Параметры ультразвукового контроля стыковых сварных соединений

Толщина сваренных элементов, мм	Угол наклона акустической оси преобразователя, градус	Рабочая частота, МГц	Искусственный отражатель по ВСН 012-88	Ширина зоны зачистки от шва, мм
4,0-6,0	55,0	5,0	2×0,8	55,0
6,0-8,0	53,0	5,0	2×1,0	70,0
8,0-12,0	50,0	5,0 (2,5)	2×1,5	65-85
12,0-15,0	50,0	2,5	2×2,0	85-100
15,0-20,0	50,0	2,5	2,5×2,0	100-105
20,0-26,0	50,0	2,5	3×2,0	105-125
26,0-40,0	50,0 (40)	2,5 (1,25)	2,5×2,0	125-190

3.4.3.4. Радиографический контроль

Радиографический контроль применяют при необходимости для расшифровки результатов, полученных при УЗК сварных соединений в случае их неоднозначного толкования.

3.4.4. Измерение твердости и коэрцитивной силы

3.4.4.1. Измерение твердости по Бринеллю (НВ) проводят:

- во вмятинах, 100 %;

- подбивках, 100 %;

- на отводах, 100 %.

При проведении измерений твердости применяются твердомеры, обеспечивающие измерение твердости по шкале Бринелля в диапазоне 100 - 450 НВ, а также меры твердости типа МТБ и МТР. Погрешность твердомера при поверке на мерах твердости МТБ ГОСТ 90-31-78 не хуже 3 % (например, ТЭМП-3).

Для проведения измерений твердости подготовить поверхность в зоне измерения диаметром не менее 20 мм, предварительно удалив посторонние загрязнения, ржавчину, смазку, окисную пленку и краску. Протереть зачищенную поверхность ветошью. Подготовить твердомер и провести измерения в соответствии с требованиями инструкциями по эксплуатации.

В каждой зоне сделать по три измерения, выдерживая между точками измерений расстояние не менее 3 мм.

3.4.4.2. При измерении величины Нс применяются коэрцитиметры, обеспечивающие измерение коэрцитивной силы в диапазоне 1-60 А/см с погрешностью измерения величины Нс не более 5 % (например, КРМ-Ц).

Для проведения измерений установить преобразователь прибора вдоль образующей цилиндрической поверхности трубопровода. Выполнить подготовительные операции и провести измерения Нс в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации.

3.4.5. Вибрационный контроль проводят с целью определения параметров вибраций. Причиной появления повышенных вибраций может стать:

- увеличение потребления газа и связанное с этим увеличение скорости течения газа после регуляторов давления и пульсации давления, вызванные этим явлением;

- неравномерность регулирования расхода газа задвижками и кранами (характерно для линий дополнительного потребления газа и обводных линий);

- наличие местных геометрических неоднородностей (тупики, регулирующая арматура, тройники, отводы и т.д.);

- отсутствие контакта между газопроводом и опорой.

Оценку уровня вибрации производят путем измерения среднего квадратичного значения виброскорости (V _скз)и виброперемещений в контрольных точках трубопроводов.

При этом следует провести замер виброперемещений (S), что позволит определить приведенную виброчастоту f _np, где f _np=0,22 V _скз /S.

Места измерения (контрольные точки) назначают в местах наибольшей вибрации между опорами в вертикальном, горизонтальном и осевом направлениях. Допустимый уровень вибрации зависит от параметров трубопровода и частот вибрации [10, 24, 25]. В случае если значение V _скзпревышает допустимую величину, проводят расширенные вибрационные исследования.

Для измерения уровня вибрации применяются виброметры, обеспечивающие измерение виброскорости от 0,1 до 70 мм/с и виброперемещение в диапазоне от 1 до 700 мкм.

Частотный диапазон при измерении виброскорости и виброперемещений 10 - 1500 Гц и 10 - 300 Гц соответственно (например, метрологически аттестованный виброметр ВК-5).

Для проведения измерений отметить на объекте место крепления датчика. Поверхность должна быть ровной, без выступов и раковин. Удалить на площади 3×3 см² слой краски, ржавчину и прочие загрязнения. Установить датчик с магнитным держателем в отмеченном месте. Подготовить виброметр к работе и провести измерения виброскорости в соответствии с требованиями инструкции по эксплуатации.

Оценка уровня вибрации производится в соответствии с зависимостями, приведенными на рис. 1.

При значениях V _скз> 18 мм/с на частотах вибрации более 60 Гц полученные данные, режимы работы, массово-инерционные и геометрические характеристики трубопровода следует направить в специализированную организацию для оценки усталостных повреждений при вибрационном нагружении и допуске трубопровода в эксплуатацию.

3.4.6. Контроль деформаций надземной части ТПО проводят с целью оценки величины и определения места действия максимальных статических изгибных напряжений от действия просадок (выпучиваний) опор и (или) подземных коллекторов.

