойконтроль сварных соединений и основного металла;

- измерение твердостипереносными приборами;

- исследованиямикроструктуры металла по репликам и сколам;

- исследованиехимического состава, механических свойств и микроструктуры металла элементов наконтрольных образцах (в случае необходимости);

- испытания напрочность и плотность.

5.4.2.4 На основетиповой программы на каждый конкретный тип котла или группу котлов, работающихв одинаковых условиях, организация, выполняющая техническое диагностирование,разрабатывает индивидуальную программу диагностирования. Она учитываетконструктивные особенности, конкретные условия эксплуатации, наличие илиотсутствие аварий за период эксплуатации, выполненные ранее работы по ремонтуили реконструкции и другие данные, полученные при анализе технической иэксплуатационной документации.

В индивидуальнойпрограмме должны быть определены основные элементы, зоны, подлежащие контролю,а также объемы, методы неразрушающего контроля; обоснование необходимости иобъемы лабораторных исследований структуры и свойств металла по контрольнымобразцам, вырезанным из конкретного диагностируемого котла.

Индивидуальнаяпрограмма может быть откорректирована в процессе проведения техническогодиагностирования в сторону расширения, при обнаружении скрытых (неявных)дефектов. Количество применяемых в этом случае методов контроля и объемпроизводимых измерений определяет ведущий эксперт.

5.4.3 Наружный ивнутренний осмотр.

5.4.3.1 Наружный ивнутренний осмотр котлов проводится с целью проверки соответствия ихконструктивных элементов технической документации. Одновременно выявляютсяместа и технологические методы произведенных ремонтов.

5.4.3.2 Особенноевнимание следует обращать на изменение формы и геометрических размеров(вмятины, выпучины, отклонения образующих элементов котлов от прямолинейности)основных элементов котлов, произошедших в процессе эксплуатации.

5.4.3.3 Результатынаружного и внутреннего осмотра конструкций котлов являются основанием для корректировкииндивидуальной программы технического диагностирования.

5.4.4 Визуальный иизмерительный контроль.

5.4.4.1 Визуальный иизмерительный контроль проводят для выявления и измерения обнаруженных дефектов(поверхностных трещин всех видов и направлений, коррозионных повреждений,эрозионного износа, расслоений, вмятин, выпучин, механических повреждений),образовавшихся в процессе эксплуатации или на стадии монтажа, или ремонта,развитие которых может привести к разрушению поврежденных элементов котла.

По результатамвизуального и измерительного контроля следует откорректировать индивидуальнуюпрограмму технического диагностирования в части применения методовнеразрушающего контроля и их объемов.

5.4.4.2 Визуальному иизмерительному контролю подлежат: основной металл, сварные, вальцовочные,клепаные соединения с наружной и внутренней стороны элементов.

5.4.4.3 При проведениивизуального контроля особое внимание следует обращать на следующие факторы:

а) наличие трещин:

- в стыковых сварныхсоединениях, по линии сплавления, в зоне термического влияния и в наплавленномметалле поперек (и реже вдоль) сварного шва;

- на кромках трубныхотверстий и на поверхности вокруг них или внутри опускных и перепускных труб,ввода питательной воды и химических реагентов, нижней трубы к водоуказательнойколонке и т.д.;

б) наличие коррозионныхповреждений в следующих зонах:

- на внутреннихповерхностях нижней части барабанов, коллекторов, выносных циклонов;

- на трубахповерхностей нагрева, работающих на сернистых топливах (кислотная коррозия),особенно в случаях работы котла на параметрах значительно ниже номинальных;

- в местах нарушениятепловой изоляции и возможного попадания воды на наружные поверхностибарабанов, сухопарников, коллекторов;

в) наличие эрозионногоизноса поверхностей нагрева при работе на твердом топливе, при работе на жидкоми газообразном топливе - при нарушении работы горелочных устройств;

г) отклонения погеометрическим размерам и взаимному расположению элементов;

д) наличие дефектов наповерхности основного металла и сварных соединений (вмятин, расслоений,раковин, наплывов, подрезов, прожогов, свищей, незаверенных кратеров,непроваров, пор, включений и т.д.).

5.4.4.4 Выявленные врезультате визуального и инструментального контроля дефекты следует нанести насхемы с подробным описанием их формы, линейных размеров, месторасположения.

5.4.5 Контроль наружнойи внутренней поверхностей основных элементов методами капиллярной имагнитопорошковой дефектоскопии.

5.4.5.1 Контрольследует осуществлять в соответствии с требованиями действующих нормативныхдокументов: ГОСТ 18442,ГОСТ21105 с целью выявления и определения размеров и конфигурации поверхностныхи подповерхностных трещин, а также дефектов коррозионного происхождения.

5.4.5.2 Контрольпроводят по результатам осмотров участков поверхности, где потенциальновозможно образование трещины, или в местах выборок коррозионных язв, трещин идругих дефектов или в местах ремонтных заварок, а также на контрольных участкахэлементов, указанных в индивидуальной программе.

5.4.5.3 Выявленныедефекты с подробным описанием их формы, линейных размеров, месторасположениядолжны быть нанесены на схемы или зафиксированы на фотографиях.

5.4.6 Контроль методоммагнитной памяти металла.

5.4.6.1 Метод магнитнойпамяти металла применяется с целью обнаружения и локализации внутреннихдефектов сварных соединений и основного металла элементов котлов, подвергнутыхвоздействию максимальных нагрузок по конструктивным и эксплуатационнымпараметрам.

5.4.6.2 Обнаруженныедефекты в обязательном порядке должны быть подтверждены другим методом контроляи обозначены на схемах.

5.4.7 Ультразвуковаятолщинометрия.

5.4.7.1 Ультразвуковойконтроль толщины стенки проводят с целью определения количественныххарактеристик изменения толщины стенки элементов котла в процессе егоэксплуатации. По результатам ультразвукового контроля толщины стенок определяютскорость коррозионного износа стенок и устанавливают сроки замены изношенныхэлементов или уровни снижения рабочих параметров, а также сроки проведениявосстановительного ремонта.

5.4.7.2 Ультразвуковойконтроль толщины стенки барабанов, сухопарников, грязевиков следует проводитьпо окружности не менее чем в трех точках в сечениях, отстоящих друг от друга нарасстоянии не более 1 м. Обязательному контролю подлежат: места по нижнейобразующей барабанов, места коррозионно-эрозионного износа металла и меставыборок дефектов.

5.4.7.3 Ультразвуковойконтроль толщины стенки труб поверхностей нагрева проводят в наиболеетеплонапряженных местах и местах наибольшего коррозионного или эрозионногоизноса.

5.4.7.4 Измерениятолщины стенки гибов труб следует выполнять в растянутой и нейтральной зонахгибов.

5.4.7.5 Контрольтолщины стенки коллекторов проводят в точках, расположенных вдоль нижнейобразующей, а также на участках вблизи зон радиальных отверстий.

5.4.7.6 Результатыизмерений толщины стенок элементов должны быть оформлены в протоколах.Расположение точек замера толщины стенок элементов с привязкой к основнымразмерам элементов котла следует наносить на схемы.

5.4.8 Ультразвуковойконтроль сварных соединений и металла гибов труб.

5.4.8.1 Ультразвуковойконтроль следует проводить в соответствии с ГОСТ14782 и РД34.17.302-97[9]с целью выявления внутренних дефектов в сварных, заклепочных соединениях(трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.). Также контролируетсяосновной металл на прямолинейных участках и гибах.

5.4.8.2 Результатыультразвукового контроля должны быть оформлены протоколами. Расположение местконтроля с привязкой к основным размерам элементов котла следует нанести насхему.

5.4.9 Определение химическогосостава, механических свойств и структуры металла методами неразрушающегоконтроля или лабораторными исследованиями.

5.4.9.1 Исследованияхимического состава, механических свойств и микроструктуры металла выполняютсядля установления их соответствия требованиям действующих нормативных документови выявления изменений, возникших в результате нарушения нормальных условийработы или в результате длительной эксплуатации котла.

5.4.9.2 Предпочтениеследует отдавать неразрушающим методам контроля, и только в необходимых случаяхисследования проводят на образцах, вырезанных из металла основных элементовкотла.

5.4.9.3 Лабораторныеисследования на контрольных образцах, изготовленных из основных элементовкотла, следует проводить в следующих случаях:

- принеудовлетворительных результатах измерения твердости металла переноснымприбором;

- обнаружениианомальных изменений в микроструктуре металла по данным металлографическогоанализа на сколах или репликах;

- необходимостиустановления причин возникновения дефектов металла, влияющих наработоспособность изделия;

- нарушении режимовэксплуатации (глубокий упуск воды, отклонения от нормы качества питательнойводы и др.), в результате которых возможны изменения в структуре и свойствахметалла, деформации и разрушения основных элементов или появление другихнедопустимых дефектов;

- использовании впроцессе ремонта материалов или полуфабрикатов, на которые отсутствуют данныесертификатов.

5.4.9.4 Химическийсостав металла определяют методами аналитического или спектрального анализа.Для этого отбирают стружку из основного металла или сварного шва с последующимопределением химического состава методом аналитического анализа либо используютметод спектрального анализа.

5.4.9.5 Измерениетвердости производится в соответствии с требованиями ГОСТ22761, ГОСТ22762, ГОСТ 18661 сиспользованием переносных твердомеров статического или динамического действия.Для ориентировочной оценки временного сопротивления допускается перевод этихзначений твердости в прочностные характеристики в соответствии с ГОСТ22761.

5.4.9.6 Механическиесвойства основного металла и сварных соединений в лабораторных условияхоценивают по результатам испытаний образцов на статическое растяжение идинамический изгиб.

5.4.9.7 Исследованиямикроструктуры основного металла и сварных соединений неразрушающими методамиследует выполнять на репликах или сколах. Рекомендуется исследоватьмикроструктуру при 100- и 500-кратном увеличении.

5.4.9.8 Результатыопределения химического состава, механических свойств должны быть оформленытаблицами, протоколами. Микроструктуру металла необходимо зафиксировать нафотографиях с описанием структурно-фазового состава, дисперсности и наличиянеметаллических включений.

5.4.10 Испытания напрочность и плотность котла.

5.4.10.1 Испытания напрочность и плотность котлов проводятся в виде гидравлических испытаний.

5.4.10.2 Гидравлическоеиспытание является завершающей операцией технического диагностирования котла,осуществляемой с целью проверки плотности и прочности всех его элементов,работающих под давлением.

5.4.10.3 Гидравлическоеиспытание следует проводить при положительных результатах техническогодиагностирования и после устранения обнаруженных дефектов в соответствии стребованиями ПБ10-574-03[6]с учетом следующих дополнительных требований:

- температура воды должнабыть не менее 5 °С и не более 40 °С;

- время выдержки подпробным давлением должно быть не менее 10 мин;

- значение пробногодавления следует устанавливать в зависимости от разрешенного рабочего давления.

Использование сжатоговоздуха или газа для подъема давления не допускается.

5.4.10.4 Вместе скотлом подвергается испытанию его арматура: предохранительные клапаны,указатели уровня воды, запорная арматура. При необходимости заглушкиустанавливаются за запорной арматурой.

При наполнении котлаводой для удаления воздуха предохранительный клапан или воздушный вентильдолжны быть открыты до появления из них воды. Если в результате заполнениякотла водой на его стенках появится влага, то испытание следует приостановить ипродолжить после высыхания стенок.

5.4.10.5 Во времяиспытания давление в котле должно измеряться двумя манометрами, один из которыхдолжен иметь класс точности не ниже 1,5.

5.4.10.6 Подъемдавления до пробного должен быть медленным и плавным, без толчков. Времяподъема давления должно быть не менее 10 мин. Если обеспечить это при помощинасоса с машинным приводом не представляется возможным, подъем давления долженосуществляться ручным насосом. По истечении 10 мин пробное давление снижаетсядо рабочего и проводится осмотр котла. При появлении в период испытания шума,стуков или резкого падения давления следует немедленно прекратитьгидравлическое испытание, выяснить и устранить их причину. График нагруженияприведен на рисунке 1.

Рисунок 1 - График нагружения припроведении испытаний

5.4.10.7 Результатыгидравлического испытания котла признаются удовлетворительными, если необнаружено:

- трещин или признаковразрыва (поверхностные трещины, надрывы и др.);

- течи, капель и влагина основном металле, сварных, заклепочных и вальцовочных соединениях;

- видимых остаточныхдеформаций.

5.4.10.8 Если придиагностировании котла будут обнаружены неплотности в вальцовочных илизаклепочных соединениях, необходимо проверить дефектные соединения сприменением неразрушающих методов контроля на отсутствие межкристаллитныхтрещин. Устранение неплотностей допускается лишь при удовлетворительныхрезультатах такой проверки.

5.4.10.9 При проведениигидравлического испытания допускается использование приборов акустическойэмиссии. Необходимость и целесообразность использования метода акустическойэмиссии и правила установки датчиков акустической эмиссии должны бытьопределены экспертной организацией.

5.4.10.10 Положительныерезультаты гидравлического испытания после проведения наружного и внутреннегоосмотра являются основанием для продления срока эксплуатации котла.

5.4.11 Анализрезультатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность.

5.4.11.1 Полученныефактические данные о геометрических размерах, форме, свойствах металла основныхэлементов следует сравнить с исходными, размеры выявленных дефектов(коррозионных язв и др.) сопоставить с нормами оценки качества, приведенными в ПБ10-574-03[6].

5.4.11.2 При превышенииразмеров выявленных дефектов от допустимых следует провести расчет на прочностьс учетом полученных при диагностировании фактических размеров толщины стенки,свойств металла и наличия дефектов в основных элементах.

5.4.11.3 Приобнаружении местных или общих остаточных деформаций, изменяющих форму основногоэлемента котла, следует выполнить поверочный расчет на прочность с определениемместных напряжений в соответствии с РД10-249-98[10].

5.4.11.4 Элементыкотла, изготовленные из листа (барабаны, сухопарники, грязевики), и цельнокованыебарабаны подлежат поверочному расчету на усталостную прочность в соответствии сРД10-249-98[10].

5.4.11.5 Коллекторыпароперегревателей, гибы и тройники, изготовленные из углеродистых или изкремнемарганцовистых (типа 15ГС, 16ГС) сталей и находящиеся в эксплуатации 20 иболее лет, с расчетной температурой более 380 °С, подлежат расчету на прочностьс учетом фактических размеров этих элементов и рабочих параметров эксплуатациис целью определения дальнейшего срока их службы.

5.4.11.6 Приинтенсивной местной или общей коррозии металла в основных элементах котлов(средняя скорость коррозии превышает 0,15 мм/год) следует выполнить расчет напрочность по минимальной фактической толщине стенки с учетом ее последующегоослабления на конец планируемого срока эксплуатации.

5.5 Нормы и критерии оценки качества основныхэлементов котлов

5.5.1 Геометрическиеразмеры, определяющие прочность элементов котлов, должны соответствоватьрасчетным с учетом эксплуатационных прибавок и минимально допустимых значенийтолщины стенки согласно ПБ10-574-03[6].

5.5.2 Механическиесвойства металла основных элементов котлов, указанные в сертификатных данных,должны соответствовать требованиям нормативных документов на котлы ПБ10-574-03[6].

5.5.3 В случае, еслитребования 5.5.1 и 5.5.2 настоящего стандарта не удовлетворяются, необходимовыполнить поверочный расчет на прочность с учетом снижения толщины стенки илифактических механических свойств металла с целью определения допускаемогорабочего давления.

5.5.4 Смещение,несовпадение кромок стыкуемых листов должны соответствовать допускам,установленным ПБ10-574-03[6]или нормативными документами на изделие.

5.5.5 Одиночныекоррозионные язвы и эрозионные повреждения глубиной до 15 % от номинальнойтолщины стенки барабанов, сухопарников, грязевиков или коллекторов,обнаруженные при визуальном осмотре, допускается не выбирать. Необходимостьвыборки коррозионных и эрозионных повреждений металла большей глубины, а такжецепочек язв абразивным инструментом с плавным закруглением краев выборокопределяется ведущим экспертом. Места выборок должны быть проверены наотсутствие трещин методами капиллярного или магнитопорошкового контроля.

5.5.6 Все обнаруженныепри контроле трещины должны быть выбраны абразивным инструментом. Полнотувыборки контролируют методами капиллярного или магнитопорошкового контроля.

5.5.7 В заклепках,накладках и листах, в зонах заклепочных соединений трещины не допускаются.

5.5.8 Решение онеобходимости заварки выборок коррозионно-эрозионных дефектов и (или) трещинпринимает на основе расчета на прочность экспертная организация.

Если глубина выборкиметалла составляет 35 % от номинального значения толщины стенки, то следуетвыполнить заварку выборок независимо от результатов расчета на прочность.Заварку следует производить строго в соответствии с нормативным документом,регламентирующим проведение ремонта сваркой.

5.5.9 Отклонениесреднего диаметра (не менее чем по двум измерениям под углом 90°) барабана,сухопарника или грязевика не должно превышать 1 % от номинального значения.

5.5.10 Изменениенаружного диаметра труб поверхностей нагрева котлов не должно превышать 3,5 %от номинального диаметра для углеродистых сталей и 2,5 % для легированных сталей(отдулины, ползучесть).

5.5.11 Овальностьцилиндрических элементов котла, изготовленных из листа, а также цельнокованыхбарабанов, грязевиков, сухопарников не должна превышать 1,5 %.

Возможность дальнейшейэксплуатации и рабочие параметры эксплуатации указанных цилиндрическихэлементов котла при превышении 1,5 % овальности необходимо определять наосновании расчетов на прочность с учетом местных напряжений в металле всоответствии с РД10-249-98[10].

5.5.12 Максимальнаявеличина овальности гибов труб необогреваемых трубопроводов не должна превышать10 %.

5.5.13 Максимальнаяовальность гибов труб поверхностей нагрева не должна превышать 12 %.

Возможность дальнейшейэксплуатации гибов труб поверхностей нагрева с овальностью более 12 % (но неболее 16 %) определяют экспертные организации на основании расчетов напрочность в соответствии с РД10-249-98[10].

5.5.14 Овальностьпоперечного сечения гибов ошипованных труб поверхностей нагрева и смещениесвариваемых кромок труб должны обеспечивать проход контрольного шара диаметром0,8 Д (Д - внутренний диаметртрубы).

5.5.15Отклонение от прямолинейности образующей для элементов котла, изготовленных излиста, а также для цельнокованых барабанов, грязевиков и сухопарников не должнопревышать 0,3 % всей длины цилиндрической обечайки, а также на любом участкедлиной 5 м.

5.5.16 Прогибгоризонтальных коллекторов не должен превышать 50 мм на всей длине коллектора.

В случае превышениядопустимого прогиба коллектора возможность его дальнейшей эксплуатации илиремонта устанавливают экспертные организации.

5.5.17 Выход трубповерхностей нагрева из ранжира из-за прогиба, коробления, провисаний и другихотклонений от первоначального их расположения не должен превышать диаметратрубы.

5.5.18 В вальцовочныхсоединениях труб с барабанами, сухопарниками, грязевиками и трубными досками недопускаются следующие дефекты развальцованных концов труб:

- расслоения, плены,трещины на концах труб;

- разрывыразвальцованных участков труб;

- закаты в местахперехода вальцовочного пояса в колокольчик;

- вмятины, царапины навнутренней поверхности трубы;

- несплошное прилеганиетрубы к трубному отверстию в пределах вальцовочного пояса;

- отклонение угларазбортовки в одну сторону более чем на 10°.

5.5.19 Длинавыступающих концов труб в вальцовочных соединениях должна быть не менее 5 мм.

5.5.20 Одиночныетрещины и коррозионные язвы на торцевой поверхности развальцованных трубдопускается выбирать абразивным инструментом. Использование отремонтированнойтрубы допускается, если расстояние до стенки трубной доски будет не менее 3 мм.Дефекты глубиной до 0,5 мм допускается не удалять.

5.5.21 Утонение стенкикорпусных изделий, изготовленных из листов или цельнокованых деталей, а такжетрубных элементов, не должно превышать 15 % от номинальной их толщины.

5.5.22 Утонение стенкина наружном обводе гибов труб необогреваемых трубопроводов и труб поверхностейнагрева при относительном радиусе гиба (R/D_ном) свыше 3,5 не должнопревышать 15 %. При относительном радиусе гиба 3,5 оно должно превышать 20 %.

5.5.23 Утонениестенки прямолинейных участков труб поверхностей нагрева допускают не более чемна 30 % от номинальной толщины. Причем уменьшение толщины стенки труб не должнобыть более 1,0 мм.

5.5.24 Уменьшениетолщины стенки конца разбортованной трубы в вальцовочных соединениях не должнопревышать 50 % от номинальной толщины.

5.5.25 В заклепочныхсоединениях котлов допускается износ элементов заклепочных соединений (впроцентах от номинального размера):

- толщина накладок - 20%;

- ширина кромокзаклепочного шва (от центральной оси ряда заклепок до нижнего обреза кромок) -20 %;

- высота головокзаклепок - 20 %;

- диаметр головокзаклепок - 10 %.

5.5.26 Допускаетсяместное утонение анкерных связей до 20 % от номинального диаметра.

5.5.27 Качество сварныхсоединений должно соответствовать требованиям, указанным в ПБ10-574-03[6]и в настоящем стандарте.

5.5.28 Если порезультатам ультразвукового контроля сварных соединений обнаруженные дефектыпревышают нормы, установленные ПБ10-574-03[6]и настоящим стандартом, то допуск котла в дальнейшую эксплуатацию возможенпосле проведения ремонтных работ.

5.5.29 Значениятвердости металла основных элементов по данным измерений переносными приборамидолжны быть в следующих пределах:

для сталей марок 10, 20и Ст3 - от 120 до 175 НВ;

для сталей марок 25К,16ГТ, 15ГС, 16ГС, 17Г1С, 12X1М1Ф, 09Г2С - от 130до180 НВ.

5.5.30 Структураметалла по результатам металлографических исследований контрольных образцов,реплик не должна иметь аномальных изменений в виде микротрещин, пор инедопустимой графитизации по сравнению с требованиями к исходному состоянию.

5.5.31 Механическиесвойства, определенные при комнатной температуре на контрольных образцах,вырезанных из металла основных элементов котла, должны удовлетворять следующимтребованиям:

- прочностныехарактеристики металла (временное сопротивление и условный предел текучести) недолжны отличаться в меньшую сторону от значений, регламентированныхдействующими нормативными документами, более чем на 5 %;

- отношение условногопредела текучести к временному сопротивлению металла не должно превышать 0,75для углеродистых сталей и 0,8 для легированных сталей;

- относительное удлинениедолжно быть не менее 16 %;

- ударная вязкость наобразцах с концентратором типа V (KCV) должна быть не менее 25 Дж/см²(2,5 кгс/см²) для элементов с толщиной стенки более 16 мм и не менее20 Дж/см² для элементов с толщиной стенки менее 16 мм.

5.6 Определение возможности, сроков,параметров и условий эксплуатации котлов

5.6.1 Возможность,сроки и параметры дальнейшей эксплуатации котлов следует определять порезультатам технического диагностирования и расчетов на прочность.

5.6.2 Необходимымусловием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации котла при расчетных илиразрешенных параметрах является соответствие элементов котла условиямпрочности, а также выполнение обязательных требований раздела 5.5настоящего стандарта. При невыполнении хотя бы одного из требований раздела 5.5решение о возможности, сроках и условиях дальнейшей эксплуатации этих элементовкотла должна принимать экспертная организация.

5.6.3 Если по условиюпрочности при статических нагрузках отдельные элементы котла из-за утонениястенок в результате коррозии, эрозии или (и) каких-либо других повреждений, атакже из-за изменения механических свойств основного металла, сварных соединенийили пониженных запасов прочности не выдерживают расчетного давления итемпературы, продление срока службы котла возможно при установлении сниженныхпараметров эксплуатации (по рабочему давлению, температуре) или послевосстановительного ремонта, или после замены элементов, не удовлетворяющихусловиям прочности.

Снижение механическихсвойств основного металла или сварных соединений ниже требований нормативныхдокументов следует учитывать в поверочных расчетах на прочность, проводимыхэкспертной организацией.

5.6.4Разрешенное по результатам технического диагностирования (сниженное) давлениене должно превышать минимальную его величину, установленнуюпредприятием-изготовителем. При этом владелец котла на основании расчетапропускной способности предохранительных клапанов должен настроить автоматикукотла на разрешенное (сниженное) давление.

5.6.5Продиагностированный котел на основании положительных результатов техническогодиагностирования, прочностных расчетов и испытаний на прочность и плотностьможет быть допущен к дальнейшей эксплуатации при расчетных или сниженныхпараметрах эксплуатации (по рабочему давлению, температуре) при соблюдениипроектных требований по условиям растопки, химводоподготовки и с учетомтребований ПБ10-574-03[6].

5.6.6 По истечениисрока службы котла следует провести очередное экспертное техническоедиагностирование для определения возможности, условий и сроков дальнейшейэксплуатации котла. Программа последующего технического диагностирования можетотличаться от программы предыдущего технического диагностирования котла,проведенного по истечении назначенного срока службы.

5.7 Оформление результатов техническогодиагностирования котлов

5.7.1 На работы,выполненные при экспертизе промышленной безопасности или техническом диагностированииэкспертная организация составляет первичную документацию (акты, протоколы,таблицы, схемы, фотографии).

На основании первичнойдокументации о результатах экспертизы промышленной безопасности илитехнического диагностирования и проведенных расчетов на прочность должно бытьоформлено заключение экспертизы промышленной безопасности или заключение отехническом диагностировании котла.

5.7.2 В заключениевходит:

- наименованиезаключения;

- вводная часть,включающая основание для проведения экспертизы, сведения об экспертнойорганизации, сведения об экспертах и наличии лицензии на право проведенияэкспертизы промышленной безопасности;

- перечень объектовэкспертизы, на которые распространяется действие заключения экспертизы;

- данные о заказчике;

- цель экспертизы;

- сведения орассмотренных в процессе экспертизы документах (проектных, конструкторских,эксплуатационных, ремонтных, декларации промышленной безопасности),оборудовании и др. с указанием объема материалов, имеющих шифр, номер, маркуили другую индикацию, необходимую для идентификации;

- краткаяхарактеристика и назначение объекта экспертизы (паспортные данные котла:наименование изготовителя, заводской и регистрационный номера, датаизготовления, дата ввода в эксплуатацию, расчетные давление, температура ипроизводительность, краткое описание котла и сведения об основных его элементах(количество, геометрические размеры, материалы, способ соединения), видтоплива, назначенный срок службы. Условия эксплуатации: время эксплуатации,лет, часов; число пусков, рабочие и разрешенные параметры, сведения о ремонтах;результаты предыдущего технического диагностирования и техническихосвидетельствований);

- результатыпроведенной экспертизы:

а) данные о состояниинаружных и внутренних поверхностей основных элементов (наличие накипи, шлама,коррозии); сведения о дефектах основного металла, а также дефектах сварных,заклепочных, вальцовочных и фланцевых соединений, обнаруженных при визуальном иизмерительном контроле, или методами дефектоскопии проникающими веществами,магнитопорошковой дефектоскопии или другими методами;

б) результаты измеренийгеометрических размеров основных элементов, включая отклонения от заданнойформы;

в) результатыультразвукового контроля сварных, заклепочных соединений;

г) данные поультразвуковому контролю толщины стенки основных элементов;

д) результаты измеренийтвердости металла основных элементов неразрушающими методами;

е) сведения обисследованиях химического состава, механических свойств и микроструктурыметалла основных элементов котлов, выполненные методами неразрушающего иразрушающего контроля;

- результаты испытанийна прочность и плотность (указывают условия проведения и пробное давление);

- заключительная частьс обоснованными выводами, а также рекомендации по техническим решениям ипроведению компенсирующих мероприятий;

- приложения,содержащие перечень использованной при экспертизе нормативной технической иметодической документации, актов испытаний (при проведении их силами экспертнойорганизации).

