С помощью переносного твердомера
К.1. Методика используется для определения временного сопротивления sв и предела текучести sт. газопровода по показателям твердости металла.
К.2. Для замера твердости используются переносные твердомеры ИТ50, ДИТ-02, Темп-2 и EQVOTIP швейцарской фирмы «Процек». Технические характеристики, рекомендации по проверке и обслуживанию приборов для замера твердости приведены в инструкциях на них. Использование переносных твердомеров других конструкций разрешается при условии проведения предварительной тарировки прибора и корректировки расчетных зависимостей по определению механических свойств.
К.3. Поверхность трубы очищается от изоляции, масла, грязи и окалины для снижения возможности ошибочных измерений. Глубина зачистки поверхности не должна превышать 1-2% толщины стенки. Зачистку поверхности можно производить шлифовальным кругом, напильником, шкуркой. При этом необходимо принять меры против возможного нагрева поверхности, чтобы не изменилась твердость замеряемой зоны.
Чистота обработки поверхности должна быть не более Ra = 2 мкм, не допускаются на поверхности риски от воздействия инструмента.
К.4. Изменение твердости производится по периметру трубы газопровода или в локальных зонах по ее длине. Количество замеров твердости в локальной зоне должно быть не менее трех. Измерение твердости не производится дважды в одной точке. Если разброс показаний прибора превышает ±15 единиц твердости, проверяется правильность подготовки поверхности и установки датчика.
К.5. Фактическая твердость Lф (по Лейбу) материала газопровода рассчитывается по формуле
Lф = L0 + 2,21(D/S - 12,7). (K.1)
Если D/S = 12,7, то Lф = L0,
| где L0 — | среднее арифметическое значение твердости, замеренной непосредственно на газопроводе; |
| D — | наружный газопровод, мм; |
| S — | толщина стенки трубы, мм. |
К.6. Временное сопротивление sв и предел текучести s0,2 металла по величине твердости (по Лейбу) рассчитывают по следующим формулам:
sв = 9,55[149 + 1,22(2,8×10-6×Lф3 - 3×10-3×Lф2 + 1,797Lф - 275,125) - 12,22], кгс/мм2; (К.2)
s0,2 = K×1,22(2,8×10-6×Lф3 - 3×10-3×Lф2 + 1,797Lф - 275,125), кгс/мм2, (К.3)
где K = 0,2 — для углеродистых сталей.
К.7. Результаты замеров твердости и расчетов по определению механических свойств материала трубопровода заносятся в протокол замеров (форма 5 приложения Д настоящей Инструкции).
К.8. С помощью прибора Темп-2 определяют временное сопротивление sв по показаниям твердости по программе, заложенной в память прибора.
СОДЕРЖАНИЕ
1. Область применения
2. Термины и определения
3. Общие положения
4. Диагностирование
5. Определение технического состояния газопровода и рекомендации по поддержанию его в работоспособном состоянии
6. Расчет остаточного срока службы газопровода
7. Анализ результатов диагностирования газопровода
8. Оформление результатов диагностирования газопровода
9. Перечень рекомендуемого приборного оснащения для диагностирования подземных газопроводов
10. Нормативные ссылки
Приложение А. Технический эксплуатационный паспорт подземного газопровода
Приложение Б. Анализ технической (проектной, исполнительной и эксплуатационной) документации стальных подземных газопроводов
Приложение В. Бесконтактная магнитометрическая диагностика подземных трубопроводов с использованием индикатора дефектов и напряжений (ИДН)
Приложение Г. Акт диагностирования технического состояния подземного газопровода без вскрытия грунта
Приложение Д. Акт результатов шурфового контроля при диагностировании технического состояния подземного газопровода
Приложение Е. Примеры расчета остаточного срока службы
Приложение Ж. Определение переходного сопротивления изоляционного покрытия
Приложение З. Определение глубины дефектов металла труб и их ремонт методом абразивной зачистки.
Приложение И. Определение напряженно-деформированного состояния и вязкостных свойств металла трубопровода магнитно-шумовым методом
Приложение К. Определение механических свойств основного металла газопровода с помощью переносного твердомера