Места деформаций ТПО ГРС устанавливают при проведении визуально-измерительного контроля.

На рис. 2, 3, 4 приведены графики зависимости изгибных напряжений от диаметра трубопровода и расстояния между опорами при действии инерционных (весовых) нагрузок (рис. 2), при выпучивании опор для шарнирно опертого трубопровода (рис. 3) и при выпучивании трубопровода при его консольном закреплении (рис. 4) (Приложение 1).

Расчетные соотношения, на основании которых построены вышеприведенные графики, даны в [85, 86].

Измерении величины прогибов при изгибных деформациях элементов ТПО проводят при помощи струны (лески диаметром 1-2 мм), туго натянутой между точками перегибов трубопровода, и измерительной линейки. Величину прогиба определяют как максимальное смещение верхней или боковой образующей трубопровода от уровня струны.

Рис. 1. Оценка уровня вибраций

3.4.7. Контроль электрических параметров установки катодной защиты проводят с целью определения эффективности катодной защиты путем оценки:

- степени защищенности трубопроводов ГРС на период обследования;

- взаимного влияния нескольких близко расположенных катодно-защищаемых трубопроводов;

- состояния изолирующих фланцев;

- состояния изолирующих покрытий;

- определение мест, в которых наиболее вероятны коррозионные повреждения.

3.4.7.1. Для оценки степени защищенности трубопроводов выполняют работы:

- по изучению устройства и расположения заземления;

- по уточнению с помощью приборов расположения подземных трубопроводов (приступают после ознакомления с исполнительной план-схемой укладки подземных трубопроводов на промплощадке и в охранной зоне ГРС);

- по уточнению на план-схеме ТПО положения изолирующих фланцев;

- по разметке трассы подземных трубопроводов «вешками»;

- по разметке непосредственно на поверхности земли зон для проведения электрометрических измерений (при наличии на территории ГРС асфальтового покрытия в этих зонах проделывают отверстия);

- по измерению удельного электрического сопротивления грунта;

- по измерению сопротивлений растекания анодного заземления Раз, контура защитного заземления;

- по измерению защитного потенциала методом выносного электрода с шагом (1 - 5)м;

3.4.7.2. Контроль состояния и выявление мест повреждения изоляции проводят с целью оценки степени повреждения изоляционного покрытия на подземных трубопроводах в целом и на отдельных участках путем:

- определения обобщенных сравнительных характеристик состояния изоляции участков ТПО;

- определения мест повреждения покрытия;

- шурфовки трубопровода в местах повреждения изоляции;

- исследования состояния изоляции и масштабов ее повреждения в шурфах.

3.4.7.3. Определение обобщенных сравнительных характеристик и мест повреждения изоляционного покрытия ТПО производят:

- по характеру изменения и величинам защитного и поляризационного потенциалов U_т-з, U_t-з.пол вдоль трубопровода при включенных и отключенных средствах электрохимзащиты (ЭХЗ);

- по значениям и распределению продольных и поперечных градиентов напряжения от уравновешивающих токов между дефектами изоляции;

- по времени деполяризации трубопровода (после отключения от СКЗ);

- по результатам обследования изоляции с помощью «искателя повреждений».

По обобщенным сравнительным характеристикам производят предварительную оценку состояния изоляционного покрытия трубопроводов.

3.4.7.4. Непосредственную оценку состояния изоляционного покрытия производят по результатам обследования трубопроводов в шурфах. Контрольные шурфы выполняют в местах повреждения изоляционного покрытия и в местах переходов «земля - воздух».

3.4.8. Для выявления дефектов в качестве дополнительных методов, при необходимости, могут быть использованы: радиографический, капиллярный, феррозондовый методы, метод магнитной памяти металлов (ММПМ), акустические методы - акустическая эмиссия (АЭ) и ультразвуковой голографический автоматизированный контроль, акустическое течеискание и другие по специально разработанным методикам.

3.4.9. Контроль методом проникающих веществ методом цветной дефектоскопии (ЦД) применяют для контроля поверхностных дефектов сварных швов и в околошовных зонах в неконтролепригодных для УЗК соединениях.

3.4.10. Феррозондовую дефектоскопию применяют для контроля поверхностных и подповерхностных дефектов сварных швов и околошовных зонах в неконтролепригодных для УЗК соединениях без удаления защитных покрытий (вмятин, подбоев, выборки мест трещин, коррозионных язв и других дефектов).

3.4.11. Объем контроля методами ЦД и феррозондовой дефектоскопии уточняют после проведения оперативной диагностики, визуального и измерительного контроля, ультразвукового контроля сварных соединений.

3.4.12. ММПМ может быть применен для обнаружения на контролируемой поверхности, например в зонах сварных соединений ТПО ГРС, зоны концентрации напряжений с целью последующего контроля этих зон методами НК. В качестве средства контроля может быть использован прибор определения концентрации напряжений типа ИКН-1М, аттестованный Госстандартом РФ.