Результаты дефектоскопическогоконтроля неразрушающими методами, результаты механических испытаний металла,химического анализа оформляют протоколами, прилагаемыми к заключению, либозаписывают в таблицы по тексту заключения. Графическое изображение результатовконтроля наносится на схемы, которые вместе с другими материалами(дефектограммами, фотографиями дефектов, микроструктуры металла и др.)прилагаются к заключению.

5.7.3 Заключениеэкспертизы подписывается руководителем экспертной организации, заверяетсяпечатью экспертной организации, прошивается с указанием количества сшитыхстраниц и передается заказчику. Заказчик или экспертная организацияпредставляет заключение экспертизы в центральный аппарат или территориальныеорганы Ростехнадзора для рассмотрения, регистрации и утверждения вустановленном порядке.

5.7.4 Заключениехранится у владельца котла с паспортом котла и в экспертной организации.

Сроки хранения:

- у владельца котла -до момента демонтажа оборудования;

- в экспертныхорганизациях - по их усмотрению.

6 Методические указания поэкспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированиютрубопроводов пара и горячей воды II, III и IV категории

6.1 Сроки службы и условия проведениятехнического диагностирования

6.1.1 Техническоедиагностирование трубопроводов пара и горячей воды II, III и IV категорий(далее - трубопроводы) проводится в пределах установленного срока службы, поистечении его и после аварии.

6.1.2 Срок службытрубопровода устанавливается организацией- изготовителем и указывается впаспорте трубопровода.

При отсутствии такогоуказания срок службы устанавливается в следующих пределах:

- для трубопроводовпара II категории группы 1-150 тыс. ч (20 лет);

- для станционныхтрубопроводов сетевой и подпиточной воды (III и IV категории) - 25 лет;

- для остальныхтрубопроводов (II категории группы 2, III и IV категории) - 30 лет.

Категория трубопроводаустанавливается в соответствии с приложением В.Срок службы может устанавливаться экспертной организацией индивидуально дляконкретного трубопровода.

6.1.3 Техническоедиагностирование трубопровода в пределах срока службы включает:

- наружный осмотртрубопровода в рабочем и холодном состояниях;

- контрольнеразрушающими методами за состоянием металла и сварных соединений трубопроводав соответствии с инструкцией по эксплуатации, разработанной владельцемтрубопровода;

- техническоеосвидетельствование трубопровода.

Качество основногометалла и сварных соединений должно удовлетворять нормам оценки качества всоответствии с нормативными документами по изготовлению, монтажу и контролюметалла трубопровода.

6.1.4 Техническоедиагностирование трубопровода, отработавшего срок службы, включает:

- анализ техническойдокументации;

- визуальный контроль;

- контрольнеразрушающими методами;

- исследование металлаобразцов, вырезанных из трубопровода, реплик;

- расчет на прочность;

- испытания напрочность и плотность.

Зоны, методы и объемыконтроля приведены в разделе6.4 и в типовых программах технического диагностирования трубопроводовнастоящего стандарта (приложениеБ).

6.1.5 После авариипроводится досрочное (внеочередное) техническое диагностирование трубопровода.Объем и методы контроля в соответствии с характером повреждений определяютсяэкспертной организацией.

6.1.6 Эксплуатациятрубопроводов сверх установленного срока службы может быть продлена послеисправления дефектов (если они имели место) на основании положительныхрезультатов диагностирования, лабораторных исследований, расчетов на прочностьи испытаний на прочность и плотность.

6.1.7 Возможностьувеличения срока службы трубопровода, условия и параметры его дальнейшейэксплуатации устанавливаются в соответствии с разделом6.6 настоящего стандарта.

6.2 Организация технического диагностированиятрубопроводов пара и горячей воды II, III и IV категории

6.2.1 Организация работпо проведению технического диагностирования и экспертизы промышленнойбезопасности трубопроводов пара и горячей воды возлагается на их владельца.

6.2.2 Экспертноетехническое диагностирование трубопроводов, проработавших 40 и более лет,трубопроводов после аварии, а также оформление заключений по его результатамдолжен выполнять специализированный экспертно-диагностический центр ОАО«Газпром» - ООО «Газпромэнергодиагностика» в соответствии с «Положением осистеме обеспечения промышленной безопасности теплового энергетическогооборудования и сооружений энергохозяйства ОАО «Газпром» [5].

6.2.3 Специалисты,проводящие техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности,должны быть аттестованы в установленном порядке и иметь необходимыйквалификационный уровень в соответствии с СДА-12 [7].Специалисты, проводящие работы по неразрушающему контролю, должны бытьаттестованы по соответствующим видам неразрушающего контроля на уровень не нижевторого в соответствии с ПБ03-440-02[8].

6.3 Подготовка к техническому диагностированиютрубопроводов пара и горячей воды II, III и IV категории

6.3.1 Подготовку ктехническому диагностированию должен проводить владелец трубопровода.

6.3.2 Трубопровод,подлежащий техническому диагностированию, необходимо вывести из работы, охладить,освободить от рабочей среды и отключить заглушками от действующих установок,трубопроводов и других коммуникаций.

6.3.3 Дренажи на времяпроведения технического диагностирования остаются открытыми. Обшивка, обмуровкаи тепловая изоляция на участках проведения диагностирования трубопроводов,препятствующие контролю технического состояния, должны быть частично илиполностью удалены; при необходимости должны быть сооружены леса или другиевспомогательные приспособления.

6.3.4 Для обеспечениядоступа к внутренним поверхностям трубопроводов фланцевые соединения должныбыть разъединены.

6.3.5 Наружные ивнутренние поверхности трубопровода, подлежащие контролю, должны быть очищеныот загрязнений. Зоны и объем контроля трубопровода определяются требованияминастоящего стандарта, а качество подготовки поверхностей - требованияминормативных документов на применяемые методы контроля.

6.3.6 Владелецтрубопровода представляет организации, проводящей обследование, паспорттрубопровода, ремонтный и сменный журналы (при их наличии), предписанияинспектора территориального органа Ростехнадзора, заключения по предыдущимобследованиям, прочие материалы, в которых содержатся данные по конструкциитрубопровода, условиям эксплуатации, ремонтам и реконструкциям.

6.4 Порядок проведения техническогодиагностирования трубопроводов пара и горячей воды II, III и IV категории

6.4.1 Анализтехнической и эксплуатационной документации.

6.4.1.1 До началатехнического диагностирования следует ознакомиться с технической иэксплуатационной документацией на трубопровод: паспортом, чертежами,исполнительной схемой, сменным и ремонтным журналами, формулярами,предписаниями инспекторов Ростехнадзора, относящимися к техническому состояниютрубопровода, результатами ранее выполненных обследований и прочимиматериалами, в которых могут содержаться данные о состоянии трубопровода.

6.4.1.2 Анализтехнической и эксплуатационной документации проводится в целях детальногоознакомления с конструкцией, материалами и особенностями изготовления, характероми конкретными условиями работы трубопровода, а также для предварительной оценкиего технического состояния на протяжении всего срока эксплуатации.

6.4.1.3 Анализтехнической и эксплуатационной документации включает:

- установление датымонтажа, пуска в эксплуатацию и регистрации трубопровода;

- анализ конструктивныхособенностей трубопроводной системы, основных размеров деталей и сборочныхединиц, материалов из которых они изготовлены, технологии сварки и сварочныхматериалов, примененных при монтаже, а также сведений о проверке качествасварных соединений трубопровода после монтажа;

- анализ сведений поналадке опорно-подвесной системы и о дефектах в ней, выявленных в процессеэксплуатации (при наличии таких данных);

- оценку соответствияпроектных технических характеристик фактическим условиям эксплуатации потемпературе, давлению, рабочей среде, анализ особенностей эксплуатации(стационарного или переменного режима работы, количество пусков-остановов ииспытаний на прочность и плотность, возможности колебаний давления с размахомболее 15 % от номинального значения и ориентировочной периодичности этихколебаний);

- анализ результатовтехнических освидетельствований, осмотров, испытаний на прочность и плотность ипредыдущих технических диагностированиях трубопровода, данных о повреждениях,ремонтах и реконструкциях.

При отсутствиинеобходимых сведений в документации на трубопровод допускается использоватьинформацию, полученную в результате опроса обслуживающего персонала.

6.4.1.4 По результатаманализа технической и эксплуатационной документации и предварительных расчетовна прочность, если таковые необходимо проводить, определяются участки, элементыи зоны элементов трубопроводов, работающие в наиболее напряженных условиях.

6.4.2 Разработкаиндивидуальной программы диагностирования

6.4.2.1 Типоваяпрограмма технического диагностирования трубопроводов различных категорийприведена в приложенииБ.

6.4.2.2 В типовойпрограмме определены:

- основные элементытрубопроводов, работающие в режимах, под воздействием которых могут возникать иразвиваться процессы усталости, коррозии, а также процессы, вызывающиеизменение геометрических размеров, структуры и механических свойств металла;

- наиболее напряженныезоны (участки) основных элементов трубопроводов, которые в результатеособенностей конструктивного исполнения или условий эксплуатации наиболеепредрасположены к образованию различных дефектов;

- объемы и методыконтроля или исследования механических свойств и микроструктуры металлаосновных элементов.

6.4.2.3 Типовойпрограммой предусмотрены следующие методы контроля:

- наружный осмотр;

- визуальный иизмерительный контроль;

- капиллярнаядефектоскопия;

- магнитопорошковаядефектоскопия;

- ультразвуковаятолщинометрия стенки;

- ультразвуковойконтроль сварных соединений и основного металла;

- измерение твердостипереносными приборами;

- исследованиемикроструктуры по репликам и сколам;

- исследованиехимического состава, механических свойств и микроструктуры металла элементов наобразцах, вырезанных из трубопровода (в случае необходимости);

- испытания напрочность и плотность.

6.4.2.4 На основетиповой программы на каждый конкретный трубопровод или группу трубопроводов,работающих в одинаковых условиях, экспертная организация разрабатываетиндивидуальную программу диагностирования, учитывающую конструктивныеособенности, конкретные условия эксплуатации, наличие или отсутствие аварий запериод эксплуатации, выполненные ранее работы по ремонту или реконструкции идругие данные, полученные при анализе технической и эксплуатационнойдокументации.

В индивидуальнойпрограмме должны быть определены основные элементы, зоны, подлежащие контролю,а также объемы, методы неразрушающего контроля; обоснованы необходимость иобъемы лабораторных исследований структуры и свойств металла образцов,вырезанных из конкретного диагностируемого трубопровода.

Индивидуальнаяпрограмма может быть откорректирована в процессе проведения техническогодиагностирования в сторону расширения при обнаружении скрытых (неявных)дефектов. Количество применяемых в этом случае методов контроля и объемпроизводимых измерений определяет руководитель экспертной группы.

6.4.3 Наружный осмотр.

6.4.3.1 Техническоедиагностирование трубопровода следует начинать с наружного осмотра трубопроводав горячем (рабочем) и холодном (после останова) состоянии.

6.4.3.2 Особое вниманиеследует уделить состоянию опорно-подвесной системы трубопровода. К основнымдефектам элементов опорно-подвесной системы относятся:

- обрыв тяг подвесок;

- разрушение пружин;

- искривление изаклинивание тяг;

- защемление пружинныхблоков элементами обойм;

- перекос траверс;

- неукомплектованностьопор гайками и контргайками;

- выпадение и перекоскатков; смещение скользящих и катковых опор с опорных поверхностей;

- заклинивание опорныхповерхностей;

- проскальзывание опорв хомутах;

- отсутствие стопорящихсухарей в неподвижных опорах;

- трещины в сварныхшвах в месте приварки опор к элементам трубопровода и др.

6.4.3.3 При наружномосмотре трубопровода в холодном состоянии (после останова) проверяетсяисправность (целостность) обшивки и тепловой изоляции. При обнаруженииповреждения обшивки (изоляции) и следов протечки рабочей среды, а такжеучастков интенсивного намокания изоляции от внешних источников следует удалитьсоответствующие места изоляции, после чего провести визуальный контрольосвобожденных участков наружной поверхности трубопровода. Необходимопредусмотреть технические мероприятия, предотвращающие намокание участковтрубопровода от внешних источников при его последующей эксплуатации.

6.4.4 Визуальный иизмерительный контроль.

6.4.4.1 Для проведениявизуального контроля наружных поверхностей все контролируемые сварныесоединения, прилегающие к ним зоны основного металла, а также гибы и другиеконтролируемые элементы должны быть полностью освобождены от тепловой изоляции;контролируемые участки поверхности должны быть зачищены металлическими щеткамиили абразивным кругом. При визуальном осмотре внутренней поверхноститрубопроводов, труднодоступной для прямого обзора, следует использоватьэндоскопы.

Визуальный контрольвнутренней поверхности участков трубопровода проводят через демонтированныеразъемные соединения трубопровода.

6.4.4.2 При обнаружениив результате визуального и измерительного контроля недопустимых дефектов,указанных в разделе6.5 настоящего стандарта, расположение, количество и размеры этих дефектовследует указать на схеме контроля.

По результатамнаружного осмотра трубопровода в горячем и холодном состоянии, визуального иизмерительного контроля программа обследования может быть уточнена (дополнена).

6.4.4.3 Визуальномуконтролю наружных поверхностей подвергают следующие элементы и участкитрубопроводов:

- криволинейныеэлементы - гибы, отводы, секторные колена;

- тройники и врезки втрубопровод (включая дренажные устройства);

- фланцы (включаяфланцевые разъемы арматуры);

- переходы, в том числелепестковые, т.е. переходы с продольными сварными швами;

- арматура (корпусаарматуры с Dy более 150 мм на трубопроводах II и III категории и с Dy более 250мм на трубопроводах IV категории);

- заглушки (донышки)любой конструкции;

- линзовыекомпенсаторы;

- резьбовые соединенияна дренажах;

- прямые участкитрубопроводов;

- сварные соединения (стыковыеи угловые) труб с коленами (гибами, отводами), тройниками, переходами,арматурой, компенсаторами, сварные швы заглушек, врезок в трубопровод и швыприварки фланцев, а также сварные соединения, ближайшие к неподвижным опорамтрубопровода.

Визуальный контрольсварных соединений проводится в целях обнаружения дефектов в виде трещин,пористости, подрезов, свищей, прожогов, незаплавленных кратеров, чешуйчатостиповерхности, несоответствия размеров швов требованиям технической документации.При осмотре сварных соединений элементов из перлитных сталей, выполненных сприменением аустенитных электродов, повышенное внимание обращается на зонусплавления (линию перехода от основного к наплавленному металлу).

6.4.4.4 Приизмерительном контроле выполняют следующие операции:

а) измерения попроверке уклонов трубопроводных линий на трубопроводах, претерпевших аварию,обусловленную гидроударами. Измерения выполняются с использованием гидроуровня,ватерпаса или других приборов (например, теодолита);

б) измерения радиусаколен (гибов) диаметром 108 мм и более;

в) контроль овальностигибов (налитых, штампованных, штампосварных и секторных коленах определятьовальность не требуется);

г) измерениямаксимальных размеров вмятин (выпучин) (в случае их обнаружения в стенках элементовтрубопровода) по поверхности элемента в двух (продольном и поперечном)направлениях и максимальной их глубины;

д) измерения выявленныхв основном металле и сварных соединениях параметров дефектов типа трещин,коррозионных язвин, раковин, выходящих на поверхность, расслоений и других.

6.4.4.5 Зоны и объемывизуального и измерительного контроля для каждого трубопровода предусмотрены втиповой программе (приложениеБ).

6.4.5 Контроль наружнойповерхности основных элементов трубопроводов.

6.4.5.1 Дефектоскопиюнаружной поверхности трубопроводов с целью выявления и определения размеров иориентации поверхностных и подповерхностных трещин, выходящих на поверхностьрасслоений и других дефектов в сварных соединениях и основном металле элементовтрубопроводов следует выполнять методами капиллярной и магнитопорошковой дефектоскопии.

6.4.5.2 Контрольнаружной или при необходимости внутренней (в особых случаях) поверхностиэлементов трубопроводов методами капиллярной или магнитопорошковойдефектоскопии следует осуществлять в соответствии с требованиями ГОСТ 18442,ГОСТ21105.

6.4.5.3 Контрольповерхности трубопроводов проводится в местах, указанных в программе контроля,в которой отмечены участки, где по результатам визуального контроля или анализаопыта эксплуатации возможно образование трещин или других дефектов, а также вместах выборок трещин и ремонтных заварок.

6.4.5.4 Обязательномуконтролю методами капиллярной или магнитопорошковой дефектоскопии подвергаютсястыковые и угловые сварные соединения труб с литыми, коваными и штампованнымидеталями трубопроводов II категории наружным диаметром более 133 мм, работающихпри температуре выше 400 °С. Обязательному контролю капиллярным методомподлежат композитные сварные соединения элементов трубопровода с наружнымдиаметром 76 мм и более.

6.4.5.5 Контролюметодом магнитопорошковой дефектоскопии подлежат гибы трубопроводов с наружнымдиаметром 76 мм и более в объемах, предусмотренных типовой программой контроля(приложениеБ).

Контроль гибовтрубопроводов проводится в целях выявления трещин и других недопустимыхдефектов металла на внешней и внутренней поверхностях растянутой и нейтральныхзон гибов.

Контроль ведется повсей длине гнутой части гиба на участке, составляющем 2/3 от всей поверхностигнутой части (т.е. на 2/3 окружности трубы), включая растянутую и нейтральныезоны.

При обнаружениинедопустимых дефектов хотя бы на одном из гибов контролируемой группы гибыданного типоразмера подвергаются дополнительному контролю методоммагнитопорошковой дефектоскопии или ультразвуковым методом в удвоенном объеме.При обнаружении и подтверждении наличия недопустимых дефектов хотя бы в одномиз гибов при дополнительном контроле проводится контроль гибов данноготипоразмера в объеме 100 %. Подтверждение наличия дефектов на внутреннейповерхности гибов проводится путем их вырезки и последующего внутреннегоосмотра.

6.4.5.6 Контрольнаружной поверхности радиусных переходов арматуры с Dy 150 мм и болеетрубопроводов II категории и 250 мм и более трубопроводов III категории группы1 проводят методом магнитопорошковой дефектоскопии. Объемы контроляпредусмотрены типовой программой контроля, приведенной в приложенииБ.

6.4.5.7 Результатыконтроля поверхности участков и элементов трубопровода методами капиллярной имагнитопорошковой дефектоскопии следует оформлять в виде протоколов. Впротоколах следует приводить описание размеров, формы и месторасположениявыявленных дефектов. Расположение контролируемых участков трубопровода иобнаруженных дефектов следует изображать на прилагаемой схеме.

6.4.6 Ультразвуковаятолщинометрия.

6.4.6.1 Измерениетолщины стенки элементов трубопроводов следует выполнять ультразвуковымиприборами, отвечающими требованиям ГОСТ28702.

6.4.6.2 Измерениетолщины стенки проводят с целью определения количественных характеристикутонения стенки элементов трубопровода. По результатам толщинометрии определяютскорость коррозионного или коррозионно-эрозионного износа стенок и устанавливаютдопустимый срок эксплуатации изношенных элементов или (и) уровень снижениярабочих параметров, или (и) объем проведения восстановительного ремонта порезультатам расчета на прочность в соответствии с РД10-249-98[10].

6.4.6.3 Толщину стенкиследует измерять на участках (элементах) трубопровода, работающих в наиболеесложных условиях с точки зрения интенсивности коррозионно-эрозионного износаметалла: коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода, передарматурой и после нее, местах скопления жидкости (застойные зоны и дренажи), атакже на участках интенсивного намокания изоляции или подтопления трубопровода.

Расположениеконтрольных точек и объемы контроля толщины стенки элементов трубопроводаопределяются типовой программой контроля (приложениеБ).

6.4.6.4 Измерениямтолщины стенки подвергаются следующие элементы и участки трубопровода снаружным диаметром 76 мм и более:

- гибы (отводы)трубопроводов;

- тройники и врезки втрубопровод;

- переходы;

- корпуса арматуры,начиная с Dy 150 мм и более для трубопроводов II и III категории и 250 мм иболее для трубопроводов IV категории;

- плоские заглушки(донышки) трубопроводов;

- линзовыекомпенсаторы;

- прямые участкитрубопроводов.

6.4.6.5 Результатыизмерений толщины стенки трубопроводов оформляют в виде протоколов, содержащихназвание или номер элемента, номер точки измерения и результат измерения.Рекомендуемое расположение контрольных точек на элементах трубопроводовпоказано на схемах, приведенных в приложенииГ.

6.4.6.6 Объемы контролятолщины стенки трубопроводов определяются типовой программой контроля (приложениеБ).

6.4.7 Ультразвуковойконтроль сварных соединений и металла гибов

6.4.7.1 Ультразвуковойконтроль следует проводить в соответствии с требованиями ГОСТ14782 и РД34.17.302-97[9]с целью выявления внутренних дефектов в сварных, заклепочных соединениях(трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) в основном металле и вметалле гибов.

6.4.7.2 Результатыультразвукового контроля должны быть оформлены протоколами. Расположение местконтроля с привязкой к основным размерам элементов трубопровода следует нанестина схему контроля.

6.4.8 Определениехимического состава, механических свойств и структуры металла методаминеразрушающего контроля или лабораторными исследованиями.

6.4.8.1 Исследованияхимического состава, механических свойств и структуры металла следует выполнятьдля установления соответствия качества стали или сварного соединениятребованиям действующих нормативных документов, а также для выявления возможныхдефектов в структуре металла или изменений характеристик материала, возникшихвследствие длительной эксплуатации или нарушений нормальных условий работы.

6.4.8.2 Предпочтениеследует отдавать неразрушающим методам контроля, и только в необходимых случаяхисследования проводить на контрольных образцах, вырезанных из металла основныхэлементов трубопровода.

6.4.8.3 Контрольтвердости следует выполнять переносными твердомерами статического илидинамического действия. Для косвенной (приближенной) оценки временногосопротивления допускается перевод этих значений твердости в прочностныехарактеристики в соответствии с ГОСТ22761. Определение твердости следует проводить на элементах или участкахлиний трубопроводов с толщиной стенки (номинальной) не менее 8 мм, при этом,участки контроля твердости рекомендуется располагать над жесткими опорами.Количество точек измерения твердости и их расположение должны быть указаны впрограмме диагностирования трубопровода, результаты измерения твердости должныбыть обобщены и представлены в виде протокола.

6.4.8.4 Исследованиямикроструктуры основного металла и сварных соединений неразрушающими илиразрушающими методами выполняют на репликах или сколах. Рекомендуетсяисследовать микроструктуру при 100- и 500-кратном увеличении. Исследованияструктуры металла проводят в околошовных участках сварных соединений (методомреплик или на сколах) и при необходимости на гибах (методом реплик).Металлографические исследования проводят с целью оценки структурного состоянияметалла, в первую очередь, для выявления графитизации в зонах термическоговлияния сварных соединений. Контроль состояния металла элементов трубопроводаметодом реплик проводят для оценки микроповрежденности металла и изученияизменений его структуры. Отбор скола допускается производить на элементахтрубопровода с толщиной стенки не менее 7 мм. Максимальная глубина выемки отскола не должна превышать 2-2,5 мм.

6.4.8.5 Исследованияхимического состава, механических свойств и структуры основного металла или (и)сварного соединения на образцах, вырезанных из трубопровода, проводятся вследующих случаях:

- принеудовлетворительных результатах измерения твердости металла переноснымприбором;

- необходимостиустановления причин возникновения дефектов металла, влияющих на работоспособностьтрубопровода;

- нарушениях режимовэксплуатации, вследствие которых возможны изменения в структуре и свойствахметалла, деформация и разрушение элементов трубопровода или появление другихнедопустимых дефектов;

- отсутствии втехнической документации сведений о марке стали элементов трубопровода илииспользовании при ремонте (или монтаже) трубопровода материалов илиполуфабрикатов, на которые отсутствуют сертификатные данные.

6.4.8.6 Химическийсостав определяется методами аналитического или спектрального анализа.

6.4.8.7 Результатыопределения химического состава и механических свойств должны быть оформлены ввиде протокола. Микроструктура металла должна быть представлена на фотографияхс описанием структурно-фазового состава, дисперсности и наличия неметаллическихвключений.

6.4.9 Испытания напрочность и плотность трубопроводов.

6.4.9.1 Испытания напрочность и плотность трубопроводов проводятся в виде гидравлических испытаний.

6.4.9.2 Гидравлическоеиспытание является завершающей операцией технического диагностированиятрубопровода, осуществляемой с целью проверки плотности и прочности всех егоэлементов, работающих под давлением.

6.4.9.3 Гидравлическоеиспытание следует проводить при положительных результатах техническогодиагностирования и после устранения обнаруженных дефектов в соответствии стребованиями ПБ10-573-03[11]и с учетом следующих дополнительных требований:

- температура водыдолжна быть не менее 15 °С и не более 40 °С;

- время выдержки подпробным давлением должно быть не менее 10 мин;

- значение пробногодавления следует устанавливать в зависимости от разрешенного рабочего давления.

6.4.9.4 Во времяиспытания давление в трубопроводе должно измеряться двумя манометрами, один изкоторых должен иметь класс точности не ниже 1,5.

6.4.9.6 Подъем давлениядо пробного должен быть медленным и плавным, без толчков. Время подъемадавления должно быть не менее 10 мин. Если обеспечить это при помощи насоса смашинным приводом не представляется возможным, подъем давления долженосуществляться ручным насосом. По истечении 10 мин пробное давление снижаетсядо рабочего и проводится осмотр трубопровода.

При появлении в периодиспытания шума, стуков или резкого падения давления следует немедленнопрекратить гидравлическое испытание, выяснить и устранить их причину.

6.4.9.7 Результатыгидравлического испытания трубопровода признаются удовлетворительными, если необнаружено:

- трещин или признаковразрыва (поверхностные трещины, надрывы и др.);

- течи, капель и влагина основном металле и сварных соединениях;

- видимых остаточныхдеформаций.

6.4.9.8 При проведениигидравлического испытания допускается использование приборов акустическойэмиссии. Необходимость и целесообразность использования метода акустическойэмиссии и правила установки датчиков акустической эмиссии должны бытьопределены экспертной организацией.

6.4.9.9 Положительныерезультаты гидравлического испытания являются основанием для продления срокаэксплуатации трубопровода.

6.4.10 Анализрезультатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность.

6.4.10.1 Установленныепо результатам анализа технической документации данные по материалам итехнологии изготовления деталей и элементов трубопроводов, а также параметры иусловия эксплуатации следует сопоставить с требованиями ПБ10-573-03[11].

Полученные порезультатам контроля данные по геометрическим размерам, форме, свойствамметалла элементов трубопровода следует сравнить с исходными (паспортными)данными, а выявленные отклонения размеров и формы, а также дефекты(коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и др.) сопоставить с нормамиоценки качества раздела 6.5 настоящего стандарта.

При несоблюдении хотябы одного из требований норм указанных в разделе 6.5, следует выполнить расчетна прочность с учетом полученных при контроле фактических данных по размерам,форме, свойствам металла элементов и наличию в них дефектов.

