Строительство трубопроводов предъявляет самые жесткие требования к MTC во всей металлургической отрасли. Сочетание транспортировки опасных жидкостей на большие расстояния, удаленных условий монтажа, регуляторного надзора сразу в нескольких юрисдикциях и катастрофических последствий отказа означает, что требования к документации на трубу для трубопроводов детализированы, конкретны и систематически контролируются.

Пробел, который на обычном проекте по изготовлению металлоконструкций привел бы лишь к извещению о приостановке, — отсутствующая температура испытания по Шарпи, недостающий штамп номера плавки, — на трубопроводном проекте способен полностью остановить изготовление трубных узлов, поскольку последствия использования несоответствующей трубы в подземном или подводном трубопроводе настолько серьезны, что ни один орган инспекции не одобрит отступление без всеобъемлющих повторных испытаний.

Это руководство охватывает полный перечень требований к документации для сертификатов на трубу для трубопроводов по стандартам, с которыми трубопроводные проекты сталкиваются чаще всего: API 5L для наземной и морской добычи, DNV-ST-F101 для подводных применений и ASME B31.8 для газотранспортных систем. Также рассматриваются специфические проблемы, возникающие для трубопроводов сернистого («сорового») сервиса и для материала, закупленного через дистрибьюторов, а не напрямую с завода.

API 5L: основа сертификации трубной продукции для трубопроводов

API 5L (Спецификация на трубы для трубопроводов) — это доминирующая в мире спецификация на продукцию для стальных труб трубопроводного назначения. Она используется как закупочная спецификация для подавляющего большинства наземных и морских трубопроводов по всему миру, включая все применения по ASME B31.8 (газотранспортные системы) и большинство применений по ASME B31.4 (транспортировка жидкостей).

API 5L определяет два уровня спецификации продукции (Product Specification Level) с существенно различающимися требованиями к MTC:

PSL 1 — это базовая коммерческая спецификация. MTC обязан документировать: химический анализ плавки (C, Mn, P, S как минимум), наружный диаметр и толщину стенки, предел текучести, предел прочности при растяжении и относительное удлинение. Испытание на ударную вязкость по Шарпи (CVN) по PSL 1 не требуется, если оно не заказано отдельно. PSL 1 подходит для наземных трубопроводов легкого режима эксплуатации в несернистых средах с относительно низкими последствиями отказа.

PSL 2 является обязательным для морских трубопроводов, линий сернистого сервиса, высоконапорных транспортных трубопроводов и любых применений, где предписан более высокий уровень обеспечения качества. PSL 2 дополнительно требует: полный химический состав (15+ элементов), углеродный эквивалент (обе формулы — IIW CE и Pcm — для применимых марок), испытание на ударную вязкость по Шарпи с V-образным надрезом при заданной температуре, испытание падающим грузом на раскрытие трещины (DWTT) для марок X52 и выше при толщине стенки трубы ≥ 19,1 мм, гидростатическое испытание давлением и документирование метода неразрушающего контроля (НК). Для марок сернистого сервиса (от X52MS до X80MS) дополнительно требуются результаты испытаний HIC и SSC.

Industrial pipeline and offshore oil and gas equipment

Обязательные поля данных MTC по PSL 2: полный перечень

Чтобы MTC по API 5L PSL 2 считался технически полным, в нем должны присутствовать и соответствовать спецификации все перечисленные ниже поля:

Химический анализ:

Углерод (C) — по плавочному и продуктовому анализу
Марганец (Mn)
Фосфор (P) — обратите внимание: для сернистых марок требуется ≤ 0,020%
Сера (S) — обратите внимание: для сернистых марок требуется ≤ 0,003%
Кремний (Si)
Ниобий (Nb), Ванадий (V), Титан (Ti) — все три элемента, а не только те, что присутствуют в измеримых количествах
Медь (Cu), Никель (Ni), Хром (Cr), Молибден (Mo), Бор (B), Алюминий (Al), Азот (N)

Формулы углеродного эквивалента:

CE (формула IIW): C + Mn/6 + (Cr+Mo+V)/5 + (Ni+Cu)/15
Pcm (Ito-Bessyo): C + Si/30 + (Mn+Cu+Cr)/20 + Ni/60 + Mo/15 + V/10 + 5B
Обе формулы обязаны присутствовать для марок, где Pcm является определяющим параметром свариваемости (как правило, высокопрочные марки X60 и выше в сернистом сервисе)

Механические свойства:

Нормируемый минимальный предел текучести (SMYS) — фактический предел текучести, как по методу 0,5% EUT, так и по методу условного предела 0,2%, где это применимо
Предел прочности при растяжении (UTS) — фактическое значение; отношение предела текучести к пределу прочности не должно превышать 0,93 для PSL 2
Относительное удлинение — минимум 21% для PSL 2 (зависит от марки)