3.4.13. Метод АЭ - контроля позволяет обнаруживать и регистрировать развивающиеся дефекты. Контроль методом АЭ проводят в соответствии с [40, 89].

3.4.14. Определение мест утечек газа на ГРС проводят с помощью акустического течеискателя.

Для этого может применяться течеискатель типа ТАМ-30-01 или аналогичный, имеющий следующие основные технические характеристики:

- сечение дефектного отверстия не менее 0,02 мм

- избыточное давление внутри исследуемого объекта не менее 0,1 кГс/см²

- частотный диапазон 38 - 45 кГц.

Порядок поиска утечек газа с помощью акустического течеискателя заключается в следующем.

Оператор-дефектоскопист двигается вдоль контролируемого трубопровода, надев головные телефоны и направив микрофон течеискателя в сторону трубопровода. Расстояние от трубопровода до течеискателя 1 - 2 м. При возникновении характерного шума оператор продолжает движение. Увеличение уровня шума свидетельствует о приближении к месту течи, уменьшение - об удалении. Течи между фланцами и в запорной арматуре ищут с расстояния 5 - 10 см. Поворачивая прибор, фиксируется направление и место утечки газа по максимуму шумового сигнала.

3.5. Требования к объекту диагностирования

Поверхность трубопровода в местах контроля сварных швов и прилегающих к ним участков шириной (таблица 2) по обе стороны от шва должна быть зачищена с помощью шлифовальной машинки или вручную с помощью металлических щеток, скребков, напильников, абразивной шкурки. На контролируемой поверхности не допускается наличие окалины, следов коррозии, брызг металла от сварочных электродов, крупных неровностей и посторонних наслоений, препятствующих установлению устойчивого акустического контакта между искателем дефектоскопа (толщиномера) и металлом.

3.6. Общие требования к методам контроля и средствам измерения

Средства измерения (аппаратура и приборы), применяемые при проведении диагностирования ТПО ГРС, должны быть регламентированы для соответствующих методов контроля и должны пройти метрологическую аттестацию в соответствии с нормативно-технической документацией Госстандарта РФ.

3.7. Требования к предприятиям и специалистам, выполняющим диагностирование трубопроводов обвязки ГРС

3.7.1. Предприятия, осуществляющие техническое диагностирование ТПО ГРС, должны иметь разрешение (лицензию) Госгортехнадзора РФ на указанный вид деятельности и необходимые для этого приборы, оборудование и штат аттестованных сотрудников.

3.7.2. Руководители и специалисты, выполняющие диагностические работы, обязаны пройти проверку знаний Правил, норм и инструкций по безопасности в соответствии с [9].

3.7.3. Специалисты, осуществляющие контроль толщины стенки трубопроводов, должны иметь 2-й уровень квалификации по ультразвуковым методам контроля.

3.7.4. Специалисты, осуществляющие вибрационный контроль, должны иметь 2-й уровень квалификации по методам контроля вибраций.

3.7.5. Специалисты, осуществляющие визуальный и измерительный контроль, а также контроль магнитными, ультразвуковыми, капиллярным, вихретоковым методами с выдачей заключения о качестве, должны иметь квалификацию не ниже 2-го уровня по соответствующим методам контроля.

3.7.6. Специалисты, осуществляющие электрометрические измерения, должны иметь соответствующее удостоверение о том, что они прошли специальное обучение и сдали экзамен на допуск к указанным работам.

3.7.7. Специалисты, осуществляющие диагностирование ТПО ГРС, должны пройти специальное обучение в соответствии с требованиями нормативно-технической документации, норм и правил Госгортехнадзора РФ для специалистов неразрушающего контроля.

3.8. Требования к организации работ и охране труда

3.8.1. Для проведения технического диагностирования трубопроводов и обвязок оборудования ГРС организация, выполняющая диагностирование, создает бригаду. В состав бригады должны входить следующие специалисты:

- руководитель бригады;

- специалист по ВИК;

- виброметрист;

- специалист по УЗК;

- специалист по ЭХЗ и электрометрическим измерениям.

3.8.2. Организация - владелец ГРС представляет техническую документацию, а именно:

- паспорт технического состояния трубопроводов технологической обвязки обследуемой ГРС с ремонтным и сменным журналами, записями и приложениями к паспорту о проведенных ремонтах, диагностических обследованиях;

- паспорта фасонных деталей, запорной арматуры с приложениями и записями о проведенных ремонтах, диагностических обследованиях, предписаниями инспекций ГГТН Российской Федерации;

- исполнительную и проектную документацию в полном объеме и обеспечивает подготовку 100 % сварных соединений для проведения УЗК.

3.8.3. По результатам обследования заполняют формуляры в соответствии с регламентами работ по каждому виду контроля (см. приложения) и помещают их в отчет.