Поверочный расчет напрочность с учетом всех нагружающих факторов, включая нагрузки отсамокомпенсации и веса, следует выполнять при несоблюдении хотя бы одногоусловия по 6.5.1-6.5.4 настоящего стандарта. В этом случае расчетвыполняется в соответствии с требованиями РД10-249-98[10].

Поверочный расчет напрочность от действия внутреннего давления (при статической нагрузке)необходимо проводить в соответствии с требованиями РД10-249-98[10]при невыполнении хотя бы одного условия 6.5.8;6.5.9; 6.5.12; 6.5.14;6.5.21 и 6.5.22 настоящего стандарта.

При появлении в периодиспытания шума, стуков или резкого падения давления следует немедленнопрекратить гидравлическое испытание, выяснить и устранить их причину.

6.4.9.7 Результатыгидравлического испытания трубопровода признаются удовлетворительными, если необнаружено:

- трещин или признаковразрыва (поверхностные трещины, надрывы и др.);

- течи, капель и влагина основном металле и сварных соединениях;

- видимых остаточныхдеформаций.

6.4.9.8 При проведениигидравлического испытания допускается использование приборов акустическойэмиссии. Необходимость и целесообразность использования метода акустическойэмиссии и правила установки датчиков акустической эмиссии должны бытьопределены экспертной организацией.

6.4.9.9 Положительныерезультаты гидравлического испытания являются основанием для продления срокаэксплуатации трубопровода.

6.4.10 Анализрезультатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность.

6.4.10.1 Установленныепо результатам анализа технической документации данные по материалам итехнологии изготовления деталей и элементов трубопроводов, а также параметры иусловия эксплуатации следует сопоставить с требованиями ПБ10-573-03[11].

6.4.10.2 Полученные порезультатам контроля данные по геометрическим размерам, форме, свойствамметалла элементов трубопровода следует сравнить с исходными (паспортными)данными, а выявленные отклонения размеров и формы, а также дефекты(коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и др.) сопоставить с нормамиоценки качества раздела 6.5 настоящего стандарта.

6.4.10.3 Принесоблюдении хотя бы одного из требований норм указанных в разделе 6.5, следуетвыполнить расчет на прочность с учетом полученных при контроле фактическихданных по размерам, форме, свойствам металла элементов и наличию в нихдефектов.

6.4.10.4 Поверочныйрасчет на прочность с учетом всех нагружающих факторов, включая нагрузки от самокомпенсациии веса, следует выполнять при несоблюдении хотя бы одного условия по 6.5.1-6.5.4настоящего стандарта. В этом случае расчет выполняется в соответствии с требованиямиРД10-249-98[10].

6.4.10.5 Поверочныйрасчет на прочность от действия внутреннего давления (при статической нагрузке)необходимо проводить в соответствии с требованиями РД10-249-98[10]при невыполнении хотя бы одного условия 6.5.8;6.5.9; 6.5.12; 6.5.14;6.5.21 и 6.5.22 настоящего стандарта.

6.4.10.6 Поверочныйрасчет на усталостную прочность (циклическую долговечность) следует выполнять вследующих случаях:

- при невыполнении хотябы одного условия 6.5.1, 6.5.2, 6.5.11,6.5.12 и 6.5.20 настоящего стандарта;

- если число цикловизменения давления и температурных напряжений при работе трубопровода припеременном режиме за весь срок эксплуатации превышает 1000. При этом следуетучитывать количество пусков-остановов трубопровода, гидроиспытаний и цикловпеременных давлений, если размах колебаний давления превышает 15 % отноминального значения;

- если при учете толькоциклов "пуск-останов" трубопровода их количество за весь срокэксплуатации превышает 500.

Количество циклов прирасчете на усталостную прочность принимается по данным владельца трубопроводаза весь период эксплуатации, включая планируемый срок продления, но в любомслучае оно устанавливается не менее 300.

Расчет на прочность ициклическую долговечность гибов трубопроводов, в том числе с учетомкоррозионного воздействия, рекомендуется выполнять в соответствии стребованиями РД10-249-98[10].

6.4.10.7 Приинтенсивной местной или общей коррозии металла трубопровода (фактическаясредняя скорость коррозии превышает 0,1 мм/год) следует выполнить расчет напрочность согласно РД10-249-98[10]по минимальной фактической толщине стенки с учетом ее последующего утонения наконец планируемого срока эксплуатации.

Если по результатамтакого расчета нормативные условия прочности не выполняются для каких-либоэлементов, пораженных локальной (язвенной) коррозией, допускается производитьрасчет по фактической среднеинтегральной толщине стенки элемента, определеннойс учетом максимальной глубины (минимальной остаточной толщины) и удельногоколичества коррозионных язв (т.е. доли пораженной площади поверхности) внаиболее поврежденной зоне.

6.5 Нормы и критерии оценки качества основныхэлементов трубопроводов пара и горячей воды II, III и IV категории

6.5.1Трассировка трубопровода и его основные геометрические размеры (протяженностьтрассы и отдельных участков, расстояние между опорами и подвесками, сортаментосновных элементов) должны соответствовать монтажно-сборочному чертежу илиисполнительной схеме. При отсутствии монтажно-сборочного чертежа схематрубопровода составлена на основании проведенных измерений.

6.5.2Деформации участков трубопроводов в виде непроектных изгибов, выпучивания,провисания отдельных участков не допускаются. Наличие контруклонов недопускается, за исключением особых случаев, предусмотренных проектом.

6.5.3 Не допускаютсяповреждения в конструкциях опор скольжения и неподвижных опорах в видедеформаций, трещин, дефектов поверхности скольжения, а также обрывы тяг иразрушения пружин подвесок.

Не допускаются дефектыэлементов опорно-подвесной системы трубопровода, указанные в 6.4.3.2 настоящегостандарта.

6.5.4В местах прохода трубопровода через стенки, площадки (перекрытия), вблизиколонн или сооружений не должно быть защемления трубопровода.

6.5.5 При невыполнении 6.5.1-6.5.4настоящего стандарта следует выполнить поверочный расчет на прочность всоответствии с РД10-249-98[10]с учетом всего комплекса нагружающих факторов и произвести необходимый объемремонтных работ на трубопроводе в целях исправления выявленных дефектов иприведения его в проектное состояние.

6.5.6 Не допускаетсядальнейшая эксплуатация трубопровода с неисправными дренажными устройствами.

6.5.7 Размеры основныхэлементов трубопроводов должны соответствовать (с учетом допусков) проектным,указанным в паспорте трубопровода и заводских чертежах. Утонение стенкиэлементов трубопровода не должно приводить к понижению запасов их прочностиниже уровня нормативных значений.

6.5.8Механические свойства металла основных элементов трубопровода, в том числесварочных материалов, указанные в сертификатных данных (при их наличии), должныудовлетворять требованиям соответствующих нормативных документов.

6.5.9Если требования 6.5.7 или (и) 6.5.8 не выполняются, то необходимо выполнитьповерочный расчет на прочность от действия внутреннего давления с учетомизменения геометрических размеров элемента или (и) механических свойствметалла. Расчет следует выполнять согласно РД10-249-98[10].Минимальная толщина стенки элемента трубопровода должна быть не менее расчетнойс учетом эксплуатационной прибавки на коррозию и эрозию. Допускается приниматьэксплуатационную прибавку меньше ее значения, устанавливаемого при расчететрубопровода на стадии проектирования; при этом срок эксплуатации трубопроводадо следующего (очередного) диагностирования должен назначаться с учетомфактических данных по скорости коррозии металла.

6.5.10 Смещение кромоксваренных элементов трубопроводов должно соответствовать допускам,установленным ПБ10-573-03[11]или (и) требованиям нормативных документов на изготовление трубопровода.

6.5.11Овальность гибов труб не должна превышать 8 % для трубопроводов II категории и10 % для трубопроводов III и IV категории.

6.5.12На внутреннем обводе гибов допускаются плавная неровность с наибольшей высотойволн не более половины номинальной толщины стенки трубы, но не более 5 мм.

6.5.13 Допускаютсявмятины или выпучины, максимальный размер которых по поверхности элемента непревышает 0,2 D_a, ноне более 10 S, (где D_a - наружный диаметр, S - номинальная толщина стенки),максимальный относительный прогиб не превышает 5 % при абсолютной его величинене более 5 мм.

6.5.14 Значениятвердости металла по данным измерений переносными приборами должны быть вследующих пределах:

- для сталей марок Ст3(4), 10, 20, 15К и 20К - от 110 до 180 НВ;

- для сталей марок09Г2С, 15ГС, 16ГС, 17ГС, 12ХМ, 15ХМ, 12Х1МФ и Х5М - от 120 до 200 НВ.

6.5.15 Одиночныекоррозионные язвы, эрозионные повреждения или раковины глубиной менее 20 % отноминальной толщины стенки элемента, но не более 2,5 мм, обнаруженные впроцессе контроля, допускается оставлять в эксплуатации без исправления.Одиночными считаются дефекты, расстояние между ближайшими кромками которыхпревышает утроенное значение максимального диаметра наибольшего из дефектов.

Допускается оставлятьскопления коррозионных язв глубиной не более 1,0 мм. Продольные цепочки язв, атакже трещины всех видов и направлений не допускаются.

6.5.16 Подлежащиевыборке дефекты необходимо зашлифовать с плавным скруглением краев выборок изатем проконтролировать на отсутствие трещин методами капиллярной илимагнитопорошковой дефектоскопии по всей поверхности выборок.

Выборка дефектов наповерхности растянутой части отводов трубопроводов не допускается.

6.5.17 Науплотнительных поверхностях фланцев не допускаются риски, раковины, забоины идругие дефекты поверхности металла, различимые при визуальном контроле.Допускаются концентрически расположенные риски шириной не более 1,0 мм иглубиной не более 0,5 мм.

6.5.18 В крепежныхдеталях разъемных соединений трубопроводов не допускаются следующие дефекты:

- трещины;

- вытягивания резьбы;

- рваные места,выкрашивание ниток резьбы глубиной более 1/3 высоты профиля резьбы или длинойболее 5 % общей длины резьбы по винтовой линии, а в одном витке - более 25 %его длины;

- отклонение отпрямолинейности более 0,2 мм на 100 мм длины;

- повреждение граней иуглов гаек, препятствующее затяжке крепежного изделия, или уменьшениеноминального размера под ключ более чем на 3 %;

- вмятины глубинойболее 1/3 профиля резьбы.

Обнаруженные заусенцы,вмятины глубиной менее 1/3 высоты профиля резьбы и длиной менее 8 % длинырезьбы, в одном витке - менее 50 % его длины устраняются прогонкойрезьбонарезным инструментом.

Повреждения гладкойчасти шпилек (болтов) устраняются механической обработкой. Допустимоеуменьшение диаметра не должно превышать 3 % от номинального. Шероховатость поверхности- не ниже Rz 40.

6.5.19 Качество сварныхсоединений должно соответствовать по результатам контроля требованиям,изложенным в ПБ10-573-03[11].

Качество сварныхсоединений следует считать неудовлетворительным, если в них при любом видеконтроля будут обнаружены внутренние или поверхностные дефекты, выходящие запределы норм, установленных ПБ10-573-03[11].

6.5.20Допускаются местные подрезы в сварных соединениях трубопроводов. При этомглубина подрезов не может превышать 5 % толщины стенки трубы, но не более 0,5мм, а их общая протяженность - 10 % длины шва для трубопроводов категории II и20 % длины шва - Для трубопроводов категорий III, IV.

6.5.21Структура металла по результатам металлографических исследований на репликах(или сколах) или на контрольных образцах не должна иметь аномальных изменений ввиде микротрещин, пор и недопустимой графитизации (степень графитизации металлане должна превышать балл 2).

При обнаружениинедопустимого уровня графитизации металла трубопровода для обеспечениявозможности его дальнейшей эксплуатации может быть назначено проведениевосстановительной термической обработки.

6.5.22Механические свойства, определенные при комнатной температуре на контрольныхобразцах металла, вырезанных из элементов трубопровода, должны удовлетворятьследующим требованиям:

- прочностныехарактеристики металла (временное сопротивление и условный предел текучести) немогут отличаться в меньшую сторону от значений, регламентированных действующиминормативными документами более чем на 5%;

- отношение пределатекучести к временному сопротивлению не может превышать 0,65 для углеродистыхсталей и 0,75 для легированных сталей перлитного класса.

6.6 Определение возможности, сроков,параметров и условий эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды II, III иIV категории

6.6.1 Возможность,сроки и условия дальнейшей эксплуатации трубопроводов определяют по результатамконтроля и поверочных расчетов на прочность.

6.6.2 Необходимымусловием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопровода прирасчетных или разрешенных параметрах является соответствие элементовтрубопровода условиям прочности, установленным РД10-249-98[10],а также выполнение обязательных требований раздела 6.5 настоящего стандарта.

6.6.3 Принеудовлетворительных результатах поверочного расчета на прочность дальнейшаяэксплуатация трубопровода возможна после проведения ремонта (реконструкции)отдельных узлов или участков трубопровода и (или) переналадки егоопорно-подвесной системы.

6.6.4 Если по условиямпрочности при статическом нагружении (от внутреннего давления) отдельныеэлементы или узлы трубопровода из-за утонения стенок от коррозии, эрозии иликаких-либо других повреждений, а также из-за снижения механических свойствосновного металла или сварных соединений или пониженных запасов прочности невыдерживают расчетного давления и температуры, продление срока эксплуатациивозможно после восстановительного ремонта или замены элементов (узлов), неудовлетворяющих условиям прочности, или при установлении дополнительныхтребований к условиям эксплуатации трубопровода, включая параметры его работы,а также надзор и проверку состояния трубопровода в процессе разрешенного срокаэксплуатации.

6.6.5 Трубопроводсчитается пригодным к дальнейшей эксплуатации, если по результатам егообследования подтверждается, что состояние основного металла и сварныхсоединений удовлетворяет требованиям ПБ10-573-03[11]и настоящего стандарта; коррозионный и эрозионный износ, а также изменениясостояния трассы и геометрических размеров элементов трубопровода обеспечиваютнормативные запасы прочности в соответствии с РД10-249-98[10].

При необходимостиоценки остаточного ресурса трубопроводов с учетом цикличности нагружения иликоррозии металла, а также для трубопроводов II категории с температуройэксплуатации 390 "С и более допускаемый срок продления эксплуатациитрубопровода устанавливается по результатам расчетов на прочность с учетом этихфакторов в соответствии с РД10-249-98[10].

6.6.6 Контролируемыйтрубопровод допускается к дальнейшей эксплуатации сроком не более чем на 8 лет,трубопровод II категории - не более чем на 50 тыс. ч эксплуатации на основанииположительных результатов контроля, расчетов на прочность и гидравлическихиспытаний при соблюдении установленных требований по условиям пуска иэксплуатации трубопровода, а также рекомендаций заключения по итогамтехнического диагностирования.

6.6.7 По истечениисрока службы трубопровода, установленного по результатам первичногодиагностирования, следует провести очередной (повторный) контроль трубопроводадля определения возможности, условий и сроков его дальнейшей эксплуатации.Программа последующего (повторного) обследования может отличаться от программыпервичного обследования трубопровода.

6.7 Оформление результатов техническогодиагностирования трубопроводов пара и горячей воды II, III и IV категории

6.7.1 На выполненныепри техническом диагностировании (экспертизе промышленной безопасности) работыэкспертная организация составляет первичную документацию (акты, протоколы,таблицы, схемы, фотографии).

На основании первичнойдокументации о результатах технического диагностирования и проведенных расчетовна прочность должно быть оформлено заключение экспертизы промышленнойбезопасности трубопровода.

6.7.2 Заключениесодержит:

- наименованиезаключения экспертизы;

- вводную часть,включающую основание для проведения экспертизы, сведения об экспертнойорганизации, сведения об экспертах и наличии лицензии на право проведенияэкспертизы промышленной безопасности;

- перечень объектовэкспертизы, на которые распространяется действие заключения экспертизы;

- данные о заказчике;

- цель экспертизы;

- сведения орассмотренных в процессе экспертизы документах (проектных, конструкторских,эксплуатационных, ремонтных, декларации промышленной безопасности),оборудовании и др. с указанием объема материалов, имеющих шифр, номер, маркуили другую индикацию, необходимую для идентификации;

- краткуюхарактеристику и назначение объекта экспертизы (конструкция, материалы итехнология изготовления; условия эксплуатации): наименование трубопровода (пофункциональному назначению); дата окончания монтажа и ввода в эксплуатацию;рабочая среда; расчетные (проектные) технические характеристики (давление,температура); категория и группа трубопровода; краткая характеристикаконструкции и технологии изготовления; основные размеры трубопровода(типоразмеры примененных труб); материалы основных элементов трубопровода;данные по сварке (выполненной монтажной организацией); сведения потермообработке сварных соединений; объемы, методы и результатыдефектоскопического контроля при монтаже (и изготовлении); сведения обэксплуатации (количество пусков-остановов и гидроиспытаний, данные о наличиициклической составляющей нагружения); сведения о реконструкции и ремонте(использованные марки сталей и сварочные материалы; объемы, методы и результатыдефектоскопического контроля);

- результатыпроведенной экспертизы:

а) данные о состояниинаружных и внутренних поверхностей основных элементов; сведения о дефектахосновного металла, а также дефектах сварных и фланцевых соединений, обнаруженныхпри визуальном и измерительном контроле или методами дефектоскопии проникающимивеществами, магнитопорошковой дефектоскопии или другими методами;

б) результаты измеренийгеометрических размеров основных элементов, включая отклонения от заданной формы;

в) результатыультразвукового контроля сварных соединений;

г) данные поультразвуковому контролю толщины стенки основных элементов;

д) результаты измеренийтвердости металла основных элементов неразрушающими методами;

е) сведения обисследованиях химического состава, механических свойств и микроструктурыметалла основных элементов на вырезках;

ж) результаты испытанийна прочность (указывают условия проведения и пробное давление);

- заключительную частьс обоснованными выводами, а также рекомендациями по техническим решениям ипроведению компенсирующих мероприятий;

- приложения,содержащие перечень использованной при экспертизе нормативной технической иметодической документации, актов испытаний (при проведении их силами экспертнойорганизации).

Результатыдефектоскопического контроля неразрушающими методами, результаты механическихиспытаний металла, химического анализа оформляют протоколами, прилагаемыми кзаключению. Графическое изображение результатов контроля наносится на схемы,которые вместе с другими материалами (дефектограммами, фотографиями дефектов,микроструктуры металла и др.) прилагаются к заключению.

6.7.3 Заключениеэкспертизы подписывается руководителем экспертной организации, заверяетсяпечатью экспертной организации, прошивается с указанием количества сшитыхстраниц и передается заказчику.

6.7.4. Заказчик илиэкспертная организация представляет заключение экспертизы в центральный аппаратили территориальные органы Ростехнадзора для рассмотрения, регистрации иутверждения в установленном порядке.

6.7.5 Заключениехранится у владельца трубопровода вместе с паспортом трубопровода и вэкспертных организациях, проводивших диагностирование. Сроки хранения:

- у владельцатрубопровода - до момента демонтажа оборудования;

- в экспертныхорганизациях - по их усмотрению.

7 Методические указания поэкспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированиюутилизационных теплообменников газоперекачивающих агрегатов

7.1 Сроки службы и условия проведениятехнического диагностирования

7.1.1 Техническоедиагностирование утилизационных теплообменников газоперекачивающих агрегатов(далее - утилизационных теплообменников) следует проводить в периодэксплуатации утилизационного теплообменника в пределах назначенного срокаслужбы, после истечения назначенного срока службы, после аварии, а также в иныхслучаях, предусмотренных положениями и инструкциями, действующими напредприятии.

7.1.2 Назначенный срокслужбы для каждого типа утилизационных теплообменников устанавливаютпредприятия-изготовители и указывают его в паспорте теплообменника. Приотсутствии такого указания длительность назначенного срока службыустанавливается 20 лет.

7.1.3 В пределахназначенного срока службы техническое диагностирование утилизационныхтеплообменников следует проводить не реже одного раза в десять лет с цельювыявления изменений фактических параметров теплообменника, вызванных возможнымиотклонениями от нормальных условий эксплуатации (периодическое техническоедиагностирование).

Техническоедиагностирование следует проводить до начала технического освидетельствования.Техническое диагностирование включает:

- наружный осмотр;

- контрольные измерениятолщины стенки основных элементов неразрушающими методами контроля;

- гидравлическоеиспытание утилизационного теплообменника. Техническое диагностирование незаменяет проводящихся в установленном порядке технических освидетельствованийутилизационного теплообменника.

Периодичность, методы,зоны и объем технического диагностирования в пределах назначенного срокаопределяются в соответствии с требованиями инструкций по техническомудиагностированию предприятий-изготовителей.

При обнаружениидефектов основного металла и сварных соединений следует выполнять поверочныерасчеты на прочность.

По результатамтехнического диагностирования и расчетам на прочность согласно РД10-249-98[10]определяют необходимость и объем ремонта, частичной или полной заменыизношенных элементов, возможность и рабочие параметры (расчетные или сниженные)дальнейшей эксплуатации утилизационного теплообменника до следующеготехнического диагностирования.

7.1.4 Техническоедиагностирование утилизационного теплообменника, отработавшего назначенный срокслужбы (экспертное техническое диагностирование), включает:

- наружный осмотр;

- измерение выявленныхдефектов (коррозионных язв, трещин, деформаций и других);

- контроль сплошностисварных соединений и основного металла неразрушающими методами;

- ультразвуковойконтроль толщины стенки;

- определение твердостиметалла с помощью переносных приборов;

- лабораторныеисследования (при необходимости) свойств и структуры материала основныхэлементов;

- прогнозирование наосновании анализа результатов технического диагностирования и расчетов напрочность, возможности, предельных рабочих параметров, условий и сроковдальнейшей эксплуатации утилизационного теплообменника.

7.1.5 После аварииследует проводить внеочередное техническое диагностирование, которое должновключать методы, перечисленные в 7.1.3 и 7.1.4 настоящего стандарта. Оно можетбыть частичным в зависимости от объемов и степени повреждения элементовутилизационного теплообменника. Объем технического диагностирования определяетэкспертная организация.

7.1.6 Зоны, методы иобъемы работ по техническому диагностированию утилизационного теплообменника,отработавшего назначенный срок службы, а также после аварии, определяютсяиндивидуальной программой диагностирования, разработанной на основе типовойпрограммы, приведенной в приложенииА.

7.2 Организация технического диагностированияутилизационных теплообменников газоперекачивающих агрегатов

7.2.1 Организация работпо проведению технического диагностирования утилизационных теплообменниковвозлагается на их владельца.

7.2.2 Специалисты,проводящие техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности,должны быть аттестованы в установленном порядке и иметь необходимыйквалификационный уровень согласно СДА-12 [7].Специалисты, проводящие работы по неразрушающему контролю, должны бытьаттестованы по соответствующим видам неразрушающего контроля на уровень не нижевторого согласно ПБ03-440-02[8].

7.3 Подготовка к техническому диагностированиюутилизационных теплообменников газоперекачивающих агрегатов

7.3.1 Подготовку ктехническому диагностированию должен проводить владелец утилизационноготеплообменника.

7.3.2 Утилизационныетеплообменники, подлежащие техническому диагностированию, должны бытьостановлены, охлаждены, освобождены от рабочей среды и отключены заглушками отдействующих трубопроводов и других коммуникаций; обмуровка и изоляция,препятствующие контролю, должны быть частично или полностью удалены; принеобходимости должны быть сооружены леса.

7.3.3 Отдельные участкиповерхности необходимо зачистить для проведения контроля неразрушающимиметодами. Зоны, объем, и качество зачистки поверхности должен определять, послеизучения документации утилизационного теплообменника и выполнения визуальногоконтроля, руководитель работы от организации, проводящей техническоедиагностирование, с учетом требований нормативных документов на применяемыеметоды контроля.

7.3.4 Владелецутилизационного теплообменника должен представить экспертной организациипаспорт утилизационного теплообменника, ремонтный журнал, журнал поводоподготовке, заключения по предыдущим диагностическим обследованиям, прочиематериалы, в которых содержатся данные по конструкции утилизационноготеплообменника, условиям эксплуатации, ремонтам и реконструкциям основныхэлементов.

7.4 Порядок проведения техническогодиагностирования утилизационных теплообменников газоперекачивающих агрегатов

7.4.1 Анализтехнической и эксплуатационной документации.

7.4.1.1 Анализтехнической и эксплуатационной документации проводится экспертной организацией.Его целью является ознакомление с конструктивными особенностями, материалами,технологией изготовления и условиями эксплуатации утилизационноготеплообменника, а также выявление мест и возможных причин образования дефектовв материале основных элементов в результате эксплуатации.

7.4.1.2 Анализтехнической и эксплуатационной документации включает:

- проверку соответствияфактических режимов эксплуатации проектным по температуре, давлению, числуостановов, качеству питательной воды;

- анализ сертификатныхданных для выявления случаев отклонения в исходных механических свойствахметалла или его химического состава;

- анализ данных оповреждениях, ремонтах, заменах, реконструкциях, осмотрах, очистках, промывкахосновных элементов утилизационного теплообменника, результатах техническихосвидетельствований и гидравлических испытаний;

- определениедлительности эксплуатации оборудования в аномальных условиях, анализобстоятельств и причин аварийных остановов и определение зон основныхэлементов, которые могли подвергаться негативному воздействию; получениеинформации о наличии дефектов, интенсивности их развития, а также о возможныхизменениях механических характеристик и структуры металла элементов в процессеэксплуатации.

7.4.1.3 Результатыанализа технической и эксплуатационной документации используют для составленияи корректировки индивидуальной программы технического диагностированияутилизационного теплообменника.

7.4.2 Разработкаиндивидуальной программы диагностирования.

7.4.2.1 Типоваяпрограмма технического диагностирования утилизационных теплообменниковприведена в приложенииА.

7.4.2.2 В типовойпрограмме определены:

- основные элементыутилизационных теплообменников, работающие в режимах, под воздействием которыхмогут возникать и развиваться процессы усталости, эрозии, коррозии, а такжепроцессы, вызывающие изменение геометрических размеров, структуры имеханических свойств металла;

- наиболее напряженныезоны (участки) основных элементов утилизационных теплообменников, которые врезультате особенностей конструктивного исполнения или условий эксплуатациинаиболее предрасположены к образованию различных дефектов;

- объемы и методыконтроля или исследования механических свойств и микроструктуры металлаосновных элементов.

7.4.2.3 Типовойпрограммой предусмотрены следующие методы контроля:

- наружный осмотр;

- визуальный иизмерительный контроль;

- капиллярнаядефектоскопия;

- магнитопорошковаядефектоскопия;

- метод магнитнойпамяти металла;

- ультразвуковаятолщинометрия стенки;

- ультразвуковойконтроль сварных соединений и основного металла;

- измерение твердостипереносными приборами;

- определениемеханических свойств;

- анализ микроструктурыметалла элементов по репликам (в случае необходимости);

- испытания напрочность и плотность.

7.4.2.4 На основетиповой программы на каждый конкретный тип или группу утилизационныхтеплообменников, работающих в одинаковых условиях, экспертная организацияразрабатывает индивидуальную программу технического диагностирования,учитывающую конструктивные особенности, конкретные условия эксплуатации,наличие или отсутствие аварий за период эксплуатации, выполненные ранее работыпо ремонту или реконструкции и другие данные, полученные при анализетехнической и эксплуатационной документации.

В индивидуальнойпрограмме должны быть определены основные элементы, зоны, подлежащие контролю,а также объемы, методы неразрушающего контроля; обоснованы необходимость иобъемы лабораторных исследований структуры и свойств металла конкретногодиагностируемого утилизационного теплообменника.