Испытание на ударную вязкость по Шарпи (CVN):

Среднее значение поглощенной энергии (обязательно) и индивидуальные значения по образцам
Температура испытания — должна соответствовать минимальной расчетной температуре трубопровода
Размер и ориентация образца (поперечная относительно оси трубы для образцов основного металла; продольная для образцов сварного шва на трубе SAW)
Место отбора: тело трубы (в положении 12, 3 или 9 часов согласно API 5L)
Для труб, сваренных дуговой сваркой под флюсом (SAW): отдельные результаты CVN для металла шва, зоны термического влияния (ЗТВ) и основного металла

Испытание падающим грузом на раскрытие трещины (DWTT):

Требуется для марок X52 и выше при толщине стенки ≥ 19,1 мм (0,750 дюйма)
Процент площади среза при заданной температуре испытания
Должен соответствовать минимальной доле площади среза по таблице E.8 API 5L (как правило, минимум 85% в среднем)

Геометрические параметры и производство:

Наружный диаметр (OD) и толщина стенки (WT) в измеренных точках
Длина трубы
Категория трубы (бесшовная / ERW / SAW / DSAW / LSAW)
Метод НК продольного сварного шва и стандарт приемки (для сварных труб)

Гидростатическое испытание:

Испытательное давление и продолжительность испытания
Утечка: отсутствует

Требования DNV-ST-F101 к прослеживаемости подводных трубопроводов

Для морских и подводных трубопроводов, сертифицируемых по классу DNV, стандарт DNV-ST-F101 (Подводные трубопроводные системы) добавляет требования к прослеживаемости сверх требований API 5L.

Квалификация завода. Трубный завод должен пройти предварительную квалификацию согласно Приложению A DNV-ST-F101, прежде чем можно будет заказать трубу для проекта. Квалификация завода включает аудит системы менеджмента качества завода и квалификационный заказ трубы с испытаниями под наблюдением независимой стороны. Завод, не прошедший предварительную квалификацию, не может поставлять трубу, одобренную DNV, вне зависимости от полноты MTC.

Тип сертификата по EN 10204. DNV-ST-F101 требует EN 10204 3.2 с со-подписью сюрвейера DNV для всей трубной продукции. MTC обязан нести две подписи: уполномоченного представителя ОК завода и сюрвейера DNV, наблюдавшего за испытаниями. Документ только с подписью завода — даже если он обозначен как 3.2 — не соответствует требованиям.

Непрерывность цепочки номера плавки. DNV требует, чтобы номер плавки прослеживался от исходной стальной плавки через: изготовление рулона или листа (для труб ERW или SAW), формовку и сварку трубы, нанесение покрытия (при наличии) и вплоть до маркировки готового тела трубы. Любая точка этой цепочки, где номер плавки не может быть подтвержден, требует повторной идентификации трубы методом PMI или повторной маркировки под наблюдением.

Пост-сварочный НК на трубах SAW и DSAW. Сварной шов труб, сваренных дуговой сваркой под флюсом, должен быть проверен на 100% методом УЗК (и, опционально, РК). Результаты должны быть задокументированы с указанием квалификации дефектоскописта, эталона калибровки и критериев приемки согласно Приложению C DNV-ST-F101.

Документация газотранспортных трубопроводов по ASME B31.8

ASME B31.8 охватывает проектирование, изготовление, монтаж, инспекцию и испытание газотранспортных трубопроводов. Для материала, используемого в системах по ASME B31.8, требования к MTC вытекают из API 5L (на который B31.8 напрямую ссылается в части трубного материала) плюс собственные положения B31.8 о прослеживаемости.

Пункт 805.3 ASME B31.8 требует ведения записей, подтверждающих, что материал был закуплен, смонтирован и испытан в соответствии с применимой спецификацией. Для трубопроводов класса локации 1 и 2 в несернистом сервисе сертификаты PSL 1 с базовыми данными по химическому составу и механическим свойствам удовлетворяют этому требованию. Для трубопроводов класса локации 3 и 4 (более высокая плотность населения, более серьезные последствия) и для любых участков сернистого сервиса или зон высоких последствий (HCA) регуляторы и операторы трубопроводов ожидают более строгой документации.

Для трубопроводов США, подпадающих под DOT 49 CFR Part 192 (газ) или 49 CFR Part 195 (жидкости), оператор обязан вести записи, подтверждающие расчет максимально допустимого рабочего давления (MAOP). Для новых трубопроводов MTC является частью этой записи. Для существующих трубопроводов с отсутствующими записями 49 CFR требует проведения испытания давлением с определенным коэффициентом испытания в качестве замены отсутствующих материальных записей — что дорого и создает простои по сравнению с простым ведением MTC на протяжении всего срока службы трубопровода.

