− визуально-измерительный контроль,
− ультразвуковой контроль (ультразвуковая дефектоскопия и толщинометрия);
− контроль проникающими веществами;
− магнитопорошковый контроль;
− контроль физико-механических свойств металла, его химического состава.
Техническое освидетельствование трубопроводной арматуры, расположенной на диагностируемом участке нефтепровода, проводится в соответствии с РД-08.00-29.13.00-КТН-012-1-05.
Акустико-эмиссионный контроль применяется на действующих МН на участках нефтепроводов со сварными стыками, выполненными на подкладных кольцах, участках нефтепроводов из спиральношовных труб, перемычках подводных переходов магистральных нефтепроводов, перемычках линейной части, перемычках лупингов.
Измерение глубины залегания нефтепровода проводится для определения фактической глубины залегания нефтепровода и отклонений глубины от проектных значений в соответствии с СП 11-104-97.
Измерения производятся с шагом не менее 100 м и обязательным измерением в местах поворота трассы нефтепровода.
Результаты измерений оформляются в виде выходных форм программы обработки данных трассопоисковой аппаратуры.
3.1.1. Электрометрическая диагностика применяется на действующих МН подземной прокладки.
3.1.2. Электрометрическая диагностика выполняется в соответствии с Приложением 4 и "Регламентом …" [84].
3.1.3. Объем и состав работ по электрометрии участка МН определяется Техническим заданием и включает в себя:
− изучение и анализ статистических данных об обследуемом участке нефтепровода;
− обследование коррозионного состояния нефтепровода;
− обследование состояния изоляции нефтепровода;
− оценка эффективности работы изолирующих соединений;
− определение технического состояния средств ЭХЗ (установки катодной защиты, установки дренажной защиты, установки протекторной защиты);
− определение эффективности ЭХЗ.
3.1.4. Требования к отчету по результатам электрометрии устанавливаются "Регламентом по обследованию коррозионного состояния магистральных нефтепроводов и состояния противокоррозионной защиты" [84].
3.2.1. ДДК с целью уточнения типа и параметров дефектов, обнаруженных по результатам ВТД, АЭК и электрометрии, проводится в соответствии с ОР-13.01-74.30.00-КТН-004-1-03 [54] и Приложением 2.
3.2.2. По результатам ДДК оформляется Акт о проведении ДДК по форме, определенной ОР-16.01-60.30.00-КТН-030-2-05 [52].
3.3.1. При диагностике участков нефтепроводов со сварными стыками, выполненными на подкладных кольцах, применяются следующие виды наружной диагностики:
− АЭК в соответствии с Приложением 3;
− полное электрометрическое диагностическое обследование в соответствии Приложением 4.
3.3.2. При наличии на диагностируемом участке МН единичных подкладных колец (не более 3-х на 1 км) вместо АЭК проводится вскрытие и контроль качества методами НК каждого сварного стыка с подкладным кольцом в объеме ДДК п.3.22.4.
3.3.3. При выполнении АЭК сварных стыков, выполненных на подкладных кольцах, расстояние между соседними датчиками АЭ не должно превышать 45 м.
3.3.4. При проведении ДДК кольцевого сварного шва с подкладным кольцом проводится:
− ВИК;
− ультразвуковой контроль всего сварного соединения, в соответствии с разделом 5 ВСН 012-88 [24];
− ультразвуковая толщинометрия околошовной зоны и измерение твердости металла в пределах по 150 мм в обе стороны от сварного шва по всему периметру.
3.4.1. При диагностике участков нефтепроводов из спиральношовных труб применяются следующие виды наружной диагностики:
− АЭК в соответствии с Приложением 3;
− полное электрометрическое диагностическое обследование в соответствии с Приложением 4.
3.4.2. При проведении ДДК участков нефтепроводов из спиральношовных труб проводится:
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.