Индивидуальнаяпрограмма может быть откорректирована в процессе проведения техническогодиагностирования в сторону расширения при обнаружении скрытых (неявных)дефектов. Количество применяемых в этом случае методов контроля и объемпроизводимых измерений определяет ведущий эксперт.

7.4.3 Осмотрутилизационных теплообменников

7.4.3.1 Осмотрутилизационных теплообменников проводится с целью проверки соответствия ихконструктивных элементов технической документации. Одновременно выявляютсяместа и технологические методы произведенных ремонтов.

7.4.3.2 Особенноевнимание следует обращать на изменение формы и геометрических размеров основныхэлементов теплообменников, произошедших в процессе эксплуатации (вмятины,выпучины и отклонения образующих элементов утилизационного теплообменника отпрямолинейности, следы механического и коррозионного износа).

7.4.3.3 Результатыосмотра конструкций утилизационных теплообменников являются основанием длякорректировки индивидуальной программы технического диагностирования.

7.4.4 Визуальный иизмерительный контроль.

7.4.4.1 Визуальный иизмерительный контроль проводят для выявления и измерения обнаруженных дефектов(поверхностных трещин всех видов и направлений, коррозионных повреждений,эрозионного износа, расслоений, вмятин, выпучин, механических повреждений),образовавшихся в процессе эксплуатации или на стадии монтажа или ремонта,развитие которых может привести к разрушению поврежденных элементовутилизационного теплообменника.

По результатамвизуального и измерительного контроля следует откорректировать индивидуальнуюпрограмму технического

диагностирования вчасти применения методов неразрушающего контроля и их объемов.

7.4.4.2 Визуальному иизмерительному контролю подлежат основной металл, сварные соединения с наружнойи внутренней стороны элементов.

7.4.4.3 При проведениивизуального контроля особое внимание следует обращать на следующие факторы:

а) появление трещин вследующих зонах:

- в стыковых сварныхсоединениях, по линии сплавления, зонах термического влияния и в наплавленномметалле поперек (вдоль) сварного шва;

- на кромках трубныхотверстий и на поверхности вокруг или внутри их;

б) состояниерегулирующих заслонок, рычагов и тяг их приводной системы, опорных втулокхвостовиков заслонок. Состояние регулирующей системы не должно позволятьодновременного закрытия заслонок основного и байпасного газоходов.

7.4.4.4 Выявленные врезультате визуального и измерительного контроля дефекты следует нанести насхемы с подробным описанием их формы, линейных размеров, месторасположения.

7.4.5 Контроль наружнойи внутренней поверхностей основных элементов методами капиллярной имагнитопорошковой дефектоскопии.

7.4.5.1 Контрольследует осуществлять в соответствии с требованиями ГОСТ 18442,ГОСТ21105 с целью выявления и определения размеров и конфигурации поверхностныхи подповерхностных трещин, а также дефектов коррозионного происхождения.

7.4.5.2 Контрольпроводят по результатам осмотров на участках поверхности, где подозреваетсяобразование трещины, или в местах выборок коррозионных язв, трещин и другихдефектов, или в местах ремонтных заварок, а также на контрольных участках элементов,указанных в индивидуальной программе.

7.4.5.3 Выявленныедефекты с подробным описанием их формы, линейных размеров, месторасположениядолжны быть нанесены на схемы или зафиксированы на фотографиях.

7.4.6 Контроль методоммагнитной памяти металла.

7.4.6.1 Метод магнитнойпамяти металла применяется с целью обнаружения и локализации внутреннихдефектов сварных соединений и основного металла элементов утилизационноготеплообменника, подвергнутых воздействию максимальных нагрузок поконструктивным и эксплуатационным параметрам.

7.4.6.2 Обнаруженныедефекты в обязательном порядке должны быть подтверждены другим методомнеразрушающего контроля и обозначены на схемах.

7.4.7 Ультразвуковаятолщинометрия.

7.4.7.1 Ультразвуковойконтроль толщины стенки проводят в соответствии с требованиями ГОСТ28702 для определения толщины стенки элементов утилизационноготеплообменника. По результатам ультразвукового контроля толщины стенкиопределяют скорость их коррозии и устанавливают сроки замены изношенныхэлементов или уровни снижения рабочих параметров, а также сроки проведениявосстановительного ремонта.

7.4.7.2 Ультразвуковойконтроль толщины стенки труб поверхностей нагрева проводят в наиболеетеплонапряженных местах и местах наибольшего коррозионного или эрозионногоизноса.

7.4.7.3 Измерениятолщины стенки гибов труб следует выполнять в растянутой и нейтральной зонахгибов.

7.4.7.4 Контрольтолщины стенки коллекторов проводят в точках, расположенных вдоль нижнейобразующей, а также на участках вблизи зон радиальных отверстий.

7.4.7.5 Результатыизмерений толщины стенок элементов должны быть оформлены протоколом.Расположение точек замеров толщины стенок элементов с привязкой к основнымразмерам элементов утилизационного теплообменника следует наносить на схемы.

7.4.8 Ультразвуковойконтроль сварных соединений и металла гибов.

7.4.8.1 Ультразвуковойконтроль следует проводить с целью выявления внутренних дефектов в сварныхсоединениях (трещин, непроваров, пор, шлаковых включений и др.) в основномметалле и в металле гибов.

7.4.8.2 Результатыультразвукового контроля должны быть оформлены протоколами. Расположение местконтроля с привязкой к основным размерам элементов утилизационноготеплообменника следует нанести на схему.

7.4.9 Определениехимического состава, механических свойств и структуры металла.

7.4.9.1 Исследованиямеханических свойств и микроструктуры металла элементов утилизационныхтеплообменников следует выполнять для установления их соответствия требованиямдействующих нормативных документов и выявления изменений, возникших врезультате нарушения нормальных условий работы или в связи с длительнойэксплуатацией.

7.4.9.2 Исследованиямеханических свойств и структуры металла следует проводить неразрушающимиметодами контроля.

7.4.9.3 Измерениятвердости производятся в соответствии с требованиями нормативной документации: ГОСТ22761, ГОСТ22762, ГОСТ 18661 сиспользованием переносных твердомеров статического или динамического действия.Для ориентировочной оценки временного сопротивления допускается перевод этихзначений твердости в прочностные характеристики в соответствии с ГОСТ22761.

7.4.9.4 Исследованиямикроструктуры основного металла и сварных соединений неразрушающими методамиследует выполнять на репликах. Рекомендуется исследовать микроструктуру при100- и 500-кратном увеличении.

7.4.9.5 Результатыопределения механических свойств должны быть оформлены в виде протоколов,микроструктуру необходимо зафиксировать на фотографиях с описанием структурно-фазовогосостава, дисперсности и наличия неметаллических включений.

7.4.10 Испытания напрочность и плотность.

7.4.10.1 Испытания напрочность и плотность утилизационных теплообменников проводятся в видегидравлических испытаний.

7.4.10.2 Гидравлическоеиспытание является завершающей операцией технического диагностированияутилизационного теплообменника, осуществляемой с целью проверки плотности ипрочности всех его элементов, работающих под давлением.

7.4.10.3 Гидравлическоеиспытание следует проводить при положительных результатах техническогодиагностирования и после устранения обнаруженных дефектов с учетом следующихтребований:

- пробное давлениепринимается равным 1,25 рабочего давления;

- температура водыдолжна быть не менее 15 °С и не более 40 °С;

- время выдержки подпробным давлением должно быть не менее 10 мин.

7.4.10.4 Вместе сутилизационным теплообменником подвергается испытанию его арматура:предохранительные клапаны, запорная арматура. При необходимости установкизаглушек они ставятся за запорной арматурой.

Если в результатезаполнения утилизационного теплообменника водой на его стенках появится влага,то испытание следует проводить лишь после высыхания стенок.

7.4.10.5 Во времяиспытания давление в утилизационном теплообменнике должно измеряться двумяманометрами, один из которых должен иметь класс точности не ниже 1,5.

7.4.10.6 Подъемдавления до пробного должен быть медленным и плавным, без толчков. Времяподъема давления должно быть не менее 10 мин. Если обеспечить это при помощи насосас машинным приводом не представляется возможным, подъем давления долженосуществляться ручным насосом. По истечении 10 мин давление снижается дорабочего и проводится осмотр утилизационного теплообменника.

При появлении в периодиспытания шума, стуков или резкого падения давления следует немедленнопрекратить гидравлическое испытание, выяснить и устранить их причину.

7.4.10.7 Результатыгидравлического испытания утилизационного теплообменника признаютсяудовлетворительными, если не обнаружено:

- трещин или признаковразрыва (поверхностные трещины, надрывы и др.);

- течи, капель и влагина поверхности основного металла, сварных соединений;

- видимых остаточныхдеформаций.

7.4.11 Анализрезультатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность.

7.4.11.1 Полученныефактические данные по геометрическим размерам, формам, по свойствам металлаосновных элементов следует сравнить с исходными, а размеры выявленных дефектов(коррозионных язв и др.) сопоставить с нормами оценки качества.

7.4.11.2 При превышенииразмеров выявленных дефектов от требований норм следует провести расчет напрочность с учетом полученных при диагностировании фактических размеров толщиныстенки, свойств металла и наличия дефектов в основных элементах.

7.4.11.3 При обнаруженииместных или общих остаточных деформаций, изменяющих форму основного элементаутилизационного теплообменника, следует выполнить поверочный расчет напрочность с определением местных напряжений.

7.4.11.4 Приинтенсивной местной или общей коррозии металла в основных элементахутилизационного теплообменника (средняя скорость коррозии превышает 0,15мм/год) следует выполнить расчет на прочность по минимальной фактическойтолщине стенки с учетом ее последующего уменьшения на конец планируемого срокаэксплуатации.

7.5 Нормы и критерии оценки качества основныхэлементов утилизационных теплообменников газоперекачивающих агрегатов

7.5.1 Геометрическиеразмеры, определяющие прочность элементов утилизационных теплообменников,должны соответствовать расчетным с учетом эксплуатационных прибавок иминимально допустимых значений толщины стенки.

7.5.2 Механическиесвойства металла основных элементов утилизационного теплообменника, указанные всертификатных данных, должны соответствовать требованиям проектных документов наутилизационный теплообменник.

7.5.3 В случае, еслитребования 7.5.1 и 7.5.2 настоящего стандарта не удовлетворяются, необходимовыполнить поверочный расчет на прочность в соответствии с РД10-249-98[10]с учетом снижения толщины стенки или фактических механических свойств металла сцелью определения допускаемого рабочего давления.

7.5.4 Смещение,несовпадение кромок стыкуемых листов должны соответствовать допускам,установленным проектными документами на изделие.

7.5.5 Одиночныекоррозионные язвы и эрозионные повреждения глубиной до 15 % от номинальнойтолщины стенки, обнаруженные при визуальном осмотре, допускается не выбирать.Коррозионные и эрозионные повреждения металла большей глубины, а также цепочкиязв должны быть выбраны абразивным инструментом с плавным закруглением краеввыборок. Места выборок должны быть проверены на отсутствие трещин методамикапиллярной или магнитопорошковой дефектоскопии.

При невозможностивыборки поврежденного металла дефектные элементы могут быть допущены квременной эксплуатации на основании заключения экспертной организации.

7.5.6 Обнаруженные приконтроле дефекты должны быть выбраны абразивным инструментом. Полноту выборкиконтролируют методами капиллярной или магнитопорошковой дефектоскопии.

7.5.7 Решение онеобходимости заварки выборок коррозионно-эрозионных дефектов и (или) трещинпринимает на основе расчета на прочность экспертная организация.

Если глубина выборкиметалла составляет 35 % от номинального значения толщины стенки, то следуетвыполнить заварку выборок независимо от результатов расчета на прочность.

7.5.8 Изменениенаружного диаметра труб поверхностей нагрева утилизационных теплообменников недолжно превышать 3,5 % от номинального диаметра для углеродистых сталей и 2,5 %для легированных сталей.

7.5.9 Максимальнаяовальность гибов труб поверхностей нагрева не должна превышать 12%.

Возможность дальнейшейэксплуатации труб поверхностей нагрева, гибы которых имеют овальность более 12% (но не более 16 %), определяют экспертные организации на основании расчетовна прочность согласно РД10-249-98[10].

7.5.10 Уменьшениедиаметра осей регулирующих заслонок, обусловленное механическим износом, недолжно превышать 20 %.

7.5.11 Утонение стенкикорпусных изделий, изготовленных из листов, не должно превышать 15 % отноминальной их толщины.

7.5.12 Овальностьвнутренней поверхности опорных втулок хвостовиков регулирующих заслонок более10 % не допускается.

7.5.13 Утонение стенкипрямых участков трубопроводов подвода и отвода воды, выявленное ультразвуковымили другими методами контроля, допускают не более чем на 30 % от номинальнойтолщины.

7.5.14 Качество сварныхсоединений должно соответствовать требованиям, установленным нормативнымидокументами на сварку и на проведение дефектоскопического контроля сварныхсоединений РД34.17.302-97[9].

7.5.15 Если порезультатам ультразвукового контроля сварных соединений обнаруженные дефектыпревышают нормы, то допуск утилизационного теплообменника к дальнейшейэксплуатации возможен только после проведения ремонтных работ.

7.5.16 Значениятвердости металла основных элементов, по данным измерений переноснымиприборами, должны быть в следующих пределах:

для сталей марок 10, 20и Ст3 - от 120 до 165 НВ;

для сталей марок 25К,16ГТ, 15ГС, 16ГС, 12X1М1Ф - от 130 до 170 НВ.

7.5.17 Структураметалла по результатам металлографических исследований на репликах не должнаиметь аномальных изменений в виде микротрещин, пор и недопустимой графитизациипо сравнению с требованиями к исходному состоянию.

7.5.18 Механическиесвойства, определенные при комнатной температуре на образцах, вырезанных изметалла основных элементов утилизационного теплообменника, должны удовлетворятьследующим требованиям:

- прочностныехарактеристики металла (временное сопротивление и условный предел текучести) недолжны отличаться более чем на 5 % в меньшую сторону от значений,регламентированных действующими нормативными документами;

- отношение условногопредела текучести к временному сопротивлению металла не должно превышать 0,75 дляуглеродистых сталей и 0,8 для легированных сталей;

- относительноеудлинение должно быть не менее 16 %;

- ударная вязкость наобразцах с концентратором типа V (KCV) должна быть не менее 25 Дж/см²(2,5 кгс/см²) для элементов с толщиной стенки более 16 мм и не менее20 Дж/см² для элементов с толщиной стенки менее 16 мм.

7.6 Определение возможности, сроков,параметров и условий эксплуатации утилизационных теплообменниковгазоперекачивающих агрегатов

7.6.1Возможность, сроки и параметры дальнейшей эксплуатации утилизационныхтеплообменников следует определять по результатам технического диагностированиярасчетов на прочность.

7.6.2 Необходимымусловием возможности дальнейшей безопасной эксплуатации утилизационноготеплообменника на расчетных или разрешенных параметрах является соответствиеэлементов теплообменника условиям прочности, а также выполнение обязательныхтребований раздела7.5 настоящего стандарта. При невыполнении хотя бы одного из требованийраздела 7.5 решение о возможности, сроках и условиях дальнейшей эксплуатацииэтих элементов утилизационного теплообменника должна принимать экспертнаяорганизация.

7.6.3 Если по условиюпрочности при статических нагружениях отдельные элементы утилизационноготеплообменника из-за утонения стенок от коррозии, эрозии или (и) каких-либодругих повреждений, а также из-за изменения механических свойств основногометалла, сварных соединений или пониженных запасов прочности, не выдерживаютрасчетного давления и температуры, продление срока службы утилизационноготеплообменника возможно при установлении пониженных параметров или послевосстановительного ремонта, или после замены элементов, не удовлетворяющихусловиям прочности.

Снижение механическихсвойств основного металла или сварных соединений ниже требований нормативныхдокументов следует учитывать в поверочных расчетах на прочность, проводимыхспециализированной экспертной организацией.

7.6.4 Разрешенное порезультатам технического диагностирования сниженное давление не должнопревышать минимальной его величины, установленной предприятием-изготовителем.

7.6.5 Диагностируемыйутилизационный теплообменник может быть допущен к дальнейшей эксплуатации прирасчетных или сниженных параметрах сроком не более чем на четыре года наосновании положительных результатов технического диагностирования, прочностныхрасчетов и испытаний на прочность и плотность.

7.6.6 По истечении срокаслужбы утилизационного теплообменника следует провести очередное техническоедиагностирование для определения возможности, условий и сроков его дальнейшейэксплуатации. Программа последующего технического диагностирования можетотличаться от программы предыдущего технического диагностирования, проведенногопо истечении назначенного срока службы утилизационного теплообменника.

7.7 Оформление результатов техническогодиагностирования утилизационных теплообменников газоперекачивающих агрегатов

7.7.1 На выполненныепри техническом диагностировании работы экспертная организация составляетпервичную документацию (акты, протоколы, таблицы, схемы, фотографии).

На основании первичнойдокументации о результатах технического диагностирования и проведенных расчетовна прочность должно быть оформлено заключение о техническом диагностированииутилизационного теплообменника.

7.7.2 Заключениесодержит:

- наименованиезаключения;

- вводную часть,включающую основание для проведения технического диагностирования, сведения обэкспертной организации, сведения об экспертах и наличии лицензии на правопроведения экспертизы промышленной безопасности;

- перечень объектов, накоторые распространяется действие заключения о техническом диагностировании;

- данные о заказчике;

- цель диагностирования;

- сведения орассмотренных в процессе экспертизы документах (проектных, конструкторских,эксплуатационных, ремонтных, декларации промышленной безопасности),оборудовании и др. с указанием объема материалов, имеющих шифр, номер, маркуили другую индикацию, необходимую для идентификации;

- краткуюхарактеристику и назначение объекта диагностирования (паспортные данныетеплообменника: наименование изготовителя, заводской и регистрационный номера,дата изготовления, дата ввода в эксплуатацию, расчетные давление, температура ипроизводительность, краткое описание утилизационного теплообменника и сведенияоб основных его элементах (количество, геометрические размеры, материалы,способ соединения), назначенный срок службы. Условия эксплуатации: времяэксплуатации, лет, час; число пусков, рабочие и разрешенные параметры, сведенияо ремонтах; результаты предыдущего технического диагностирования и техническихосвидетельствований).

- результатыпроведенного технического диагностирования:

а) данные о состояниинаружных и внутренних поверхностей основных элементов (наличие накипи, шлама,коррозии); сведения о дефектах основного металла, а также дефектах сварных,заклепочных, вальцовочных и фланцевых соединений, обнаруженных при визуальном иизмерительном контроле, или методами контроля проникающими веществами,магнитопорошковой дефектоскопии или другими методами;

б) результаты измеренийгеометрических размеров основных элементов, включая отклонения от заданнойформы;

в) результатыультразвукового контроля сварных соединений;

г) данные поультразвуковому контролю толщины стенки основных элементов;

д) результаты измеренийтвердости металла основных элементов неразрушающими методами;

е) сведения обисследованиях химического состава, механических свойств и микроструктурыметалла основных элементов котлов, выполненные методами неразрушающего иразрушающего контроля;

ж) результаты испытанийна прочность и плотность (указывают условия проведения и пробное давление);

- заключительную частьс обоснованными выводами, а также рекомендациями по техническим решениям ипроведению компенсирующих мероприятий;

- приложения,содержащие перечень использованной при экспертизе нормативной технической иметодической документации, актов испытаний (при проведении их силами экспертнойорганизации).

Результатыдефектоскопического контроля неразрушающими методами, результаты механическихиспытаний металла, химического анализа оформляют в виде протоколов, прилагаемыхк заключению. Графическое изображение результатов контроля наносится на схемы,которые вместе с другими материалами (дефектограммами, фотографиями дефектов,микроструктуры металла и др.) прилагаются к заключению.

7.7.3 Заключение отехническом диагностировании подписывается руководителем экспертнойорганизации, заверяется печатью экспертной организации, прошивается с указаниемколичества сшитых страниц и передается заказчику.

7.7.4 Заключениехранится у владельца утилизационного обменника вместе с паспортомутилизационного теплообменника и в экспертной организации. Сроки хранения:

- у владельцаутилизационного теплообменника - до момента демонтажа оборудования;

- в экспертнойорганизации - по ее усмотрению.

8 Методические указания поэкспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированиютрубопроводов тепловых сетей

8.1 Сроки службы и условия проведениятехнического диагностирования

8.1.1 Техническоедиагностирование трубопроводов тепловых сетей (далее - трубопроводов)проводится в пределах установленного срока службы, по истечении его и послеаварии.

8.1.2 Срок службытрубопровода устанавливается организацией- изготовителем и указывается впаспорте трубопровода.

При отсутствии такогоуказания срок службы принимается равным 25 лет.

8.1.3 Техническоедиагностирование трубопровода в пределах срока службы включает:

- наружный осмотртрубопровода в рабочем и холодном состояниях;

- контрольнеразрушающими методами за состоянием металла и сварных соединений трубопроводав соответствии с инструкцией по эксплуатации, разработанной владельцемтрубопровода;

- техническое освидетельствованиетрубопровода.

Качество основногометалла и сварных соединений должно удовлетворять нормам оценки качествасоответствующих нормативных документов по изготовлению, монтажу и контролюметалла трубопровода ПБ10-573-03[11].

8.1.4 Обследованиетрубопровода, отработавшего срок службы, включает:

- анализ техническойдокументации;

- визуальный контроль;

- контрольнеразрушающими методами;

- исследование металла;

- расчет на прочность;

- испытания напрочность и плотность.

Зоны, методы и объемыконтроля приведены в разделе8.4 и в типовой программе технического диагностирования трубопроводовнастоящего стандарта (приложениеБ).

8.1.5 После авариипроводится досрочное (внеочередное) техническое диагностирование трубопровода.Объем и методы контроля в соответствии с характером повреждений определяютсяэкспертной организацией.

8.1.6 Эксплуатациятрубопроводов сверх установленного срока службы может быть продлена послеисправления дефектов (если они имели место), на основании положительныхрезультатов диагностирования, лабораторных исследований, расчетов на прочностьи испытаний на прочность и плотность.

8.1.7 Возможностьувеличения срока службы трубопровода, условия и параметры его дальнейшейэксплуатации устанавливаются в соответствии с разделом8.6 настоящего стандарта.

8.2 Организация технического диагностированиятрубопроводов тепловых сетей

8.2.1 Организация работпо проведению технического диагностирования трубопроводов тепловых сетейвозлагается на их владельца.

8.2.2. Техническоедиагностирование трубопроводов, проработавших 40 и более лет, трубопроводовпосле аварии и оформление заключений по его результатам должен выполнятьспециализированный экспертно-диагностический центр ОАО «Газпром» - ООО«Газпромэнергодиагностика» в соответствии с «Положением о системе обеспеченияпромышленной безопасности теплового энергетического оборудования и сооруженийэнергохозяйства ОАО «Газпром» [5].

8.2.3 Специалисты,проводящие техническое диагностирование и экспертизу промышленной безопасности,должны быть аттестованы в установленном порядке и иметь необходимыйквалификационный уровень в соответствии с СДА-12 [7].Специалисты, проводящие работы по неразрушающему контролю, должны бытьаттестованы по соответствующим видам неразрушающего контроля на уровень не нижевторого в соответствии с ПБ03-440-02[8].

8.3 Подготовка к техническому диагностированиютрубопроводов тепловых сетей

8.3.1 Подготовкатрубопроводов тепловых сетей к техническому диагностированию выполняетсявладельцем трубопровода.

8.3.2 Трубопроводытепловых сетей, подлежащие техническому диагностированию, должны быть выведеныиз работы, охлаждены до температуры не выше 40 °С, дренированы, отключены отсоседних трубопроводов, тепловая изоляция, препятствующая контролю техническогосостояния металла труб и сварных соединений, должна быть частично или полностьюудалена в местах, оговоренных индивидуальной программой работ по техническомудиагностированию.

8.3.3 Для проведенияработ по вскрытию подземных трубопроводов тепловых сетей (вскрытие грунта иканалов, снятие изоляции), по снятию изоляции с трубопроводов, проложенныхнадземно и в тоннелях (проходных каналах) при техническом диагностированиивладельцем трубопроводов должна быть организована комиссия подпредседательством лица, ответственного за исправное состояние и безопаснуюэксплуатацию трубопроводов, назначенного приказом по предприятию.

8.3.4 Вскрытиетрубопроводов для диагностирования в подземных тепловых сетях, проложенных в непроходныхканалах и бесканально, следует производить в первую очередь в местах, где имеютместо признаки (критерии) опасности наружной коррозии трубопроводов.

Для подземных тепловыхсетей, проложенных в каналах, признаками (критериями) опасности наружнойкоррозии трубопроводов являются:

- наличие воды в каналеили занос канала грунтом, когда вода или грунт достигают изоляционнойконструкции трубопровода;

- увлажнениетеплоизоляционной конструкции трубопровода (обнаруживаемое в процессеэксплуатации) капельной влагой с перекрытия канала, которая достигаетповерхности трубопровода, или влагой, стекающей по щитовой опоре.

Для подземных тепловыхсетей, проложенных бесканально, признаками (критериями) опасности наружнойкоррозии трубопроводов являются:

- коррозионнаяагрессивность грунтов, оцененная как «высокая»;

- опасное влияниепостоянных и переменных блуждающих токов на трубопроводы.

Признаком опасноговлияния постоянных блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетейследует считать наличие знакопеременного (знакопеременная зона) илиизменяющегося во времени смещения разности потенциалов между трубопроводамитепловых сетей и электродом сравнения от стационарного потенциала в сторонуположительных значений (анодная зона). Признаком опасного влияния переменныхблуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей следует считатьсмещение среднего значения разности потенциалов между трубопроводами тепловыхсетей и медносульфатным электродом сравнения в отрицательную сторону не менеечем на 10 мВ по сравнению с разностью потенциалов, измеренной при отсутствиивлияния переменного тока.

8.3.5 Кроме техучастков трубопроводов, где имеются признаки (критерии) опасной наружнойкоррозии (8.3.4 настоящего стандарта), в подземных канальных и бесканальных прокладкахвскрытие трубопроводов тепловых сетей для наружного осмотра при техническомдиагностировании следует производить преимущественно в указанных ниженеблагоприятных местах, где возможно возникновение процессов наружной коррозиитрубопроводов:

- вблизи мест, где приэксплуатации наблюдались коррозионные повреждения трубопроводов;

- на участках,расположенных вблизи линий канализации и водопровода или в местах пересечения сэтими сооружениями;

- в тех местах, гденаблюдаются повышенные тепловые потери;

- в тех местах, где порезультатам инфракрасной съемки обнаружены утечки теплоносителя.

8.3.6 Увладельца трубопровода должен иметься паспорт трубопровода (со схемой тепловойсети), в котором должны систематически отмечаться: затопляемые участкитрубопроводов; участки, где производилась перекладка трубопроводов; места, гденаблюдались коррозионные и другие повреждения трубопроводов; места, гдепроводились шурфовки или вскрывались трубопроводы для наружного осмотра. Насхему должны быть нанесены рельсовые пути электрифицированного транспорта,смежные металлические подземные коммуникации, места расположения установокэлектрохимической защиты на трубопроводах тепловых сетей и смежных подземныхметаллических сооружениях.

8.3.7 Припроведении работ по вскрытию трубопроводов для технического освидетельствованиядолжен производиться попутный осмотр и оценка состояния строительных иизоляционных конструкций.

8.4 Порядок проведения техническогодиагностирования трубопроводов тепловых сетей

8.4.1 Анализтехнической и эксплуатационной документации.