Сернистый сервис и требования к испытанию HIC

Для трубопроводов, транспортирующих флюиды с содержанием H2S выше порога сернистого сервиса (парциальное давление H2S > 0,05 psia / 0,3 кПа), требования к материалам регулируются NACE MR0175 / ISO 15156, и MTC обязан документировать:

Содержание серы ≤ 0,003% (подтверждено продуктовым анализом, а не только плавочным)
Углеродный эквивалент (формула Pcm) — значение и результат задокументированы
Твердость ≤ 22 HRC для тела трубы из углеродистой стали (248 HV10 / 237 HB)
Результаты испытания HIC по NACE TM0284: коэффициент длины трещины (CLR), коэффициент толщины трещины (CTR) и коэффициент чувствительности к трещинообразованию (CSR) для каждого испытательного образца при заданных критериях приемки
Результаты испытания SSC по NACE TM0177 Метод A, где это требуется инженерной спецификацией

Результаты испытания HIC часто предоставляются в виде дополнительного протокола испытаний, а не в основном документе MTC. Дополнительный протокол должен быть формально приложен к MTC или указан в нем со ссылкой на номер плавки и номер заказа трубы. MTC по PSL2 для марки сернистого сервиса, не включающий и не ссылающийся на результаты HIC, является неполным — одних значений химического состава и механических свойств недостаточно для подтверждения пригодности к сернистому сервису.

Труба, поставляемая через дистрибьютора: проблема цепочки поставок

На многих трубопроводных проектах труба закупается через дистрибьюторов или трейдеров, а не напрямую с завода. Это создает проблему документирования цепочки поставок, которая становится острой, когда проект требует сертификатов EN 10204 3.2 или когда дистрибьютор разделил партию плавки на несколько поставок.

EN 10204 не предусматривает механизма, по которому дистрибьютор мог бы переоформить или повторно сертифицировать заводские сертификаты. Оригинальный заводской сертификат — единственный действительный документ EN 10204 для данной плавки. Когда дистрибьютор отгружает часть заказа труб — скажем, 30 труб из партии плавки в 100 труб, — он обязан предоставить копию оригинального заводского сертификата плюс запись поставки/прослеживаемости материала, документирующую количество и номера труб, отнесенных к конкретной поставке. Запись поставки не является документом EN 10204 — это дополнительная запись прослеживаемости. Нужны оба документа.

Если дистрибьютор выпускает собственный сертификат вместо оригинального заводского сертификата — особенно если он обозначен наименованием собственной компании и подписан собственным персоналом, — это не является действительным сертификатом EN 10204, независимо от того, что в нем указано. Сюрвейер DNV, нотифицированный орган и уполномоченный инспектор ASME отклонят такой документ.

Как TestCert решает сложность MTC для трубопроводов

Проверка MTC для трубопроводов требует значительных усилий, поскольку перечень полей длинный (15+ химических элементов плюс формулы CE и Pcm), проверка зависит от конкретной марки (у X65 иные пределы, чем у X52), дополнительные данные (результаты HIC, DWTT, НК сварного шва SAW) часто находятся в отдельных документах, которые необходимо формально связать между собой, а требование к типу EN 10204 добавляет шаг проверки со-подписи.

TestCert нативно обрабатывает валидацию по API 5L PSL2 — извлекая все 15+ химических элементов, обе формулы CE, средние и индивидуальные значения CVN, площадь среза DWTT и давление гидростатического испытания из каждого MTC независимо от формата завода или языка документа. Значения химического состава автоматически сверяются с таблицей марки PSL2, а расчет Pcm проверяется независимо, если представлены только индивидуальные значения элементов. Для марок сернистого сервиса система запрашивает ссылку на дополнительный протокол испытаний HIC, если он еще не приложен.

Проверка типа EN 10204 — подтверждение того, что заявленный документ 3.2 несет как подпись ОК завода, так и распознаваемую со-подпись признанного независимого органа, — является встроенным шагом валидации. Сертификаты, несущие только одну подпись при заявленном типе 3.2, помечаются для проверки до того, как труба поступит в очередь на сварку.

Полный пакет MTC для трубопровода — оригинальный сертификат API 5L, дополнение HIC, протокол DWTT, отчет НК SAW, запись гидростатического испытания и проверка типа EN 10204 — хранится как связанный набор, доступный для поиска по номеру плавки за секунды, когда об этом спрашивает сюрвейер DNV или инспектор клиента. Закажите демонстрацию, чтобы увидеть проверку MTC для трубопроводов в TestCert на testcert.io.

Требования к MTC для трубопроводов: что обязано быть в каждом сертификате на трубу