8.4.1.1 Доначала технического диагностирования следует ознакомиться с технической иэксплуатационной документацией на трубопровод: паспортом, чертежами,исполнительной схемой, сменным и ремонтным журналами, формулярами, результатамиранее выполненных обследований и прочими материалами, в которых могутсодержаться данные о состоянии трубопровода.

8.4.1.2 Анализтехнической и эксплуатационной документации проводится в целях детальногоознакомления с конструкцией, материалами и особенностями изготовления,характером и конкретными условиями работы трубопровода, а также дляпредварительной оценки его технического состояния на протяжении всего срокаэксплуатации.

8.4.1.3 Анализтехнической и эксплуатационной документации включает:

- установлениедаты монтажа, пуска в эксплуатацию и регистрации трубопровода;

- анализконструктивных особенностей трубопроводной системы, основных размеров деталей исборочных единиц, материалов из которых они изготовлены, технологии сварки исварочных материалов, примененных при монтаже, а также сведений о проверкекачества сварных соединений трубопровода после монтажа;

- анализсведений по наладке опорно-подвесной системы и о дефектах в ней, выявленных впроцессе эксплуатации (при наличии таких данных);

- оценкусоответствия проектных технических характеристик фактическим условиямэксплуатации по температуре, давлению, рабочей среде, а также анализособенностей эксплуатации (стационарного или переменного режимов работы,количество пусков-остановов и испытаний, на прочность и плотность, возможностиколебаний давления с размахом более 15 % от номинального значения иориентировочной периодичности этих колебаний);

- анализрезультатов технических освидетельствований, осмотров, испытаний на прочность иплотность и предыдущих технических диагностированиях трубопровода, а такжеданных о повреждениях, ремонтах и реконструкциях.

При отсутствиинеобходимых сведений в документации на трубопровод допускается использоватьинформацию, полученную в результате опроса обслуживающего персонала.

8.4.1.4 Порезультатам анализа технической и эксплуатационной документации ипредварительных расчетов на прочность, если таковые необходимо проводить,определяются участки, элементы и зоны элементов трубопроводов, работающие внаиболее напряженных условиях.

8.4.2Разработка индивидуальной программы диагностирования.

8.4.2.1 Типоваяпрограмма технического диагностирования трубопроводов тепловых сетей приведенав приложенииБ.

8.4.2.2 Втиповой программе определены:

- основныеэлементы трубопроводов, работающие в режимах, под воздействием которых могут возникатьи развиваться процессы усталости, эрозии, коррозии, а также процессы,вызывающие изменение геометрических размеров, структуры и механических свойствметалла;

- наиболеенапряженные зоны (участки) основных элементов трубопроводов, которые в результатеособенностей конструктивного исполнения или условий эксплуатации наиболеепредрасположены к образованию различных дефектов;

- объемы иметоды контроля или исследования механических свойств и микроструктуры металлаосновных элементов.

8.4.2.3 Типовойпрограммой предусмотрены следующие методы контроля:

- наружныйосмотр;

- визуальный иизмерительный контроль;

- капиллярнаядефектоскопия;

-магнитопорошковая дефектоскопия;

-ультразвуковая толщинометрия стенки;

-ультразвуковой контроль сварных соединений и основного металла;

- измерениетвердости переносными приборами;

- испытания напрочность и плотность.

8.4.2.4 Наоснове типовой программы на каждый конкретный трубопровод или группутрубопроводов, работающих в одинаковых условиях, экспертная организация разрабатываетиндивидуальную программу технического диагностирования, учитывающуюконструктивные особенности, конкретные условия эксплуатации, наличие илиотсутствие аварий за период эксплуатации, выполненные ранее работы по ремонтуили реконструкции и другие данные, полученные при анализе технической иэксплуатационной документации.

Виндивидуальной программе должны быть определены основные элементы, зоны,подлежащие контролю, а также объемы, методы неразрушающего контроля; обосновананеобходимость и объемы лабораторных исследований структуры и свойств металла наконтрольных образцах, вырезанных из конкретного диагностируемого трубопровода.

Индивидуальнаяпрограмма может быть откорректирована в процессе проведения техническогодиагностирования в сторону расширения при обнаружении скрытых (неявных)дефектов. Количество применяемых в этом случае методов контроля и объемпроизводимых измерений определяет руководитель экспертной группы.

8.4.3 Наружныйосмотр.

8.4.3.1Контроль трубопровода следует начинать с наружного осмотра трубопровода вгорячем (рабочем) и холодном (после останова) состояниях.

8.4.3.2 Припроведении наружного осмотра трубопровода тепловой сети должно быть проверено:

- соответствиеисполнительной схемы, приведенной в паспорте трубопровода, фактическомусостоянию контролируемого трубопровода;

- наличие исоответствие типов опор трубопровода монтажно-сборочному чертежу, ихисправность; на схеме должны быть указаны расстояния между точками крепленияопор к трубопроводу и ближайшими сварными швами или гибами;

- отсутствиезащемлений трубопровода при проходах через стенки камер, вблизи колонн и фермкаркасов;

- наличие иисправность дренажей;

- состояниеизоляции;

- отсутствиевидимой течи из трубопровода.

8.4.3.3Наружный осмотр трубопровода в холодном состоянии (после останова) проводится спроверкой исправности (целостности) обшивки и тепловой изоляции. Приобнаружении повреждения обшивки (изоляции) и вследствие этого следов протечкирабочей среды, а также участков интенсивного намокания изоляции от внешнихисточников следует удалить соответствующие места изоляции, после чего провестивизуальный контроль освобожденных участков наружной поверхности трубопровода.Необходимо предусматривать технические мероприятия, предотвращающие намоканиеучастков трубопровода от внешних источников при его последующей эксплуатации.

8.4.4Визуальный и измерительный контроль.

8.4.4.1Визуальный контроль наружной и выборочно внутренней поверхностей элементовтрубопровода, а также измерительный контроль проводится в целях обнаружения иопределения размеров дефектов: поверхностных трещин, коррозионных иликоррозионно-усталостных повреждений, эрозионного износа, выходящих наповерхность расслоений, дефектов сварки, механических повреждений, вмятин,выпучин и других дефектов, образовавшихся при изготовлении, монтаже, в процессеэксплуатации и ремонта трубопровода.

Для проведениявизуального контроля наружных поверхностей все контролируемые сварныесоединения, прилегающие к ним зоны основного металла, а также гибы и другиеконтролируемые элементы должны быть полностью освобождены от тепловой изоляции;контролируемые участки поверхности должны быть зачищены металлическими щеткамиили абразивным кругом. При визуальном осмотре внутренней поверхноститрубопроводов, труднодоступной для прямого обзора, следует использоватьэндоскопы.

Визуальныйконтроль внутренней поверхности участков трубопровода проводят черездемонтированные разъемные соединения трубопровода.

8.4.4.2 Приобнаружении в результате визуального и измерительного контроля недопустимыхдефектов (раздел8.5 настоящего стандарта) расположение, количество и размеры этих дефектовследует подробно описать или указать на схеме.

По результатамнаружного осмотра в горячем и холодном состояниях, визуального и измерительногоконтроля программа обследования трубопровода может быть уточнена (дополнена).

8.4.4.3Визуальному контролю наружных поверхностей подвергают следующие элементы иучастки трубопроводов:

- криволинейныеэлементы - гибы, отводы, секторные колена;

- тройники иврезки в трубопровод (включая дренажные устройства);

- фланцы(включая фланцевые разъемы арматуры);

- переходы, втом числе лепестковые, т.е. переходы с продольными сварными швами;

- арматура(корпуса арматуры с Dy более 250 мм);

- заглушки(донышки) любой конструкции;

- линзовыекомпенсаторы;

- резьбовыесоединения на дренажах;

- прямыеучастки трубопроводов;

- сварныесоединения (стыковые и угловые) труб с коленами (гибами, отводами), тройниками,переходами, арматурой, компенсаторами, а также сварные швы заглушек, врезок втрубопровод и швы приварки фланцев.

Визуальныйконтроль сварных соединений проводится в целях обнаружения дефектов в виде трещин,пористости, подрезов, свищей, прожогов, незаплавленных кратеров, чешуйчатостиповерхности, несоответствия размеров швов требованиям технической документации.При осмотре сварных соединений элементов из перлитных сталей, выполненных сприменением аустенитных электродов, повышенное внимание обращается на зонусплавления (линию перехода от основного к наплавленному металлу).

8.4.4.4 Приизмерительном контроле выполняют следующие операции:

а) измерения попроверке уклонов трубопроводных линий на трубопроводах, претерпевших аварию,обусловленную гидроударами. Измерения выполняются с использованием гидроуровня,ватерпаса или других приборов (например, теодолита);

б) проводятизмерения радиуса колен (гибов) диаметром 108 мм и более.

в) контрольовальности гибов. На литых, штампованных, штампосварных и секторных коленахопределять овальность не требуется;

г) измерениямаксимальных размеров вмятин (выпучин) (в случае их обнаружения в стенкахэлементов трубопровода) по поверхности элемента в двух (продольном и поперечном)направлениях и максимальной их глубины;

д) измерениявыявленных в основном металле и сварных соединениях дефектов типа коррозионныхязв, раковин, выходящих на поверхность, расслоений и других дефектов.

8.4.4.5 Зоны иобъемы визуального и измерительного контроля предусмотрены в типовой программетехнического диагностирования (приложениеБ).

8.4.5 Контрольнаружной поверхности основных элементов трубопроводов

8.4.5.1Дефектоскопию наружной поверхности трубопроводов с целью выявления иопределения размеров и ориентации поверхностных и подповерхностных трещин,выходящих на поверхность расслоений и других дефектов в сварных соединениях иосновном металле элементов трубопроводов следует выполнять методами капиллярнойи магнитопорошковой дефектоскопии.

8.4.5.2Контроль наружной или при необходимости внутренней (в особых случаях)поверхностей элементов трубопроводов методами капиллярной или магнитопорошковойдефектоскопии следует осуществлять в соответствии с требованиями ГОСТ 18442,ГОСТ21105.

8.4.5.3Контроль поверхности трубопроводов проводится в местах, указанных в программеконтроля, в которой отмечены те участки, где по результатам визуального контроляили анализа опыта эксплуатации возможно образование трещин или других дефектов,а также в местах выборок дефектов и ремонтных заварок.

8.4.5.4Обязательному контролю методом капиллярной или магнитопорошковой дефектоскопииподлежат композитные сварные соединения элементов трубопровода с наружнымдиаметром 133 мм и более.

8.4.5.5Контролю методом магнитопорошковой дефектоскопии подлежат гибы трубопроводов снаружным диаметром 133 мм и более в объемах, предусмотренных типовой программойконтроля (приложениеБ).

Контроль гибовтрубопроводов проводится в целях выявления трещин и других недопустимыхдефектов металла на внешней и внутренней поверхностях растянутой и нейтральныхзон гибов.

Контрольведется по всей длине гнутой части гиба на ее участке, составляющем 2/3 от всейповерхности гнутой части (т.е. на 2/3 окружности трубы), включая растянутую инейтральные зоны.

При обнаружениинедопустимых дефектов хотя бы на одном из гибов контролируемой группы гибыданного типоразмера подвергаются дополнительному контролю в удвоенном объеме.При обнаружении и подтверждении наличия недопустимых дефектов хотя бы в одномиз гибов при дополнительном контроле проводится контроль гибов данноготипоразмера в объеме 100 %. Подтверждение наличия дефектов на внутреннейповерхности гибов проводится путем их вырезки и последующего внутреннего осмотра.

8.4.5.6Контроль наружной поверхности радиусных переходов арматуры с Dy 250 мм и болеепроводят методом магнитопорошковой дефектоскопии. Объемы контроля предусмотренытиповой программой контроля, приведенной в приложенииБ.

8.4.5.7Результаты контроля поверхности участков и элементов трубопровода методамикапиллярной и магнитопорошковой дефектоскопии следует оформлять в видепротоколов в соответствии с нормативными требованиями по каждому виду контроля.В этих документах следует приводить описание размеров, формы иместорасположения выявленных дефектов. Расположение контролируемых участковтрубопровода и обнаруженных дефектов следует изображать на прилагаемой схеме.

8.4.6Ультразвуковая толщинометрия.

8.4.6.1Измерение толщины стенки элементов трубопроводов следует выполнятьультразвуковыми приборами, отвечающими требованиям ГОСТ28702.

8.4.6.2Измерение толщины стенки проводят с целью определения толщины стенки элементовтрубопровода. По результатам толщинометрии определяют скорость коррозионногоили коррозионно-эрозионного износа стенок и устанавливают расчетом на прочностьдопустимый срок эксплуатации изношенных элементов или (и) уровень снижениярабочих параметров, или (и) объем проведения восстановительного ремонта.

8.4.6.3 Толщинустенки следует измерять на участках (элементах) трубопровода, работающих внаиболее сложных условиях с точки зрения интенсивности коррозионно-эрозионногоизноса металла: в коленах, тройниках, врезках, местах сужения трубопровода,перед арматурой и после нее, в местах скопления жидкости (застойные зоны идренажи), а также на участках интенсивного намокания изоляции или подтоплениятрубопровода.

Расположениеконтрольных точек и объемы контроля толщины стенки элементов трубопроводаопределяются типовой программой технического диагностирования (приложениеБ).

8.4.6.4Измерениям толщины стенки подвергаются следующие элементы и участкитрубопровода:

- гибы (отводы)трубопроводов;

- тройники иврезки в трубопровод;

- переходы;

- корпусаарматуры начиная с Dy 250 мм и более;

- плоскиезаглушки (донышки) трубопроводов;

- линзовыекомпенсаторы;

- прямыеучастки трубопроводов;

- участкитрубопроводов в зонах повышенной коррозии (в агрессивных грунтах, грунтовыхводах, в зоне возможного влияния блуждающих токов).

8.4.6.5Результаты измерений толщины стенки трубопроводов оформляют в виде протоколовили в форме таблиц, содержащих название или номер элемента, номер точкиизмерения и результат измерения. Рекомендуемое расположение контрольных точекна элементах трубопроводов показано на приведенных в приложении Г схемах.

8.4.6.6 Объемыконтроля толщины стенки трубопроводов определяются типовой программойтехнического диагностирования (приложениеБ).

8.4.7Ультразвуковой контроль сварных соединений и металла гибов.

8.4.7.1Ультразвуковой контроль следует проводить в соответствии с требованиями ГОСТ14782 и РД34.17.302-97 [9]с целью выявления внутренних дефектов в сварных, заклепочных соединениях(трещин, непроваров, пор, шлаковых включении и др.) в основном металле или вметалле гибов.

8.4.7.2Результаты ультразвукового контроля должны быть оформлены в виде протоколов.Расположение мест контроля с привязкой к основным размерам элементовтрубопровода следует нанести на схему.

8.4.8Определение механических свойств и структуры металла методами неразрушающегоконтроля.

8.4.8.1Исследования механических свойств и структуры металла следует выполнять дляустановления соответствия марки стали требованиям действующих нормативныхдокументов, а также для выявления возможных дефектов в структуре металла илиизменений характеристик материала, возникших вследствие длительной эксплуатацииили нарушений нормальных условий работы.

8.4.8.2Исследования механических свойств и структуры металла следует проводитьнеразрушающими методами контроля.

8.4.8.3Измерения твердости производятся в соответствии с требованиями ГОСТ22761, ГОСТ22762, ГОСТ 18661 сиспользованием переносных твердомеров статического или динамического действия.Для ориентировочной оценки временного сопротивления допускается перевод этихзначений твердости в прочностные характеристики в соответствии с ГОСТ22761.

Определениетвердости следует проводить на элементах или участках линий трубопроводов столщиной стенки (номинальной) не менее 8 мм, при этом, участки контролятвердости рекомендуется располагать над жесткими опорами. Количество точекизмерения твердости и их расположение должны быть указаны в программедиагностирования трубопровода, а результаты измерения твердости должны бытьобобщены и представлены в виде протокола.

8.4.8.4Исследования микроструктуры основного металла и сварных соединенийнеразрушающими методами выполняются на репликах. Рекомендуется исследоватьмикроструктуру при 100- и 500-кратном увеличении. Исследования структурыметалла проводят в околошовных участках зоны термического влияния сварныхсоединений и при необходимости на гибах (методом реплик). Металлографическиеисследования проводят с целью оценки структурного состояния металла, в первуюочередь для выявления графитизации в зонах термического влияния сварныхсоединений. Контроль состояния металла элементов трубопровода методом репликпроводят для оценки микроповрежденности металла и изучения изменений егоструктуры.

8.4.8.5Исследования механических свойств и структуры основного металла или (и)сварного соединения на образцах, вырезанных из трубопровода, проводятся вследующих случаях:

- принеудовлетворительных результатах измерения твердости металла переноснымприбором;

- принеобходимости установления причин возникновения дефектов металла, влияющих наработоспособность трубопровода;

- при нарушениирежимов эксплуатации, вследствие которого возможны изменения в структуре исвойствах металла, деформации и разрушения элементов трубопровода, илипоявлении других недопустимых дефектов;

- приотсутствии в технической документации сведений о марке стали элементовтрубопровода или использовании при ремонте (или монтаже) трубопроводаматериалов или полуфабрикатов, на которые отсутствуют сертификатные данные.

8.4.8.6Химический состав определяется методами аналитического или спектральногоанализа в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

Химическийсостав легированных сталей допускается определять спектральным методом.

8.4.8.7Результаты определения химического состава, механических свойств должны бытьоформлены таблицами, протоколами; микроструктуру металла необходимозафиксировать на фотографиях с описанием структурно- фазового состава,дисперсности и наличия неметаллических включений.

8.4.9 Испытанияна прочность и плотность трубопроводов.

9.4.9.1Прочность и плотность трубопроводов оценивается методом гидравлическихиспытаний.

9.4.9.2Гидравлическое испытание является завершающей операцией техническогодиагностирования трубопровода, осуществляемой с целью проверки плотности ипрочности всех его элементов, работающих под давлением.

9.4.9.3Минимальное значение пробного давления при гидравлическом испытаниитрубопроводов тепловых сетей должно составлять 1,25 рабочего давления.

9.4.9.4Максимальное значение пробного давления устанавливается в соответствии стребованиями ПБ10-573-03 [11]с учетом максимальных нагрузок, которые могут принять на себя неподвижныеопоры.

9.4.9.5Подающие и обратные трубопроводы тепловых сетей должны испытываться раздельно.

9.4.9.6Гидравлическое испытание должно проводиться в следующем порядке:

- испытываемыйучасток трубопровода отключается от действующей тепловой сети;

- по манометру,расположенному в самой высокой точке участка испытываемого трубопровода, посленаполнения последнего водой и спуска воздуха устанавливается пробное давление;давление в трубопроводе следует повышать плавно;

- трубопроводвыдерживается под пробным давлением не менее 10 мин, после чего это давлениеплавно понижается до значения рабочего, при котором производится тщательныйосмотр трубопровода по всей длине.

8.4.9.7 Длягидравлического испытания трубопровода должна применяться вода с температуройне ниже плюс 5 °С и не выше плюс 40 °С.

Гидравлическоеиспытание трубопровода должно проводиться при положительной температуреокружающего воздуха.

8.4.9.8Измерение давления при гидравлическом испытании трубопровода должнопроизводиться по двум манометрам, один из которых должен являться контрольным.При этом манометры должны быть одного типа, с одинаковыми классом точности,пределом измерения и ценой деления.

При испытаниитрубопровода следует применять пружинные манометры, прошедшие поверку в установленномпорядке. Использование манометров с просроченными сроками поверки недопускается. Пружинные манометры должны иметь класс точности 1,5, диаметркорпуса не менее 150 мм и шкалу на номинальное давление около 4/3 измеряемого.

8.4.9.9Трубопровод 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.

8.4.9.10Недопустимые дефекты, обнаруженные в процессе гидравлического испытания, должныбыть устранены с последующим контролем исправленных участков.

8.4.9.11Результаты гидравлического испытания трубопровода оформляются актом.

8.4.9.12 Припроведении гидравлического испытания допускается использование приборов акустическойэмиссии. Необходимость и целесообразность использования метода акустическойэмиссии и правила установки датчиков акустической эмиссии должны бытьопределены экспертной организацией.

8.4.9.13 Послепроведения наружного и внутреннего осмотра положительные результатыгидравлического испытания являются основанием для продления срока эксплуатациитрубопровода.

8.4.10 Анализрезультатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность.

8.4.10.1Установленные по результатам анализа технической документации данные поматериалам и технологии изготовления деталей и элементов трубопроводов, такжепо параметрам и условиям эксплуатации следует сопоставить с требованиями ПБ10-573-03 [11].

8.4.10.2Полученные 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 такжеразмеры дефектов (коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и др.)сопоставить с нормами оценки качества раздела8.5 настоящего стандарта.

8.4.10.3 Принесоблюдении хотя бы одного из требований норм раздела 8.5 настоящего стандартаследует выполнить расчет на прочность с учетом полученных при контролефактических данных по размерам, форме, свойствам металла элементов и наличию вних дефектов.

8.4.10.4Поверочный расчет на прочность с учетом всех нагружающих факторов, включаянагрузки от самокомпенсации и веса, следует выполнять при несоблюдении хотя быодного условия 8.5.1-8.5.4 настоящего стандарта. В этом случае расчетвыполняется в соответствии с требованиями РД 10-400-01[12].

8.4.10.5Поверочный расчет на прочность от действия внутреннего давления (пристатической нагрузке) необходимо проводить в соответствии с требованиями РД 10-400-01[12]при невыполнении хотя бы одного условия 8.5.8;8.5.9; 8.5.12; 8.5.14;8.5.21 и 8.5.22 настоящего стандарта.

8.4.10.6Поверочный расчет на усталостную прочность (циклическую долговечность) следуетвыполнять в соответствии с требованиями действующих нормативных документов вследующих случаях:

- приневыполнении хотя бы одного условия 8.5.1,8.5.2, 8.5.11, 8.5.12и 8.5.20 настоящего стандарта;

- если числоциклов изменения давления и температурных напряжений при работе трубопроводапри переменном режиме за весь срок эксплуатации превышает 1000. При этомследует учитывать количество пусков-остановов трубопровода, гидроиспытаний ициклов переменных давлений, если размах колебаний давления превышает 15 % отноминального значения;

- если приучете только циклов «пуск-останов» трубопровода их количество за весь срокэксплуатации превышает 500.

Количествоциклов при расчете на усталостную прочность принимается по данным владельцатрубопровода за весь период эксплуатации, включая планируемый срок продления,но в любом случае оно устанавливается не менее 300.

Расчет напрочность и циклическую долговечность гибов трубопроводов, в том числе с учетомкоррозионного воздействия, рекомендуется выполнять в соответствии стребованиями соответствующей нормативной документации.

8.4.10.7 Приинтенсивной местной или общей коррозии металла трубопровода (фактическаясредняя скорость коррозии превышает 0,1 мм/год) следует выполнить расчет напрочность согласно РД10-400-01 [12]по минимальной фактической толщине стенки с учетом ее последующего утонения наконец планируемого срока эксплуатации.

Если порезультатам такого расчета нормативные условия прочности не выполняются длякаких-либо элементов, пораженных локальной (язвенной) коррозией, допускаетсяпроизводить расчет по фактической среднеинтегральной толщине стенки элемента,определенной с учетом максимальной глубины (минимальной остаточной толщины) иудельного количества коррозионных язв (т.е. доли пораженной площадиповерхности) в наиболее поврежденной зоне.

8.5 Нормы и критерии оценки качества основныхэлементов трубопроводов тепловых сетей

8.5.1Трассировка трубопровода и его основные геометрические размеры (протяженностьтрассы и отдельных участков, расстояние между опорами и подвесками, сортаментосновных элементов) должны соответствовать монтажно-сборочному чертежу илиисполнительной схеме. При отсутствии монтажно-сборочного чертежа схематрубопровода составлена на основании проведенных измерений.

8.5.2Деформации участков трубопроводов в виде непроектных изгибов, выпучивания,провисания отдельных участков не допускаются.

Наличиеконтруклонов не допускается, за исключением особых случаев, предусмотренныхпроектом.

8.5.3 Недопускаются повреждения в конструкциях опор скольжения и неподвижных опорах ввиде деформаций, трещин, дефектов поверхности скольжения, а также обрывы тяг иразрушения пружин подвесок.

8.5.4 В местахпрохода трубопровода через стенки, площадки (перекрытия), вблизи колонн илисооружений не должно быть защемления трубопровода.

8.5.5 Приневыполнении 8.5.1-8.5.4 настоящего стандарта следует выполнить поверочныйрасчет на прочность с учетом всего комплекса нагружающих факторов и произвестинеобходимый объем ремонтных работ на трубопроводе в целях исправлениявыявленных дефектов и приведения его в проектное состояние.

8.5.6 Недопускается дальнейшая эксплуатация трубопровода с неисправными дренажнымиустройствами.

8.5.7 Размерыосновных элементов трубопроводов должны соответствовать (с учетом допусков)проектным, указанным в паспорте трубопровода и заводских чертежах. Утонениестенки элементов трубопровода не должно приводить к понижению запасов ихпрочности ниже уровня нормативных значений.

8.5.8Механические свойства металла основных элементов трубопровода, в том числесварочных материалов, указанные в сертификатных данных (при их наличии), должныудовлетворять требованиям соответствующих нормативных документов.

8.5.9 Еслитребования 8.5.7 или (и) 8.5.8 настоящего стандарта не выполняются, тонеобходимо выполнить поверочный расчет на прочность от действия внутреннегодавления с учетом изменения геометрических размеров элемента или (и)механических свойств металла. Расчет следует выполнять согласно РД 10-400-01[12].Минимальная толщина стенки элемента трубопровода должна быть не менее расчетнойс учетом эксплуатационной прибавки на коррозию и эрозию. Допускается приниматьэксплуатационную прибавку меньше ее значения, устанавливаемого при расчететрубопровода на стадии проектирования; при этом срок эксплуатации трубопроводадо следующего (очередного) диагностирования должен назначаться с учетомфактических данных по скорости коррозии металла.

8.5.10 Смещениекромок сваренных элементов трубопроводов должно соответствовать допускам,установленным ПБ10-573-03 [11].

8.5.11Овальность гибов труб не должна превышать 10 %.

8.5.12 Навнутреннем обводе гибов допускаются плавная неровность с наибольшей высотойволн не более половины номинальной толщины стенки трубы, но не более 5 мм.

8.5.13Допускаются вмятины или выпучины, максимальный размер которых по поверхностиэлемента не превышает 0,2 D_a,но не более 10 S, (где D_a - наружный диаметр, S - номинальная толщина стенки), амаксимальный относительный прогиб не превышает 5 % при абсолютной его величинене более 5 мм. Если эти требования не выполняются, вопрос о возможностидальнейшей эксплуатации дефектного элемента решается на основе расчета напрочность.

8.5.14 Значениятвердости металла по данным измерений переносными приборами должны быть вследующих пределах:

- для сталеймарок Ст 3(4), 10, 20.15К и 20К - от 110 до 180 НВ;

- для сталеймарок 09Г2С, 15ГС, 16ГС, 17ГС, 12ХМ, 15ХМ, 12Х1МФ и Х5М - от 120 до 200 НВ.

8.5.15Одиночные коррозионные язвы, эрозионные повреждения или раковины глубиной менее20 % от номинальной толщины стенки элемента, но не более 2,5 мм, обнаруженные впроцессе контроля, допускается оставлять в эксплуатации без исправления.Одиночными считаются дефекты, расстояние между ближайшими кромками которыхпревышает утроенное значение максимального диаметра наибольшего из дефектов.

Допускаетсяоставлять скопления коррозионных язв глубиной не более 1,0 мм.

Продольныецепочки язв, а также трещины всех видов и направлений не допускаются.

8.5.16Подлежащие выборке дефекты необходимо зашлифовать с плавным скруглением краеввыборок и затем проконтролировать на отсутствие трещин методами капиллярной илимагнитопорошковой дефектоскопии по всей поверхности выборок.

Выборкадефектов на поверхности растянутой части отводов трубопроводов не допускается.

8.5.17 Науплотнительных поверхностях фланцев не допускаются риски, раковины, забоины идругие дефекты поверхности металла, различимые при визуальном контроле.Допускаются концентрически расположенные риски шириной не более 1,0 мм иглубиной не более 0,5 мм.

8.5.18 Вкрепежных деталях разъемных соединений трубопроводов не допускаются следующиедефекты:

- трещины;

- вытягиваниярезьбы;

- рваные места,выкрашивание ниток резьбы глубиной более 1/3 высоты профиля резьбы или длинойболее 5 % общей длины резьбы по винтовой линии, а в одном витке - более 25 %его длины;

- отклонение отпрямолинейности более 0,2 мм на 100 мм длины;

- повреждениеграней и углов гаек, препятствующее затяжке крепежного изделия, или уменьшениеноминального размера под ключ более чем на 3 %;

- вмятиныглубиной более 1/3 профиля резьбы.

Обнаруженныезаусенцы, вмятины глубиной менее 1/3 высоты профиля резьбы и длиной менее 8 %длины резьбы, а в одном витке - менее 50 % его длины устраняются прогонкойрезьбонарезным инструментом.

Повреждениягладкой части шпилек (болтов) устраняются механической обработкой. Допустимоеуменьшение диаметра не должно превышать 3 % от номинального. Шероховатостьповерхности - не ниже Rz 40.

8.5.19 Качествосварных соединений должно соответствовать по результатам контроля требованиям ПБ10-573-03 [11],а также нормативных документов на сварку трубопроводов и проведениедефектоскопического контроля сварных соединений.

Качествосварных соединений следует считать неудовлетворительным, если в них при любомвиде контроля будут обнаружены внутренние или поверхностные дефекты, выходящиеза пределы норм, установленных ПБ10-573-03 [11]и соответствующими нормативными документами на сварку и проведениедефектоскопического контроля трубопроводов.

8.5.20Допускаются местные подрезы в сварных соединениях трубопроводов. При этомглубина подрезов не может превышать 5 % толщины стенки трубы, но не более 0,5мм, а общая протяженность - 20 % длины шва.

8.5.21Структура металла по результатам металлографических исследований на репликах недолжна иметь аномальных изменений в виде микротрещин, пор и недопустимойграфитизации (степень графитизации металла не должна превышать балл 2 согласношкале графитизации).

При обнаружениинедопустимого уровня графитизации металла трубопровода для обеспечениявозможности его дальнейшей эксплуатации может быть назначено проведениевосстановительной термической обработки.

8.6 Определение возможности, сроков,параметров и условий эксплуатации трубопроводов тепловых сетей

8.6.1Возможность, сроки и условия дальнейшей эксплуатации трубопроводов определяютпо результатам проведенных работ и поверочных расчетов на прочность.

8.6.2Необходимым условием возможности дальнейшей безопасной эксплуатациитрубопровода при расчетных или разрешенных параметрах является соответствиеэлементов трубопровода условиям прочности, установленным РД 10-400-01[12],а также выполнение обязательных требований раздела8.5 настоящего стандарта.

8.6.3 Принеудовлетворительных результатах поверочного расчета на прочность дальнейшаяэксплуатация трубопровода возможна после проведения ремонта (реконструкции)отдельных узлов или участков трубопровода и (или) переналадки егоопорно-подвесной системы.

8.6.4 Если поусловиям прочности при статическом нагружении (от внутреннего давления)отдельные элементы или узлы трубопровода из-за утонения стенок от коррозии,эрозии или каких-либо других повреждений, а также из-за снижения механическихсвойств основного металла или сварных соединений или пониженных запасовпрочности не выдерживают расчетного давления и температуры, продление срокаэксплуатации возможно после восстановительного ремонта или замены элементов(узлов), не удовлетворяющих условиям прочности, или при установлениидополнительных требований к условиям эксплуатации трубопровода, включая параметрыего работы, а также надзор и проверку состояния трубопровода в процессеразрешенного срока эксплуатации.

8.6.5Трубопровод считается пригодным к дальнейшей эксплуатации, если по результатамего обследования подтверждается: состояние основного и наплавленного металлаудовлетворяет требованиям ПБ10-573-03 [11]и настоящего стандарта; коррозионный и эрозионный износ, а также изменения всостоянии трассы и геометрических размеров элементов трубопровода обеспечиваютнормативные запасы прочности.

Принеобходимости оценки остаточного ресурса трубопроводов с учетом цикличностинагружения или коррозии металла допускаемый срок продления эксплуатациитрубопровода устанавливается по результатам расчетов на прочность с учетом этихфакторов.

8.6.6 Контролируемыйтрубопровод допускается к дальнейшей эксплуатации сроком не более чем на 8 летна основании положительных результатов технического диагностирования, расчетовна прочность и гидравлических испытаний при соблюдении установленных требованийпо условиям (регламенту) пуска и эксплуатации трубопровода, а такжерекомендаций заключения по итогам технического диагностирования.

8.6.7 Поистечении срока службы трубопровода, установленного по результатам первичногодиагностирования, следует провести очередное (повторное) техническоедиагностирование трубопровода для определения возможности, условий и сроков егодальнейшей эксплуатации. Программа последующего (повторного) обследования можетотличаться от программы первичного обследования трубопровода.

8.7 Оформление результатов техническогодиагностирования трубопроводов тепловых сетей

8.7.1 Навыполненные при техническом диагностировании работы экспертная организациясоставляет первичную документацию (акты, протоколы, таблицы, схемы,фотографии).

На основаниипервичной документации о результатах технического диагностирования ипроведенных расчетов на прочность должно быть оформлено заключение отехническом диагностировании трубопровода.

8.7.2Заключение содержит:

- наименованиезаключения о техническом диагностировании;

- вводнуючасть, включающую основание для проведения технического диагностирования,сведения об экспертной организации, сведения об экспертах;

- переченьобъектов, на которые распространяется действие заключения о техническомдиагностировании;

- данные озаказчике;

- цельдиагностирования;

- сведения орассмотренных в процессе экспертизы документах (проектных, конструкторских,эксплуатационных, ремонтных);

- краткуюхарактеристику и назначение объекта диагностирования (конструкция, материалы итехнология изготовления; условия эксплуатации; наименование трубопровода (пофункциональному 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); материалыосновных элементов трубопровода; данные по сварке (выполненной монтажнойорганизацией); сведения по термообработке сварных соединений; объемы, методы ирезультаты дефектоскопического контроля при монтаже (и изготовлении); сведенияоб эксплуатации (количество пусков-остановов и гидроиспытаний, данные о наличиициклической составляющей нагружения); сведения о реконструкции и ремонте(использованные марки сталей и сварочные материалы; объемы, методы и результатыдефектоскопического контроля);

- результатыпроведенного технического диагностирования:

а) данные осостоянии наружных и внутренних поверхностей основных элементов; сведения одефектах основного металла, а также дефектах сварных и фланцевых соединений,обнаруженных при визуальном и измерительном контроле, или методамидефектоскопии проникающими веществами, магнитопорошковой дефектоскопии, илидругими методами;

б) результатыизмерений геометрических размеров основных элементов, включая отклонения отзаданной формы;

в) результатыультразвукового контроля сварных соединений;

г) данные поультразвуковому контролю толщины стенки основных элементов;

д) результатыизмерений твердости металла основных элементов неразрушающими методами;

е) сведения обисследованиях химического состава, механических свойств и микроструктурыметалла основных элементов на вырезках;

ж) результатыиспытаний на прочность (указывают условия проведения и пробное давление):

- заключительнуючасть с обоснованными выводами, а также рекомендациями по техническим решениями проведению компенсирующих мероприятий;

- приложения,содержащие перечень использованной при техническом диагностировании нормативнойтехнической и методической документации, актов испытаний (при проведении ихсилами экспертной организации).

Результатыдефектоскопического контроля неразрушающими методами, результаты механическихиспытаний металла, химического анализа оформляют как протоколы, прилагаемые кзаключению, либо записывают в таблицы по тексту заключения. Графическоеизображение результатов контроля наносится на схемы, которые вместе с другимиматериалами (дефектограммами, фотографиями дефектов, микроструктуры металла идр.) прилагаются к заключению.

8.7.3 Заключениео техническом диагностировании подписывается руководителем экспертнойорганизации, заверяется печатью экспертной организации, прошивается с указаниемколичества сшитых страниц и передается заказчику.

8.7.4Заключение хранится у владельца трубопровода вместе с паспортом трубопровода ив экспертной организации. Сроки хранения:

- у владельцатрубопровода - до момента демонтажа оборудования;

- в экспертнойорганизации - по ее усмотрению.

9 Методические указания поэкспертизе промышленной безопасности и техническому диагностированиювспомогательного котельного оборудования

9.1 Сроки службы и условия проведениятехнического диагностирования

9.1.1Техническое диагностирование вспомогательного котельного оборудования(деаэраторов, питательных баков, конденсатных баков, баков-аккумуляторов ит.д., далее - оборудования) проводится по истечении срока службы и послеаварии.

9.1.2 Срокслужбы оборудования устанавливается организацией-изготовителем и указывается впаспорте оборудования.

При отсутствиитакого указания устанавливается срок службы 20 лет;

9.1.3Техническое диагностирование оборудования, отработавшего назначенный срокслужбы, включает:

- наружный ивнутренний осмотр;

- контрольгеометрических размеров (внутреннего или наружного диаметра; при необходимости- прогиба, смещения кромок стыкуемых элементов, высоты развальцованных участковтруб и т.п.);

- измерениевыявленных дефектов (коррозионных язв или эрозионных повреждений, трещин,деформаций и других);

- контрольсплошности сварных соединений и зон основного металла неразрушающими методами;

- контрольтолщины стенки неразрушающим методом;

- измерениетвердости с помощью переносных приборов;

- лабораторныеисследования (при необходимости) химического состава, свойств и структурыматериала основных элементов;

- испытания напрочность и плотность;

-прогнозирование на основании анализа результатов технического диагностированияи расчетов на прочность возможности, допустимых рабочих параметров, условий исрока дальнейшей эксплуатации оборудования.

9.1.4 Послеаварии проводится досрочное (внеочередное) техническое диагностированиеоборудования, которое может быть полным или частичным в зависимости от места,характера и степени повреждения элементов оборудования. Объем работ припроведении технического диагностирования определяет ведущий эксперт.

9.1.5Техническое диагностирование не заменяет проводящихся в установленном порядкетехнических освидетельствований.

9.1.6 Приположительных результатах технического диагностирования оборудование может бытьдопущено к дальнейшей эксплуатации. Допускаемый срок продления эксплуатацииоборудования устанавливает (с учетом результатов обследования) экспертнаяорганизация.

9.1.7Эксплуатация оборудования сверх установленного срока службы может быть продленапосле исправления дефектов (если они имели место) на основании положительныхрезультатов диагностирования, лабораторных исследований, расчетов на прочностьи испытаний на прочность и плотность.

9.1.8Возможность продления срока службы оборудования, условия и параметры его дальнейшейэксплуатации устанавливаются в соответствии с разделом9.6 настоящего стандарта.

9.2. Организация технического диагностированиявспомогательного котельного оборудования

9.2.1Организация работ по проведению технического диагностирования и экспертизыпромышленной безопасности вспомогательного котельного оборудования возлагаетсяна его владельца.

9.2.2Экспертное техническое диагностирование оборудования, проработавшего 40 и болеелет, оборудования после аварии, или поставленного по импорту и оформлениезаключений по его результатам должен выполнять специализированныйэкспертно-диагностический центр ОАО «Газпром» - ООО «Газпромэнергодиагностика»- в соответствии с «Положением о системе обеспечения промышленной безопасноститеплового энергетического оборудования и сооружений энергохозяйства ОАО«Газпром» [5].

9.2.3Специалисты, проводящие техническое диагностирование и экспертизу промышленнойбезопасности, должны быть аттестованы в установленном порядке и иметьнеобходимый квалификационный уровень. Специалисты, проводящие работы понеразрушающему контролю, должны быть аттестованы по соответствующим видамнеразрушающего контроля на уровень не ниже второго согласно ПБ03-440-02 [8].

9.3 Подготовка к техническому диагностированиювспомогательного котельного оборудования

9.3.1Подготовку оборудования к техническому диагностированию проводит его владелец.

9.3.2Оборудование, подлежащее техническому диагностированию, должно быть выведено изработы, охлаждено, опорожнено и отключено заглушками от действующихтрубопроводов и других коммуникаций.

9.3.3 Обшивка,обмуровка и тепловая изоляция, препятствующие контролю технического состояния,должны быть частично или полностью удалены; при необходимости должны бытьсооружены леса или другие вспомогательные приспособления.

9.3.4 Дляобеспечения доступа к элементам оборудования при диагностированиивнутрикорпусные устройства в случае необходимости должны быть частично илиполностью удалены.

9.3.5Внутренние и наружные поверхности оборудования, подлежащие диагностированию,должны быть очищены от загрязнений. Зоны, объем и качество подготовкиповерхностей определяются требованиями программы диагностирования оборудованияи нормативных документов на применяемые методы контроля: ГОСТ 18442,ГОСТ21105, ГОСТ14782, РД34.17.302-97 [9].

9.3.6 Припроведении технического диагностирования оборудования лица, осуществляющиедиагностирование, и владелец оборудования руководствуются действующими напредприятии требованиями правил техники безопасности и охраны труда.

9.3.7 Владелецоборудования представляет организации, проводящей техническое диагностирование,паспорт, ремонтный и сменный журналы (при их наличии), заключения по предыдущимдиагностическим обследованиям, прочие материалы, в которых содержатся данные поконструкции оборудования, условиям эксплуатации, ремонтам и реконструкциям.

9.4 Порядок проведения техническогодиагностирования вспомогательного котельного оборудования

9.4.1 Анализтехнической и эксплуатационной документации.

9.4.1.1 До началадиагностирования проводится ознакомление с технической и эксплуатационнойдокументацией на оборудование, включающей: паспорт, чертежи, сменный иремонтный журналы, результаты ранее выполненных обследований и прочиематериалы, в которых может содержаться полезная информация.

9.4.1.2 Анализтехнической и эксплуатационной документации проводится в целях детальногоознакомления с конструкцией, особенностями изготовления, характером иконкретными условиями работы оборудования, а также предварительной оценки еготехнического состояния на протяжении всего срока эксплуатации.

9.4.1.3 Анализтехнической и эксплуатационной документации включает:

- установлениесроков изготовления, пуска в эксплуатацию оборудования, а также предприятия-изготовителя;

- анализ конструктивныхособенностей оборудования, основных размеров элементов, материалов, включаясертификатные данные (при их наличии), и технологии изготовления;

- оценкупроектных технических характеристик и их соответствия фактическим условиямэксплуатации по температуре, давлению, рабочей среде, а также анализособенностей эксплуатации (стационарный или переменный режимы работы,количество пусков-остановов и гидроиспытаний, возможность колебаний давления сразмахом более 15 % номинального значения и ориентировочная периодичность этихколебаний);

- анализрезультатов технических освидетельствований, осмотров, гидравлических испытанийи обследований оборудования, а также данных о повреждениях, ремонтах иреконструкциях.

9.4.1.4 Порезультатам анализа эксплуатационно-технической документации определяютсяэлементы или зоны оборудования, работающие в наиболее напряженных условиях, прикоторых возможно образование дефектов или изменение структуры и свойств металлав процессе эксплуатации.

9.4.2Разработка индивидуальной программы диагностирования.

9.4.2.1 Типоваяпрограмма технического диагностирования оборудования приведена в приложенииА.

9.4.2.2 Втиповой программе определены:

- основныеэлементы оборудования, работающие в режимах, под воздействием которых могутвозникать и развиваться процессы усталости, эрозии, коррозии, а также процессы,вызывающие изменение геометрических размеров, структуры и механических свойствметалла;

- наиболеенапряженные зоны (участки) основных элементов оборудования, которые врезультате особенностей конструктивного исполнения или условий эксплуатациинаиболее предрасположены к образованию различных дефектов;

- объемы иметоды контроля или исследования механических свойств и микроструктуры металлаосновных элементов.

9.4.2.3 Типовойпрограммой предусмотрены следующие методы контроля:

- наружный ивнутренний осмотр;

- визуальный иизмерительный контроль;

- капиллярнаядефектоскопия;

-магнитопорошковая дефектоскопия;

-ультразвуковая толщинометрия стенки;

-ультразвуковой контроль сварных соединений и основного металла;

- измерениетвердости переносными приборами;

- исследованиемикроструктуры по репликам и сколам;

- исследованиехимического состава, механических свойств и микроструктуры металла элементов наконтрольных образцах, вырезанных из этих элементов (в случае необходимости);

- испытания напрочность и плотность.

9.4.2.4 Наоснове типовой программы на каждый конкретный тип оборудования, работающего водинаковых условиях, экспертная организация разрабатывает индивидуальнуюпрограмму работ по техническому диагностированию, учитывающую конструктивныеособенности, конкретные условия эксплуатации, наличие или отсутствие аварий запериод эксплуатации, выполненные ранее работы по ремонту или реконструкции идругие данные, полученные при анализе технической и эксплуатационнойдокументации.

В индивидуальнойпрограмме должны быть определены: основные элементы, зоны, подлежащие контролю,а также объемы, методы неразрушающего контроля; необходимость и объемылабораторных исследований структуры и механические свойства металла образцов,вырезанных из конкретного диагностируемого оборудования.

Индивидуальнаяпрограмма может быть откорректирована в процессе проведения техническогодиагностирования в сторону расширения проводимых работ при обнаружении скрытых(неявных) дефектов. Количество применяемых в этом случае методов контроля иобъем производимых измерений определяет ведущий эксперт.

9.4.3 Наружныйи внутренний осмотр.

9.4.3.1Наружный и внутренний осмотр оборудования проводится с целью проверкисоответствия их конструктивных элементов технической документации. Одновременновыявляются места и технологические методы произведенных ремонтов.

9.4.3.2Особенное внимание следует обращать на изменение формы и геометрическихразмеров основных элементов оборудования, произошедших в процессе эксплуатации.Это вмятины, выпучины и отклонения образующих элементов оборудования отпрямолинейности.

9.4.3.3Результаты наружного и внутреннего осмотра конструкций оборудования являютсяоснованием для корректировки индивидуальной программы техническогодиагностирования.

9.4.4Визуальный и измерительный контроль.

9.4.4.1Визуальный осмотр наружной и внутренней поверхностей элементов оборудования иизмерительный контроль проводятся с целью обнаружения и определения размеровдефектов (поверхностных трещин, коррозионных повреждений, эрозионного износа,выходящих на поверхность расслоений, механических повреждений, вмятин, выпучини других изменений геометрии), образовавшихся в процессе эксплуатации, приремонте, изготовлении или монтаже оборудования.

По результатамвизуального и измерительного контроля может быть уточнена (дополнена)индивидуальная программа работ по техническому диагностированию оборудования.

9.4.4.2 Припроведении визуального контроля повышенное внимание должно быть обращено навыявление следующих дефектов:

- трещин,образующихся чаще всего в местах концентрации напряжения и структурнойнеоднородности металла: на кромках и поверхности отверстий; в местах приваркиштуцеров, усилительных колец лазовых отверстий, деталей крепления, опор,сепарационных устройств, косынок, ребер жесткости, фланцев; в зонах сопряженияразнотолщинных элементов, перехода от выпуклой части днищ к отбортовке, отосновного металла к усилению сварного шва;

- коррозионныхи коррозионно-усталостных повреждений металла, наиболее часто встречающихся навнутренней поверхности в нижней части оборудования, зоне раздела сред, местахскопления (застоя) воды или конденсата, а также на наружной поверхности вместах нарушения тепловой изоляции или краски и (или) возможного попадания искапливания воды (как правило, для оборудования, находящихся на открытомвоздухе и подверженных воздействию атмосферных осадков: под тепловой изоляцией,под табличками и т.п.);

- эрозионногоизноса поверхностей оборудования;

- дефектовсварки в виде трещин, пористости, свищей, подрезов, прожогов, незаплавленныхкратеров, чешуйчатости поверхности, несоответствия размеров швов требованиямтехнической документации;

- смещения илиувода кромок или непрямолинейности соединяемых элементов.

9.4.4.3 Привыполнении визуального осмотра целесообразно зачищать отдельные участкиповерхности, а также использовать лупу и местную подсветку. При визуальномосмотре внутренней поверхности оборудования, недоступной для прямого обзора,следует использовать эндоскоп.

9.4.4.4 Приобнаружении в элементах оборудования трещин или деформированных участковдефектные зоны элементов следует осмотреть также со стороны противоположнойповерхности.

9.4.4.5Контроль геометрических размеров и формы основных элементов оборудованияпроводится для получения информации об их изменениях по отношению кпервоначальным (проектным) геометрическим размерам и форме.

9.4.4.6Овальность цилиндрических элементов определяется путем измерения максимального(D_max) и минимального(D_min) внутреннего илинаружного диаметра в двух взаимно перпендикулярных направлениях контрольногосечения. Для измерения диаметров обечаек оборудования рекомендуетсяиспользовать раздвижную штангу или рейку с мерной линейкой ценой деления 1 мм,но не менее 0,1 % измеряемого диаметра. Значение овальности (а) в процентахрассчитывается по формуле

                                                                                           (9.1)

9.4.4.7 Принеобходимости контроля прямолинейности образующей выполняются измерениялинейкой (с ценой деления 1 мм) расстояния от контролируемой образующей дометаллической струны, натянутой от кольцевых швов приварки днищ к обечайкамоборудования.

Для измеренияместных отклонений от прямолинейности или нормальной кривизны следует применятьшаблоны.

9.4.4.8 Вслучае обнаружения вмятин или выпучин в стенках элементов оборудования следуетизмерить максимальные размеры вмятины или выпучины по поверхности элемента вдвух (продольном и поперечном) взаимно перпендикулярных направлениях (т и п)и максимальную ее глубину (прогиб δ); при этом глубина вмятины (выпучины)отсчитывается от образующей (или направляющей) недеформированного элементаоборудования. По выполненным измерениям определяется относительный прогиб впроцентах:

(δ/т)·100;                                                                                                                    (92)

(δ/n)·100.                                                                                                                    

Еслимаксимальный из размеров вмятины (выпучины) «т»или «п» превышает 20 S (где S- толщина стенки элемента оборудования) или превышает 200 мм, то необходимоизмерить ее глубину в нескольких точках. В качестве таких точек рекомендуетсяпринять узловые точки сетки, ячейки которой не превышают 5 S, но не более 50 мм, и результатыизмерений представить в виде таблицы; при этом одна из узловых точек сеткидолжна быть совмещена с центром вмятины (выпучины), где ее глубина δявляется максимальной.

Если вмятина(выпучина) имеет плоский участок, то необходимо измерить его размеры и указатьих на схеме.

9.4.4.9 Приобнаружении в процессе визуального и измерительного контроля дефектов,выходящих за пределы допустимых (см. раздел9.5 настоящих методических указаний), расположение, количество и размерыэтих дефектов указываются на прилагаемой схеме.

9.4.5 Контрольповерхности основных элементов вспомогательного котельного оборудования.

9.4.5.1Контроль внутренней и наружной поверхностей элементов оборудования методамикапиллярной и магнитопорошковой дефектоскопии осуществляется в соответствии стребованиями действующих нормативных документов на эти методы контроля с цельювыявления и определения размеров и ориентации поверхностных и подповерхностныхтрещин, расслоений и других трещиноподобных дефектов.

9.4.5.2Контроль методами капиллярной или магнитопорошковой дефектоскопии проводится наконтрольных участках поверхности элементов, указанных в индивидуальныхпрограммах диагностирования, и, кроме того, на участках поверхности, где порезультатам визуального осмотра или анализа технической и эксплуатационнойдокументации подозревается наличие трещин, а также в местах выборок трещин,коррозионных язв и других дефектов и в местах ремонтных заварок.

9.4.5.3Результаты контроля поверхности элементов сосуда методами капиллярной илимагнитопорошковой дефектоскопии рекомендуется оформлять в виде протоколов, вкоторых следует приводить описание размеров, формы и месторасположениявыявленных дефектов. Расположение участков контроля и выявленных дефектовследует условно изобразить на прилагаемой схеме.

9.4.6Ультразвуковая толщинометрия.

9.4.6.1Ультразвуковой контроль толщины стенки элементов сосуда следует выполнятьультразвуковыми толщиномерами, удовлетворяющими требованиям ГОСТ28702, в соответствии с инструкцией по эксплуатации прибора.

9.4.6.2Контроль толщины стенки проводится с целью определения количественныххарактеристик утонения стенки элементов оборудования в процессе егоэксплуатации. По результатам контроля определяется скорость коррозионного иликоррозионно-эрозионного износа стенок и устанавливается расчетом на прочность допустимыйсрок эксплуатации изношенных элементов, или уровень снижения рабочихпараметров, или сроки проведения восстановительного ремонта.

9.4.6.3Контроль толщины стенки проводится в местах элементов оборудования, указанных виндивидуальных программах диагностирования, а также в зонах интенсивногокоррозионно-эрозионного износа металла, местах выборок дефектов и наповерхности вмятин или выпучин. Измерение толщины стенки обечаек оборудованиярекомендуется проводить по окружности элемента не менее чем в трех точкахкаждого из контрольных сечений, отстоящих одно от другого на расстоянии неболее 1 м.

Обязательномуконтролю подлежат днища оборудования, а также зоны обечаек вдоль нижнейобразующей при горизонтальной компоновке оборудования.

9.4.6.4 Приобнаружении расслоения листа число точек измерения в этом месте должно бытьувеличено до количества, достаточного для установления границ (контура) зонырасслоения.

9.4.6.5Контроль толщины стенки вварных патрубков или штуцеров диаметром 100 мм и болеепроводится в четырех точках, расположенных равномерно по окружности элемента.

9.4.6.6Контроль толщины стенки гнутых отводов трубной системы теплообменных аппаратоввыполняется в растянутой и нейтральных зонах гибов труб.

9.4.6.7Результаты измерений толщины стенки элементов оборудования рекомендуетсяоформлять в виде протоколов, содержащих название или номер элемента, номерточки замера толщины стенки и результат измерения. Расположение контрольныхточек с привязкой к основным размерам элементов сосуда указывается на прилагаемойсхеме.

9.4.7Ультразвуковой контроль сварных соединений и металла гибов.

9.4.7.1Неразрушающий контроль сварных соединений проводится ультразвуковым методом всоответствии с требованиями ГОСТ14782 и РД34.17.302-97 [9]с целью выявления внутренних дефектов (трещин, непроваров, пор, шлаковыхвключений и др.) в сварных соединениях оборудования.

9.4.7.2 Приобнаружении недопустимых дефектов в процессе неполного контроля сварныхсоединений объем контроля должен быть увеличен не менее чем вдвое; в первуюочередь следует расширить зоны контроля сварных швов в местах обнаружениядефектов.

9.4.7.3 Приразработке индивидуальных программ технического диагностирования в них следуетприводить зоны и объем контроля сварных соединений оборудования. При назначенииобъема выборочного (неполного) контроля сварных соединений следует иметь ввиду, чтобы участки пересечения продольных и поперечных (кольцевых) сварныхшвов были включены в зоны контроля.

9.4.7.4Результаты контроля рекомендуется оформлять в виде протоколов. Расположениеучастков контроля с привязкой к основным размерам элементов сосуда следуетусловно изображать на прилагаемой схеме.

9.4.8Определение химического состава, механических свойств и структуры металламетодами неразрушающего контроля или лабораторными исследованиями.

9.4.8.1Исследования химического состава, механических свойств и структуры металлавыполняются для установления его соответствия требованиям действующихнормативных документов и выявления изменений, возникших вследствие нарушениянормальных условий работы или в связи с длительной эксплуатацией.

9.4.8.2Исследования механических свойств и структуры металла рекомендуется проводитьнеразрушающими методами контроля, а в необходимых случаях - на контрольных образцах,вырезанных из металла основных элементов оборудования.

9.4.8.3Исследования химического состава, механических свойств и структуры основногометалла или/и сварного соединения на контрольных образцах, вырезанных изосновных элементов сосуда, проводятся в следующих случаях:

- принеудовлетворительных результатах измерения твердости металла переноснымприбором;

- необходимостиустановления причин возникновения дефектов металла, влияющих наработоспособность оборудования;

- нарушениирежимов эксплуатации, вследствие которого возможны изменения в структуре исвойствах металла, деформация и разрушение элементов оборудования или появлениедругих недопустимых дефектов;

- отсутствии втехнической документации сведений о марке стали элементов оборудования илииспользовании при ремонте оборудования материалов или полуфабрикатов, накоторые отсутствуют сертификатные данные.

Вырезка пробметалла (с последующим испытанием изготовленных из них образцов) для отдельныхиз перечисленных случаев может не производиться по заключению, основанному нарасчетах на прочность с учетом фактических размеров элементов и состоянияметалла сосуда.

9.4.8.4Химический состав определяется методами аналитического или спектральногоанализа в соответствии с требованиями действующих нормативных документов.

Для определенияхимического состава отбирается стружка на предварительно зачищенных участкахнаружной поверхности оборудования путем сверления отверстий диаметром не более5 мм и глубиной не более 20 % толщины стенки элемента, но не более 3 мм. Приэтом расстояние между ближайшими кромками рассверливаемых отверстий, а такжерасстояние от кромки отверстия до стенки ближайшего штуцера (патрубка) или осисварного шва должно быть не менее , где D -средний диаметр сосуда, S -номинальная толщина стенки.

Отбор стружкииз элемента сосуда путем сверления допускается производить в случае, еслитвердость металла данного элемента (по результатам измерений переноснымприбором) составляет не более 170 НВ.

9.4.8.5Измерение твердости производится в соответствии с требованиями ГОСТ22761, ГОСТ22762, ГОСТ 18661 сиспользованием переносных твердомеров статического или динамического действия.Для ориентировочной оценки временного сопротивления допускается перевод этихзначений твердости в прочностные характеристики в соответствии с ГОСТ22761.

9.4.8.6Механические свойства основного металла и сварных соединений определяются порезультатам испытаний образцов на растяжение и ударную вязкость.

9.4.8.7Исследование структуры основного металла и сварных соединений неразрушающимиметодами выполняются на репликах. Рекомендуется исследовать микроструктуру при100- и 500-кратном увеличении.

9.4.8.8Результаты определения химического состава, механических свойств должны бытьоформлены в виде таблиц, протоколов; микроструктуру металла необходимозафиксировать на фотографиях с описанием структурно-фазового состава,дисперсности и наличия неметаллических включений.

9.4.9 Испытанияна прочность и плотность вспомогательного котельного оборудования.

9.4.9.1.Прочность и плотность оборудования оценивается методом гидравлическихиспытаний.

9.4.9.2Гидравлическое испытание является завершающей операцией техническогодиагностирования оборудования, осуществляемой с целью проверки плотности ипрочности всех его элементов, работающих под давлением.

9.4.9.3Гидравлическое испытание проводится при положительных результатах техническогодиагностирования или после устранения обнаруженных дефектов с учетом следующихтребований:

- температураводы должна быть не ниже 15 °С и не выше 40 °С;

- значениепробного давления следует принимать равным 1,25 рабочего, но не менее 0,2 МПа.

9.4.9.4 Вовремя испытания давление должно измеряться двумя манометрами, один из которыхдолжен иметь класс точности не ниже 1,5.

9.4.9.5 Подъемдавления до пробного должен быть медленным и плавным, без толчков. Времяподъема давления должно быть не менее 10 мин. По истечении 10 мин пробноедавление снижается до рабочего и проводится осмотр оборудования.

При появлении впериод испытания шума, стуков или резкого падения давления следует немедленнопрекратить гидравлическое испытание, выяснить и устранить их причину.

9.4.9.6Оборудование следует считать выдержавшим гидравлическое испытание, если впроцессе его проведения не обнаружено:

- падениедавления по манометру;

- пропускииспытательной среды (течь, потение, пузырьки воздуха) в сварных соединениях ина основном металле;

- трещины илипризнаки разрыва;

- течи вразъемных соединениях;

- остаточныедеформации.

9.4.9.7 Припроведении гидравлического испытания допускается использование приборовакустической эмиссии. Необходимость и целесообразность использования методаакустической эмиссии и правила установки датчиков акустической эмиссии должныбыть определены экспертной организацией.

9.4.9.8 Послепроведения наружного и внутреннего осмотра положительные результатыгидравлического испытания являются основанием для продления срока эксплуатацииоборудования.

9.4.10 Анализрезультатов технического диагностирования и проведение расчетов на прочность.

9.4.10.1Полученные по результатам контроля данные по геометрическим размерам, форме,свойствам металла элементов оборудования следует сравнить с исходными(паспортными) данными, а выявленные отклонения размеров и формы, а также типы иразмеры дефектов (коррозионные язвы, деформации, дефекты сварки и др.)сопоставить с требованиями и нормами оценки качества раздела9.5 настоящего стандарта.

9.4.10.2 Принесоблюдении хотя бы одной из норм (раздел 9.5 настоящего стандарта)выполняется расчет на прочность с учетом полученных при диагностированиифактических данных по толщине стенки, размерам, форме, свойствам металлаэлементов и наличию в них дефектов.

9.4.10.3Поверочный расчет на прочность при статической нагрузке выполняется всоответствии с требованиями действующих норм, правил и стандартов приневыполнении хотя бы одного условия 9.5.1,9.5.2, 9.5.4-9.5.7, 9.5.9, 9.5.14, 9.5.16и 9.5.17 настоящего стандарта.

9.4.10.4 Поверочный расчет на усталостную прочность выполняется вследующих случаях:

- приневыполнении хотя бы одного условия 9.5.4-9.5.8, 9.5.14 и 9.5.15;

- если числоциклов изменения давления и температурных напряжений при работе оборудования впеременном режиме за весь срок эксплуатации превышает 1000. При этомучитывается количество пусков-остановов оборудования, гидроиспытаний и цикловпеременных давлений, если размах колебаний давления превышает 15 % номинальногозначения.

Количествоциклов при расчете на усталостную прочность принимается по данным владельцаоборудования за весь период эксплуатации, включая планируемый срок продления,но в любом случае оно должно быть не менее 300.

9.4.10.5 Приинтенсивной местной или общей коррозии металла элементов оборудования (средняяскорость коррозии превышает 0,1 мм/год) следует выполнить расчет на прочностьпо минимальной фактической толщине стенки с учетом ее последующего утонения наконец планируемого срока эксплуатации.

9.4.10.6Необходимость проведения определенного вида расчета и его методика могут бытьуточнены экспертной организацией в каждом конкретном случае.

9.5 Нормы и критерии оценки качества основныхэлементов вспомогательного котельного оборудования

9.5.1 Размерыосновных элементов оборудования должны соответствовать проектным, указанным впаспорте и заводских чертежах, с учетом допусков на размеры полуфабрикатов и ихизменение при технологических операциях на заводе-изготовителе.

9.5.2Механические свойства металла основных элементов оборудования, указанные всертификатных данных, должны удовлетворять требованиям соответствующихнормативных документов.

9.5.3 Еслитребования 9.5.1 и 9.5.2 не выполняются, то необходим поверочный расчет напрочность с учетом изменения геометрических размеров корпуса оборудования ифактических механических свойств металла. Минимальная толщина стенки элементовкорпуса оборудования при равномерном коррозионном или эрозионном ее повреждениидолжна быть не менее расчетной с учетом эксплуатационной прибавки (на коррозиюи эрозию). Допускается, чтобы минимальная толщина стенки была равна расчетнойбез учета эксплуатационной прибавки, но в этом случае остаточный срок службыоборудования не должен превышать трех лет.

9.5.4Отклонения формы, смещение кромок в сварных швах, смещение кромок стыкуемыхлистов должны соответствовать допускам, установленным действующими нормами истандартами.

9.5.5Отклонение от прямолинейности образующей цилиндрического корпуса оборудованияне должно превышать 0,3 % всей длины корпуса, а также любого его участка длиной1 м.

9.5.6Относительная овальность корпуса оборудования не должна превышать 1,5 %.Овальность гнутых отводов труб диаметром 76 мм и более не должна превышать 8 %.

9.5.7 Длявмятин или выпучин, наибольший размер которых по поверхности элемента непревышает 20 S (где S - толщина стенки элемента сосуда), но не более 200 мм,максимальный относительный прогиб не должен превышать 5 %, а абсолютная величинапрогиба не должна превышать половины толщины стенки элемента. Если этитребования не выполняются, вопрос о возможности допуска в дальнейшуюэксплуатацию оборудования с вмятиной (выпучиной) решается на основеспециального расчета на прочность.

9.5.8 Нацилиндрической (отбортованной) части днища допускаются гофры высотой не более25 % толщины стенки днища, но не более 2,5 мм.

9.5.9 Значениятвердости металла по данным измерений переносными приборами должны быть вследующих пределах:

- для сталеймарок Ст. 3, 20, 15К, 18К и 20К - от 110 до 170 НВ;

- для сталеймарок 22К, 15ГС, 16ГС, 17ГС, 09Г2С, 10Г2С1, М16С и 12МХ (12ХМ) - от 120 до 180НВ.

9.5.10Одиночные коррозионные язвы, эрозионные повреждения или другие дефектынетрещиноподобного вида глубиной менее 15 % номинальной толщины стенкиэлемента, но не более 3,0 мм и максимальной протяженностью не более , обнаруженные при визуальном осмотре, допускается невыбирать. Одиночными считаются дефекты, расстояние между ближайшими кромкамикоторых составляет не менее , но не менее 50 мм.

Допускаетсяоставлять без выборки скопления коррозионных язв глубиной не более 10 %номинальной толщины стенки, но не более 1 мм и продольные цепочки язв глубинойне более 0,5 мм, если максимальная протяженность поврежденного участкаповерхности не превышает .

Подлежащиевыборке дефекты необходимо зашлифовать (с плавным скруглением краев выборок) изатем проконтролировать на отсутствие трещин методами капиллярной илимагнитопорошковой дефектоскопии по всей поверхности выборок.

9.5.11 Всеобнаруженные при контроле трещины должны быть выбраны абразивным инструментом;полнота выборки трещин должна быть проконтролирована методами капиллярной илимагнитопорошковой дефектоскопии.

9.5.12 Выборкидефектов глубиной не более 20 % номинальной толщины стенки элемента, но неболее 3,5 мм и максимальной протяженностью не более  допускается незаваривать. Вопрос о необходимости заварки выборок, превышающих указанныеразмеры, решается на основе расчета на прочность.

9.5.13 Ввальцовочных соединениях труб с трубными досками не допускаются следующиедефекты развальцованных участков труб:

- расслоения,плены, трещины, разрывы на концах труб;

- подрезы илизакаты в переходных зонах вальцовочного пояса;

- вмятины,риски глубиной более 0,5 мм на внутренней поверхности труб;

- несплошноеприлегание трубы к трубному отверстию в пределах вальцовочного пояса;

- отклонениеугла разбортовки в одну сторону более чем на 10°;

- уменьшениетолщины стенки конца разбортованной трубы более чем на 50 % номинальнойтолщины.

Длинавыступающих концов труб в вальцовочных соединениях должна быть не менее 5 мм.

9.5.14 Качествосварных соединений считается неудовлетворительным, если в них при любом видеконтроля будут обнаружены внутренние или поверхностные дефекты, выходящие запределы норм, установленных нормативной документацией на изготовление, сварку ипроведение дефектоскопического контроля данного оборудования.

9.5.15Допускаются местные подрезы сварных швов. При этом глубина подрезов не должнапревышать 5 % толщины стенки элемента, но не более 0,5 мм, а общаяпротяженность - 10% длины шва.

9.5.16Структура металла по результатам металлографических исследований на вырезках,сколах, репликах не должна иметь аномальных изменений по сравнению стребованиями к исходному состоянию.

9.5.17Механические свойства, определенные при комнатной температуре на контрольныхобразцах изготовленных из металла элементов оборудования, должны удовлетворятьследующим требованиям:

- прочностныехарактеристики металла (временное сопротивление и условный предел текучести) недолжны отличаться в меньшую сторону от значений, регламентированныхдействующими нормативными документами, более чем на 5 %;

- отношение пределатекучести к временному сопротивлению не должно превышать 0,65 для углеродистыхсталей и 0,75 для легированных сталей;

- относительноеудлинение должно быть не менее 19 % для углеродистых сталей и не менее 17 % длялегированных сталей;

- ударная вязкостьна образцах с концентратором типа V (KCV) должна быть не менее 25 Дж/см²(2,5 кгс/см²) для элементов с толщиной стенки более 16 мм и не менее20 Дж/см² для элементов с толщиной стенки менее 16 мм.

9.6 Определение возможности, сроков,параметров и условий эксплуатации вспомогательного котельного оборудования

9.6.1Возможность, сроки и параметры дальнейшей эксплуатации оборудования следуетопределять по результатам технического диагностирования и расчетов напрочность.

9.6.2Необходимым условием возможности дальнейшей безопасной эксплуатацииоборудования при расчетных или разрешенных параметрах является соответствиеэлементов сосуда условиям прочности, установленным действующими стандартами, атакже выполнение обязательных требований раздела9.5 настоящего стандарта.

9.6.3 Если поусловиям прочности при статическом нагружении отдельные элементы или узлыоборудования из-за утонения стенок от коррозии, эрозии или каких-либо другихповреждений или отклонений, а также из-за ухудшения механических свойствосновного металла или сварных соединений не обеспечивают нормативного запасапрочности при расчетных параметрах, продление срока эксплуатации возможно приустановлении пониженных параметров или после восстановительного ремонтаэлементов (узлов), не удовлетворяющих условиям прочности.

9.6.4 Вслучаях, оговоренных 9.4.10.4настоящего стандарта, должен быть выполнен поверочный расчет на усталостнуюпрочность, по результатам которого должен быть установлен остаточный ресурсоборудования.

9.6.5 Если порезультатам технического диагностирования и расчетов на прочность дальнейшаяэксплуатация оборудования разрешается на пониженном давлении, владельцуоборудования необходимо произвести перерасчет пропускной способностипредохранительных устройств и перенастроить автоматику оборудования на новоеразрешенное давление.

9.6.6Диагностируемое оборудование может быть допущено к дальнейшей эксплуатации прирасчетных или сниженных параметрах сроком не более чем на 5 лет на основанииположительных результатов технического диагностирования, расчетов на прочностьи гидравлических испытаний при соблюдении установленных требований по условиям(регламенту) пуска и эксплуатации оборудования.

9.6.7 Поистечении срока службы оборудования, установленного по результатам первичногодиагностирования (9.6.6 настоящего стандарта), следует провести очередноетехническое диагностирование оборудования для определения возможности, условийи сроков его дальнейшей эксплуатации. Программа последующего (повторного)технического диагностирования может отличаться от программы первичноготехнического диагностирования оборудования.

9.7 Оформление результатов техническогодиагностирования вспомогательного котельного оборудования

9.7.1 Навыполненные при техническом диагностировании работы экспертная организациясоставляет первичную документацию (акты, протоколы, таблицы, схемы, фотографии).

На основаниипервичной документации о результатах технического диагностирования ипроведенных расчетов на прочность должно быть оформлено заключение орезультатах технического диагностирования каждой единицы оборудования.

9.7.2 Взаключение входит:

- наименованиезаключения о техническом диагностировании;

- вводнаячасть, включающая основание для проведения технического диагностирования,сведения об экспертной организации, сведения об экспертах;

- переченьобъектов, на которые распространяется действие заключения о техническомдиагностировании;

- данные озаказчике;

- цельдиагностирования;

- сведения орассмотренных в процессе экспертизы документах (проектных, конструкторских,эксплуатационных, ремонтных);

- краткаяхарактеристика и назначение объекта диагностирования (конструкция, материалы итехнология изготовления; условия эксплуатации: наименование оборудования (пофункциональному назначению); дата окончания монтажа и ввода в эксплуатацию;рабочая среда; расчетные (проектные) технические характеристики (давление,температура); краткая характеристика конструкции и технологии изготовления;основные размеры оборудования; материалы основных элементов оборудования;данные по сварке (выполненной монтажной организацией); сведения потермообработке сварных соединений; объемы, методы и результатыдефектоскопического контроля при монтаже (и изготовлении); сведения обэксплуатации (количество пусков-остановов и гидроиспытаний); сведения ореконструкции и ремонте (использованные марки сталей и сварочные материалы;объемы, методы и результаты дефектоскопического контроля);

- результатыпроведенного технического диагностирования:

а) данные осостоянии наружных и внутренних поверхностей основных элементов; сведения одефектах основного металла, а также дефектах сварных и фланцевых соединений,обнаруженных при визуальном и измерительном контроле, или методами капиллярнойдефектоскопии, магнитопорошковой дефектоскопии, или другими методами;

б) результатыизмерений геометрических размеров основных элементов, включая отклонения отзаданной формы;

в) результатыультразвукового контроля сварных соединений;

г) данные поультразвуковому контролю толщины стенки основных элементов;

д) результатыизмерений твердости металла основных элементов неразрушающими методами;

е) сведения обисследованиях химического состава, механических свойств и микроструктурыметалла основных элементов на вырезках;

ж) результатыиспытаний на прочность (указывают условия проведения и пробное давление)

-заключительная часть с обоснованными выводами, а также рекомендациями потехническим решениям и проведению компенсирующих мероприятий;

- приложения,содержащие перечень использованной при техническом диагностировании нормативнойи методической документации, актов испытаний (при проведении их силами экспертнойорганизации).

Результатыдефектоскопического контроля неразрушающими методами, результаты механическихиспытаний металла, химического анализа оформляют в виде протоколов, прилагаемыхк заключению, либо записывают в таблицы по тексту заключения. Графическоеизображение результатов контроля наносится на схемы, которые вместе с другимиматериалами (дефектограммами, фотографиями дефектов, микроструктуры и др.)прилагаются к заключению.

9.7.3Заключение о техническом диагностировании подписывается руководителемэкспертной организации, заверяется печатью экспертной организации, прошиваетсяс указанием количества сшитых страниц и передается заказчику.

9.7.4Заключение хранится у владельца оборудования вместе с паспортом оборудования ив экспертной организации, проводившей диагностирование. Сроки хранения:

- у владельцаоборудования - до момента демонтажа оборудования;

- в экспертнойорганизации - по ее усмотрению.

Приложение А (обязательное)

Типовая программатехнического диагностирования паровых и водогрейных котлов, утилизационныхтеплообменников, вспомогательного котельного оборудования

Даннаяпрограмма является базой для составления индивидуальной программы техническогодиагностирования теплоэнергетического оборудования и включает выполнениеследующего объема работ.

1 Анализ документации и условий эксплуатации.

1.1 Анализтехнической информации, содержащейся в паспорте паровых и водогрейных котлов,утилизационных теплообменников, вспомогательного котельного оборудования.

1.2 Опрос лиц,ответственных за исправное состояние и безопасную эксплуатацию, обслуживающегоперсонала и операторов.

1.3 Определениекатегории опасности оборудования, анализ документов системы производственногоконтроля.

1.4 Анализдокументации на здание котельной, системы вентиляции и дымовых труб придиагностировании паровых и водогрейных котлов.

1.5 Анализдокументации на систему водоподготовки и наладки режимов горения придиагностировании паровых и водогрейных котлов.

2 Подготовительные и вспомогательные операции.

2.1 Обеспечениедоступа к элементам паровых и водогрейных котлов, утилизационныхтеплообменников, вспомогательного котельного оборудования: частичное снятиетепловой изоляции и обмуровки, освещение мест контроля, оснащение объектасредствами безопасности при проведении работ.

2.2 Подготовка,настройка измерительных приборов.

2.3 Зачисткаэлементов в местах проведения контроля.

3 Внутренний и наружный осмотр.

3.1 Проверкасоответствия заводских и регистрационных номеров.

3.2 Проверкафактического соответствия номенклатуры и типов контрольно-измерительныхприборов и сроков их поверки.

3.3 Проверкафактического соответствия номенклатуры и типов приборов безопасности.

3.4 Осмотрпаровых и водогрейных котлов на предмет выявления неплотностей газовоздушноготракта, подтеканий, конденсатообразования.

3.5 Осмотрутилизационных теплообменников, вспомогательного котельного оборудования напредмет выявления подтеканий, конденсатообразования.

3.6 Осмотрвспомогательного оборудования: лестниц, площадок, системы освещения, наличиегазоанализаторов, наличия оголенных мест с температурой свыше 55 °С.

3.7 Выявлениедеформаций конструкции, выхода из ранжира труб, признаков перегрева элементов,накипи и отложений.

4 Оценка работоспособности приборовбезопасности.

4.1 Проверкасрабатывания приборов безопасности при повышении давления или температуры свышедопустимого, отрыва пламени, погасания пламени, остановки подачи питательнойводы для паровых и водогрейных котлов и проверка срабатывания приборовбезопасности при повышении давления для утилизационных теплообменников.

5 Неразрушающий контроль.

5.1Визуально-измерительный контроль паровых и водогрейных котлов, утилизационныхтеплообменников с целью выявления дефектов поверхности металла, сварных,клепаных и вальцованных соединений, в т.ч. металлоконструкции, измерениеколичественных показателей выявленных отклонений, измерение прямолинейностиобразующих и овальности барабанов, жаровых труб, коллекторов.

Визуальныйосмотр внутренней и наружной поверхности вспомогательного котельногооборудования с целью обнаружения трещин, коррозионных язв, выпучин, вмятин идругих возможных поверхностных дефектов.

5.2Ультразвуковая толщинометрия.

Контролюподлежат:

- элементыпаровых и водогрейных котлов: труб поверхностей нагрева - 100 % в доступныхместах, барабаны, жаровые трубы, донышки, днища, коллекторы, трубопроводы впределах котла - в местах, наиболее подверженных коррозии или эрозии, не менее30 % поверхности;

- элементыутилизационного теплообменника: труб поверхностей нагрева - 50 % в доступныхместах, коллекторы, трубопроводы - в местах, наиболее подверженных коррозии илиэрозии, не менее 30 % поверхности, корпусные элементы - 50 % в доступныхместах;

- элементывспомогательного котельного оборудования: контроль проводится не менее чем впяти равноотстоящих поперечных сечениях, при этом на каждую отдельную обечайкудолжно приходиться не менее одного контрольного сечения. В каждом контрольномсечении выполняется не менее четырех измерений: ориентировочно по концамвертикального диаметра и в зонах раздела сред (пар - вода), при этом на каждыйлист обечайки должно приходиться не менее одной точки измерения. На каждом изднищ измерения проводятся не менее чем в пяти точках, при этом на каждый листднища должно приходиться не менее двух точек измерения. Рекомендуется не менеетрех точек измерения располагать равномерно по нижней образующей днища: откольцевого сварного шва до полюса.

5.3Ультразвуковой контроль сплошности металла, сварных швов, околошовных участковзоны термического влияния.

Контролюподлежат:

- элементыпаровых и водогрейных котлов. Места пересечения сварных швов, продольные швыбарабанов - 100 %, соединения коллектор - днище - 100 % в доступных местах,места вварки штуцеров и патрубков, усиления отверстий - 100 %, сварныесоединения трубопроводов в пределах котла - 100%;

- элементыутилизационного теплообменника. Места пересечения сварных швов - 100 %,соединения коллектора - 50 % в доступных местах, места вварки штуцеров ипатрубков, усиления отверстий - 50 %, сварные соединения трубопроводов - 50 %;

- элементывспомогательного котельного оборудования. Объем контроля - 25 % длиныпродольных сварных швов, в том числе участки длиной не менее 300 мм в каждуюсторону от точек их пересечения с поперечными (кольцевыми) сварными швами, атакже участки поперечных (кольцевых) сварных швов длиной не менее 300 мм вкаждую сторону от точек их пересечения с продольными сварными швами. Приобнаружении недопустимых дефектов объем контроля должен быть увеличен вдвое.

5.4Магнитопорошковая или капиллярная дефектоскопия. Контролю подлежат:

- паровые иводогрейные котлы. Сварные швы, не подвергавшиеся ультразвуковому контролю -100 %, зоны вокруг отверстий в барабанах и жаровых трубах, гибы труб в пределахкотла, трубные решетки, трубные доски - 100%;

-утилизационные теплообменники. Сварные швы, не подвергавшиеся ультразвуковомуконтролю - 100 %, гибы труб, трубные решетки, трубные доски - 100%;

- элементывспомогательного котельного оборудования. Контроль методами капиллярной илимагнитопорошковой дефектоскопии не менее двух участков размерами 200×200мм на каждой обечайке и одного участка на каждом из днищ в водяном объеме.Кроме указанных участков контролю должны быть подвергнуты любые сомнительные порезультатам визуального осмотра участки сварных швов или основного металла,включая зоны коррозионно-эрозионного повреждения, поверхность вмятин (выпучин),места выборки дефектов и ремонтных (в том числе заводских) заварок. Контрольвыполняется на участках обнаружения дефектов при визуальном осмотре, а также вокрестностях четырех контрольных точек, две из которых расположены на верхнейобразующей, а две другие - в поперечном сечении, проходящем через осевую линию.

Размерыконтролируемых участков - 250 мм в каждую сторону от контрольной точки вдольсварного шва; 40 мм - поперек сварного шва.

5.5 Методмагнитной памяти металла. 100 % контроль поверхности элементов и сварныхсоединений в доступных местах.

6 Обследование элементов металлоконструкциипаровых и водогрейных котлов.

6.1 Измерениеуклона горизонтальной оси нижнего барабана, нижних опорных коллекторов ижаровой трубы.

6.2 Нивелировкафундаментов или опорной конструкции при превышении нормативных значенийуклонов.

7 Определениехимического состава, механических свойств и структуры металла элементов.

7.1 Анализ химического состава металла.

7.2 Измерениетвердости металла элементов паровых и водогрейных котлов, утилизационныхтеплообменников, вспомогательного котельного оборудования - в точках контролятолщины.

7.3 Определениемеханических свойств металла контрольных образцов выполняется при необходимостисогласно методикам обследования.

7.4 Определениемикроструктуры металла элементов паровых и водогрейных котлов, утилизационныхтеплообменников, вспомогательного котельного оборудования методом отпечатков(реплик).

Основныеэлементы котлов и утилизационных теплообменников: барабаны, жаровые трубы,питательные трубы, трубы, поверхности нагрева, несущие элементыметаллоконструкции.

8 Испытания на прочность и плотность.

9 Предварительная оценка результатов на местеобследования, оформление технического акта, ознакомление владельца оборудованияс предварительными результатами.

10 Расчеты на прочность.

Расчету напрочность подлежат:

- элементыпаровых и водогрейных котлов, работающие под давлением. При отсутствии паспортакотла или отсутствии в паспорте сведений о материале основных элементов расчетуподлежат все основные узлы и детали (обечайки, днища, трубы, трубные доски ит.д.), при наличии в паспорте котла сведений о материале основных элементоврасчет проводится выборочно по 2-3 основным элементам (барабан, коллектор ит.д.);

- элементывспомогательного котельного оборудования, работающие под давлением. Приотсутствии паспорта оборудования или отсутствии в паспорте оборудованиясведений о материале основных элементов расчету подлежат все основные узлы идетали, при наличии в паспорте оборудования сведений о материале основныхэлементов расчет проводится выборочно по 2-3 основным элементам.

11 Расчет допустимости выявленных дефектов.

При обнаружениидефектов типа утонений, язв, забоин, выпучин производится расчет на прочность,если решение о его допустимости (недопустимости) не регламентировано методикойобследования.

12 Расчет остаточного ресурса.

Выполняетсяисходя из анализа изменения технического состояния диагностируемогооборудования на протяжении всего срока эксплуатации. При первичном (базовом)обследовании фактическое техническое состояние элементов сравнивается спаспортными данными. Продление срока дальнейшей эксплуатации оборудования (срокследующего обследования, технического освидетельствования) назначается впределах остаточного ресурса исходя из результатов расчета по наиболее«изношенному» элементу.

13 Анализ результатов.

Анализуподлежит вся информация, полученная в ходе обследования. Решение о возможностии условиях дальнейшей эксплуатации принимается на основании как результатоврасчета остаточного ресурса и расчетов на прочность, так и результатовобследования организационно-технической готовности предприятия к безопаснойэксплуатации данного вида оборудования.

14 Оформление отчетной документации.

Результатомэкспертно-диагностического обследования является заключение о техническомсостоянии оборудования или заключение экспертизы промышленной безопасности, атакже паспорт технического состояния. В заключении указывается возможность иусловия дальнейшей эксплуатации, а также срок следующегоэкспертно-диагностического обследования. Паспорт технического состояниясодержит сведения о результатах инструментального контроля и всю информацию,необходимую для анализа изменения технического состояния оборудования вовремени. Паспорт технического состояния оформляется на бумажном носителе и вэлектронном виде. Формат данных в электронной версии должен позволять заноситьрезультаты обследования в отраслевую электронную базу данных.

15 Регистрация заключения экспертизыпромышленной безопасности в органах Ростехнадзора.

Приложение Б (обязательное)

Типовая программатехнического диагностирования трубопроводов пара и горячей воды II, III и IVкатегории, трубопроводов тепловых сетей

Даннаяпрограмма является базой для составления индивидуальной программы техническогодиагностирования трубопроводов II, III, IV категории, трубопроводов тепловыхсетей и включает выполнение следующего объема работ.

1 Анализ технической документации.

1.1Ознакомление с технической и эксплуатационной документацией на трубопровод(паспортом, монтажно-сборочным чертежом трубопровода, результатамипредшествующих проверок).

1.2 Сборинформации о режимах работы трубопровода и о дефектах металла и опорно-подвеснойсистемы, выявленных в процессе эксплуатации, а также составление перечняаварий, имевших место на трубопроводе.

1.3 Анализконструктивных особенностей трубопроводной системы и имеющейся информации поматериалам и технологии изготовления деталей трубопровода и его монтажа(свидетельств об изготовлении элементов и о монтаже трубопровода, формуляровналадки опорно-подвесной системы).

1.4 Анализусловий эксплуатации: фактических параметров среды и длительности работы наних, числа пусков из холодного состояния на момент обследования.

2 Подготовительные и вспомогательные операции.

2.1 Обеспечениедоступа к элементам трубопровода: частичное снятие тепловой изоляции, освещениемест контроля, оснащение объекта средствами безопасности при проведении работ.

2.2 Подготовка,настройка измерительных приборов.

2.3 Зачисткаэлементов в местах проведения контроля.

3 Наружный осмотр трубопровода.

3.1 Наружныйосмотр трубопровода в горячем (рабочем) состоянии.

3.2 Наружныйосмотр трубопровода в холодном (нерабочем) состоянии.

3.2.1 Проверкасостояния изоляции и ее внешнего кожуха.

3.2.2 Проверкасоответствия трассировки трубопровода монтажно-сборочному чертежу, измерениеотсутствующих геометрических размеров трассы.

3.2.3Установление наличия опор и подвесок трубопровода и соответствия их типовмонтажно-сборочному чертежу (схеме), а также проверка их исправности (качествосварных швов, конструкций опор скольжения и неподвижных опор, отсутствиеобрывов тяг и разрушения пружин подвесок и т.д.).

Промежуточныеопоры скольжения и направляющие опоры должны обеспечивать ограничениеперемещений трубопровода в направлениях, предусмотренных проектом, и не иметьвидимых деформаций конструкции. Опорные площадки опор скольжения должны бытьровными и обеспечивать свободное перемещение подушек опор в нужном направлении.Элементы и сварные швы конструкций опор не должны иметь видимых повреждений икоррозии глубиной более 35 % от толщины стенки.

3.2.4 Проверкауклонов трубопроводной линии с помощью гидроуровня (уровня) в случае аварий наконтролируемом трубопроводе, обусловленных гидроударами.

3.2.5 Проверкаотсутствия защемлений трубопровода при проходах через стенки, площадки, вблизиколонн и ферм каркасов.

3.2.6 Проверканаличия и исправности дренажных устройств и воздушников.

3.2.7 Проверкасостояния арматуры: комплектности крепежных деталей (шпилек, болтов, гаек)фланцевых соединений, крышки и уплотнений шпинделя; отсутствие следов коррозиии подтекания конденсата.

4 Неразрушающий контроль.

4.1 Визуальныйконтроль металла трубопровода и проведение измерений:

4.1.1Визуальный контроль наружной поверхности трубопровода (в доступных местах).Контролю подлежат элементы (диаметром 76 мм и более), расположенные первыми походу движения пара, а также в пределах байпасных или тупиковых линий и вблизинеподвижных опор.

4.1.2Визуальный контроль элементов и участков трубопровода со стороны наружнойповерхности. Контроль проводится в следующем объеме:

- фланцы (бездемонтажа разъема) - 100 % в доступных местах;

- прямыеучастки длиной 500 мм и более, примыкающие к контролируемым элементам: коленам,тройникам (врезкам), фланцам, арматуре, переходам, линзовым компенсаторам,донышкам, а также в местах прохода трубопровода через стенки, площадки и вблизинеподвижных опор - 100 % в доступных местах;

- сварныесоединения - стыковые и угловые соединения труб с подлежащими визуальномуконтролю элементами трубопровода и в пределах этих элементов, а также сварныесоединения, ближайшие к неподвижным опорам - 100 % в доступных местах;

- линзовыекомпенсаторы - 100 % в доступных местах;

- корпусаарматуры с Dy 150 и более для трубопроводов II, III, IV категории и с Dy 250 иболее для трубопроводов тепловых сетей - 100 % в доступных местах;

- заглушки(донышки):

а) трубопроводыII категории: 100 % для элементов с наружным диаметром 76 мм и более;

б) трубопроводыIII категории: 100 % для элементов с наружным диаметром 133 мм и более и неменее 30 % остальных;

в) трубопроводыIV категории и трубопроводы тепловых сетей: 100 % для элементов с наружнымдиаметром 159 мм и более и не менее 50 % остальных;

- криволинейныеэлементы (гибы, отводы):

а) трубопроводыII категории: не менее 40 % каждого типоразмера начиная с диаметра 108 мм и неменее 20 % для каждого типоразмера от 76 мм до 108 мм, но не менее одного гиба;

б) трубопроводыII категории: не менее 30 % каждого типоразмера начиная с диаметра 133 мм и неменее 15 % для каждого типоразмера от 76 мм до 133 мм, но не менее одного гиба;

в) трубопроводыIV категории: не менее 20 % каждого типоразмера начиная с диаметра 108 мм, ноне менее трех отводов;

г) трубопроводытепловых сетей не менее 20 % каждого типоразмера начиная с диаметра 108 мм, ноне менее трех отводов;

- тройники иврезки в трубопровод:

а) трубопроводыII категории: не менее 50 % начиная с типоразмеров с наружным диаметром штуцера76 мм и более;

б) трубопроводыIII категории: не менее 30 % начиная с типоразмеров с наружным диаметромштуцера 133 мм и более и не менее 15 % остальных;

в) трубопроводыIV категории и трубопроводы тепловых сетей: не менее 30 %, но не менее двух,для типоразмеров с наружным диаметром штуцера более 108 мм;

- переходы:

а) трубопроводыII категории: не менее 50 % начиная с наружного диаметра 76 мм и более;

б) трубопроводыIII категории: не менее 50 % начиная с наружного диаметра 133 мм и не менее 20% остальных размеров;

в) трубопроводыIV категории: не менее 30 % для переходов с наружным диаметром 108 мм и более;

г) трубопроводытепловых сетей: не менее 50 % для переходов с наружным диаметром 108 мм иболее;

- резьбовыесоединения на дренажах:

а) трубопроводыII категории: не менее 50 % начиная с диаметра 76 мм и более;

б) трубопроводыIII, IV категории и трубопроводы тепловых сетей: не менее 50 % начиная сдиаметра 108 мм и более.

При наличии всоставе трубопровода II категории штампосварных колен и крутоизогнутых отводовс наружным диаметром 76 мм и более они подлежат ВК в объеме не менее 50 % ихколичества. В штампосварных коленах повышенное внимание следует уделитьпродольным швам. При наличии в составе трубопровода переходов с продольнымисварными швами их контролируют в объеме 100 %.

При наличии всоставе трубопровода III категории штампосварных колен и крутоизогнутых отводовс наружным диаметром 108 мм и более они подлежат ВК в объеме не менее 40 % ихколичества. В штампосварных коленах повышенное внимание следует уделитьпродольным швам. При наличии в составе трубопровода переходов с продольнымисварными швами их контролируют в объеме 100 %.

При наличии всоставе трубопровода IV категории секторных колен и крутоизогнутых отводов снаружным диаметром 108 мм и более они подлежат ВК в объеме не менее 30 % ихколичества. На секторных коленах проверяют качество сварных швов. При наличии всоставе трубопровода переходов с продольными сварными швами их контролируют вобъеме 50 %.

При наличии всоставе трубопровода тепловых сетей секторных колен и крутоизогнутых отводов снаружным диаметром 108 мм и более они подлежат ВК в объеме не менее 20 % ихколичества. На секторных коленах проверяют качество сварных швов. При наличии всоставе трубопровода переходов с продольными сварными швами их контролируют вобъеме 40 %.

Разнородныесварные соединения контролируют в объеме 100 %.

4.1.3Визуальный контроль внутренней поверхности участка или элемента трубопроводапроводится не менее чем в одном месте. Контроль проводится черездемонтированный фланцевый разъем или через открытый к доступу край трубы послеее разрезки.

На поверхностиконтролируемых элементов трубопровода, включая сварные соединения, недопускаются следующие дефекты:

- коррозионныеповреждения, в том числе язвы глубиной более 2 мм и протяженностью более 20 мм;

- дефектыосновного металла в виде выходящих на поверхность расслоений, раковины глубинойболее 2 мм, вмятины, превышающие по своим размерам допуски, установленныенастоящим стандартом или техническими условиями на изготовление трубопроводов ипроектной документацией;

- трещины всехвидов и направлений;

- дефекты всварных швах, недопустимые согласно требованиям ПБ10-573-03 [11]и настоящего стандарта.

4.1.4 Измерениярадиуса гибов (в количестве не менее 1 гиба на каждый типоразмер) приотсутствии в технической документации на трубопровод сведений о радиусе гибов.Если в составе трубопровода имеются крутоизогнутые гибы, то следует измеритьрадиус на одном из таких отводов по каждому типоразмеру.

4.1.5 Измерениеовальности гибов:

а) трубопроводыII категории: 5 % от числа труб каждого типоразмера с наружным диаметром 76 мми более, но не менее двух гибов;

б) трубопроводыIII категории: 5 % от числа труб каждого типоразмера с наружным диаметром 108мм и более, но не менее двух гибов;

в) трубопроводыIV категории и трубопроводы тепловых сетей: 3 % от числа труб каждоготипоразмера с наружным диаметром 108 мм и более, но не менее двух гибов; уштампованных, литых и штампосварных колен измерение овальности не проводится.

4.2 Контрольсварных соединений ультразвуковым методом.

4.2.1 Контрольсварных соединений трубопроводов проводится в следующем объеме:

а) контрольсварных соединений трубопроводов II категории с наружным диаметром 76 мм иболее:

- стыковыесоединения «труба с трубой» - 10 % общего количества стыков труб по каждомутипоразмеру, но не менее трех. Если сварных соединений какого-либо типоразмераменее 10, следует контролировать два из них;

- угловыесоединения и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованнымидеталями - 25 % от общего количества, но не менее пяти. Если указанныхсоединений менее 10, допускается контролировать три из них;

б) контрольсварных соединений трубопроводов III категории с наружным диаметром 76 мм иболее:

- стыковыесоединения «труба с трубой» - 7 % общего количества стыков труб по каждомутипоразмеру, но не менее трех. Если сварных соединений какого-либо типоразмераменее 10, следует контролировать два из них;

- угловыесоединения и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованнымидеталями - 15 % от общего количества, но не менее пяти. Если указанныхсоединений менее 10, допускается контролировать три из них;

в) контрольсварных соединений трубопроводов IV категории и трубопроводов тепловых сетей снаружным диаметром 108 мм и более:

- стыковыесоединения «труба с трубой» - 3 % общего количества стыков труб по каждомутипоразмеру, но не менее двух.

- угловыесоединения и стыковые соединения труб с литыми, коваными и штампованнымидеталями - 10 % от общего количества, но не менее трех.

При наличиилинзовых компенсаторов контролируют сварные швы не менее чем на одном из них.

4.2.2 Приналичии штампосварных колен контроль их продольных сварных швов проводится:

а) трубопроводыII категории: на 50 % от общего количества колен;

б) трубопроводыIII, IV категории: на 20 % от общего количества колен;

в) трубопроводытепловых сетей: на 10 % от общего количества колен.

4.2.3 Контрольразнородных сварных соединений (при их наличии) в объеме 100%.

4.2.4 Контрольпродольных швов сварных переходов (при их наличии) в объеме 100 % длятрубопроводов II категории и 30 % для трубопроводов III, IV категории итрубопроводов тепловых сетей.

4.2.5 Длятрубопроводов II и III категории диаметром 133 мм и более, работающих притемпературе выше 400 °С, проводится контроль ультразвуковым методом, которыйдолжен быть дополнен контролем магнитопорошковым или капиллярным методом,применительно к угловым соединениям и стыковым соединениям труб с литыми,коваными и штампованными деталями в объеме, указанном настоящим стандартом.

4.2.6 Контрольугловых сварных соединений, выполненных с конструктивным непроваром,магнитопорошковым или капиллярным методом, в сочетании с измерительнымконтролем размеров и формы шва.

При отбраковкехотя бы одного стыка в контролируемой группе соединений объем контроля дляданного вида сварных соединений увеличивают вдвое. При повторном обнаружениинедопустимых дефектов контроль соединений данного вида расширяется до 100 %.

4.3 Магнитопорошковаяи капиллярная дефектоскопия.

4.3.1 Привыявлении в процессе визуального и измерительного контроля сомнительныхучастков и зон в элементах трубопроводов проводится контроль данных участков(зон) магнитопорошковым или капиллярным методом с целью обнаруженияповерхностных и подповерхностных трещин и (или) других недопустимых дефектов.

- тройники(штампованные, сварные) и врезки в трубопровод - 50 %ДЛЯ равнопроходных иблизких к ним тройников и 30%- для остальных тройников при диаметре штуцера 133мм и более; для прочих тройников - 20 %;

- переходы - 30% при наибольшем наружном диаметре 133 мм и более и 20 % - остальных, приналичии сварных (лепестковых) переходов - контролируются в объеме 100 %;

- корпусаарматуры (штампованные и штампосварные) - 20 % корпусов арматуры, но не менееодной единицы по каждому типоразмеру начиная с Dy более 150 мм;

- плоскиезаглушки (донышки) - 50 % на элементах с диаметром более 108 мм и 25 %, но неменее одной, на остальных элементах;

- линзовыекомпенсаторы - 50 % общего их числа;

- прямыеучастки - контроль в первую очередь на байпасных, застойных или временно неработающих участках, а также в местах поворота трассы, сужений, врезок и т.д.

Контрольтолщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее:

- трех контрольныхсечений на каждые 100 м длины для паропроводов в пределах зданий, но не менеедвух контрольных сечений на линию каждого типоразмера;

- пятиконтрольных сечений на каждые 200 м длины для паропроводов, проложенных наоткрытой местности.

4.4.2 ТрубопроводыIII категории. Контролю подлежат элементы и участки трубопровода с наружнымдиаметром 76 мм и более или Dy более 50 мм.

Контрольпроводится в следующем объеме:

- колена (гибы)- 15 % от каждого типоразмера с диаметром 133 мм и более и 10 %, но не менееодного колена, каждого из остальных типоразмеров; при наличии крутоизогнутыхотводов и штампосварных колен они должны контролироваться в объеме не менее 20%;

- тройники(штампованные, сварные) и врезки в трубопровод - 30 % для равнопроходных иблизких к ним тройников и 15 % - для остальных тройников при диаметре штуцера133 мм и более; для прочих тройников - 10%;

- переходы - 30% при наибольшем наружном диаметре 159 мм и более и 15 % - остальных, приналичии сварных (лепестковых) переходов они контролируются в объеме 50 %;

- корпусаарматуры (штампованные и штампосварные) - не менее одной единицы по каждомутипоразмеру начиная с Dy более 250 мм;

- плоскиезаглушки (донышки) - 50 % на элементах с диаметром более 159 мм и 25 %, но неменее одной, на остальных элементах;

- линзовыекомпенсаторы - 50 % общего их числа;

прямые участки- контроль в первую очередь на байпасных, застойных или временно не работающихучастках, а также в местах поворота трассы, сужений, врезок и т.д.

Контрольтолщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее:

- трехконтрольных сечений на каждые 100 м длины для паропроводов в пределах зданий,но не менее двух контрольных сечений на линию каждого типоразмера;

- пятиконтрольных сечений на каждые 200 м длины для паропроводов, проложенных наоткрытой местности.

4.4.3Трубопроводы IV категории. Контролю подлежат элементы и участки трубопровода снаружным диаметром 108 мм и более или Dy более 100 мм.

Контрольпроводится в следующем объеме:

- колена (гибы)- 10 % от каждого типоразмера с диаметром 219 мм и более и 5 %, но не менееодного колена, каждого из остальных типоразмеров; при наличии крутоизогнутыхотводов и штампосварных колен они должны контролироваться в объеме не менее 10%;

- тройники(штампованные, сварные) и врезки в трубопровод - 20 % для равнопроходных иблизких к ним тройников и 15 % - для остальных тройников;

- переходы - 20%, но не менее двух, при наличии сварных (лепестковых) переходов ониконтролируются в объеме 30 %;

- корпусаарматуры (штампованные и штампосварные) - не менее одной единицы по каждомутипоразмеру начиная с Dy более 250 мм;

- плоскиезаглушки (донышки) - 20 % но не менее двух;

- линзовыекомпенсаторы - 50 % общего их числа;

- прямыеучастки - контроль в первую очередь на байпасных, застойных или временно неработающих участках, а также в местах поворота трассы, сужений, врезок и т.д.

Контрольтолщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее:

- трехконтрольных сечений на каждые 100 м длины для паропроводов в пределах зданий,но не менее двух контрольных сечений на линию каждого типоразмера;

- пятиконтрольных сечений на каждые 200 м длины для паропроводов, проложенных наоткрытой местности.

4.4.4Трубопроводы тепловых сетей. Контролю подлежат элементы и участки трубопроводас наружным диаметром 108 мм и более или Dy более 100 мм.

Контрольпроводится в следующем объеме:

- колена (гибы)- 10 % от каждого типоразмера с диаметром 219 мм и более и 5 %, но не менееодного колена, каждого из остальных типоразмеров; при наличии крутоизогнутыхотводов и штампосварных колен они должны контролироваться в объеме не менее 10%;

- тройники(штампованные, сварные) и врезки в трубопровод - 10 % для равнопроходных иблизких к ним тройников и 5 % - для остальных тройников;

- переходы - 15%, но не менее двух, при наличии сварных (лепестковых) переходов ониконтролируются в объеме 30 %;

- корпусаарматуры (штампованные и штампосварные) - не менее одной единицы по каждомутипоразмеру начиная с Dy более 250 мм;

- плоскиезаглушки (донышки) - 20 %, но не менее двух;

- линзовыекомпенсаторы - 50 % общего их числа;

- прямыеучастки - контроль в первую очередь на байпасных, застойных или временно неработающих участках, а также в местах поворота трассы, сужений, врезок и т.д.

Контрольтолщины стенки на прямых участках проводится в объеме не менее:

- трехконтрольных сечений на каждые 100 м длины для паропроводов в пределах зданий,но не менее двух контрольных сечений на линию каждого типоразмера;

- пятиконтрольных сечений на каждые 200 м длины для паропроводов, проложенных наоткрытой местности.

4.4.5 Привыявлении участков с коррозионными повреждениями металла толщина стенкиконтролируется в точках максимальной глубины коррозии.

5 Измерение твердости металла.

Замер твердостина элементах с наружным диаметром 133 мм и более и толщиной стенки 10 мм иболее (трубопровод II категории); диаметром 159 мм и более и толщиной стенки 8мм и более (трубопровод III категории); диаметром 219 мм и более и толщинойстенки 8 мм и более (трубопровод IV категории, трубопроводы тепловых сетей)производится в трех точках линий трубопровода каждого типоразмера. Одна изконтрольных точек должна располагаться в центральной части гиба на растянутойзоне, вторая - вблизи сварного соединения (в зоне термического влияния), третья- в зоне врезки или на тройнике,

6 Исследование структуры металла трубопроводовII и III категории.

6.1Исследование структуры металла околошовных участков зоны термического влияниястыковых сварных соединений трубопроводов выполняется методом реплик или на сколах(контроль на графитизацию).

Контрольметалла трубопровода на наличие графитизации проводится в объеме: один сварнойстык по каждому типоразмеру начиная с диаметра трубопровода 133 мм и более, ноне менее трех стыков на весь паропровод (трубопровод II категории) и одинсварной стык по каждому типоразмеру начиная с диаметра трубопровода 159 мм иболее, но не менее двух стыков на весь паропровод (трубопровод III категории).

На растопочныхи сбросных трубопроводах II категории контроль металла на графитизациюпроводится в объеме одного стыка на весь трубопровод.

Отбор скола наанализ производится с трубных элементов с толщиной стенки не менее 10 мм(трубопровода II категории) и с трубных элементов с толщиной стенки не менее 9мм (трубопровода III категории); центральная ось скола должна находиться воколошовном участке зоны термического влияния, т.е. на расстоянии 2-4 мм отлинии сплавления в сторону основного металла. Аналогичным образом должнарасполагаться площадка под металлографический анализ методом реплик. Сколвыполняется слесарным зубилом или крейцмесселем. Максимальные размеры выемки отскола не должны превышать 10×20 мм по поверхности трубы и 2,5 мм вглубину.

Если твердостьметалла трубопровода превышает 170 НВ, выемки от отбора проб сколом должны бытьзашлифованы с плавным скруглением краев.

6.2 Анализструктуры металла поверхности гибов методом реплик проводится в случаях, если:

- порезультатам контроля, в том числе магнитопорошковым или капиллярным методом, наповерхности гибов обнаружены недопустимые дефекты эксплуатационногопроисхождения;

- овальностьгибов, работающих при температуре более 390 'С, составляет менее 0,5 %.

Исследованияметалла методом реплик проводятся не менее чем на одном из гибов каждого изтипоразмеров. На гибе должны быть две контрольные площадки: одна - вцентральной части гиба на растянутой зоне, вторая - вблизи (в зоне термическоговлияния) стыкового сварного соединения.

6.3Исследования химического состава, структуры и механических свойств металла наобразцах, вырезанных их сварного стыка с рабочей температурой 390 'С и более.Из трубопровода должно быть вырезано не менее одного образца. Следует вырезатьодин из первых по ходу пара стыков основного типоразмера трубопровода. Если порезультатам предварительного расчета трубопровода на прочность и ресурсокажется, что какая-либо линия (участок) не основного типоразмера имеетнаименьший ресурс (наименьший коэффициент запаса прочности), то вырезку металладля исследования необходимо произвести также из данной линии (участка).

Применительно крастопочным и сбросным трубопроводам исследования структуры и свойств металлана образцах, вырезанных из сварного стыка, проводятся только в случаеобнаружения по данным анализа на сколе или реплике графитизации баллом 2 и вышепо шкале графитизации.

Рекомендуетсявырезать сварной стык между прямой трубой и гибом трубопровода, включаяпримыкающие к сварному шву участки трубы и гиба. Вырезку разрешаетсяпроизводить огневым способом с последующим удалением механическим способом слояметалла от кромки реза шириной не менее 25 мм. В вырезанной пробе («катушке»)должен быть сварной шов с прилегающими к нему участками основного металлашириной не менее 100 мм в обе стороны от шва (после механической обработки).

Конкретныйобъем исследования определяет экспертная организация. В обязательном порядкеопределяются механические свойства основного металла и сварного соединения прикомнатной и рабочей температуре, а также исследуется структура для выявленияграфитизации в зоне термического влияния сварного соединения.

7 Гидравлические испытания трубопровода.

8 Проведение поверочных расчетов на прочностьдля трубопроводов II категории.

Длятрубопроводов с рабочей температурой 390 °С и более поверочные расчеты напрочность прямых труб и криволинейных элементов (отводов), выполненные по РД10-249-98 [10],от действия внутреннего давления. Если при этом планируемая наработкатрубопровода на конец срока продления превышает 300 тыс. ч, указанный поверочныйрасчет на прочность должен быть выполнен экспертной организацией вустановленном порядке. Для растопочных и сбросных трубопроводов в обязательномпорядке производится оценка циклической долговечности гибов.

9 Анализ результатов.

Анализуподлежит вся информация, полученная в ходе обследования. Решение о возможностии условиях дальнейшей эксплуатации принимается на основании как результатоврасчета остаточного ресурса и расчетов на прочность, так и результатовобследования организационно-технической готовности предприятия к безопаснойэксплуатации данного вида оборудования.

10 Оформление отчетной документации.

Результатомэкспертно-диагностического обследования является заключение экспертизыпромышленной безопасности. В заключении указывается возможность и условиядальнейшей эксплуатации, а также срок следующего экспертно-диагностическогообследования. Формат данных в электронной версии должен позволять заноситьрезультаты обследования в отраслевую электронную базу данных.

10. Регистрациязаключения экспертизы промышленной безопасности в органах Ростехнадзора.

Приложение В (справочное)

Категории и группытрубопроводов пара и горячей воды

Примечание- Если значения параметров среды находятся в разных категориях, то трубопроводследует отнести к категории, соответствующей максимальному значению параметрасреды.

Приложение Г (рекомендуемое)

Схемы расположения точекзамера толщины стенки в элементах трубопроводов пара и горячей воды итрубопроводов тепловых сетей

Примечания

1. · х - точки контролясо стороны видимой и невидимой поверхности соответственно.

2. На штампосварных исекторных коленах толщину стенки измеряют также со стороны внутреннего обвода.

3. На переходах спостоянной толщиной стенки допускается проводить контроль в одном центральномсечении (в конусной части) в четырех его точках.

Библиография

 

Содержание