- •169300, Республика Коми, г. Ухта, ул. Первомайская, 13
- •169300, Республика Коми, ул. Октябрьская, 13
- •Глоссарий
- •Обозначения и сокращения
- •Введение
- •Темы для самостоятельной работы
- •1.Проведение диагностирования технологических нефтепроводов нпс
- •1.1 Порядок и сроки диагностики
- •1.3 Требования к программе диагностики
- •1.2 Требования к техническому заданию
- •1.4 Требования к выполнению работ по диагностике
- •1.5 Классификация технологические трубопроводы с условным давлением до 10 мПа (100 кгс/см2)
- •1.6 Объемы диагностики технологических и вспомогательных трубопроводов
- •1.6.1 Надземные трубопроводы
- •1.6.2 Подземные трубопроводы
- •1.7 Требования к техническому отчету по диагностике
- •1.7.1 Разделы технического отчёта
- •1.7.2 Результаты анализа исходных данных
- •1.7.3 Результаты диагностики и обследования включают:
- •1.8 Методы контроля и диагностики трубопроводов
- •1.8.1 Визуальный и измерительный контроль
- •1.8.2 Акустико-эмиссионный контроль
- •1.8.3 Магнитометрический контроль
- •1.8.4 Ультразвуковой контроль
- •1.8.5 Капиллярный контроль
- •1.8.6 Магнитопорошковый контроль
- •1.9 Гидравлические испытания
- •1.9.1 Порядок гидравлических испытаний
- •1.9.2 Сроки проведения очередных гидравлических испытаний
- •1.9.3 Расчёт остаточного ресурса
- •1.10 Определение сроков проведения очередной диагностики
- •1.11 Требования к Экспертизе промышленной безопасности
- •2.Устранение выявленных дефектов по результатам диагностики
- •Вопросы
- •Список литературы
- •Приложения
1.8 Методы контроля и диагностики трубопроводов
1.8.1 Визуальный и измерительный контроль
Визуальный и измерительный контроль проводится по РД 03-606-03. К выявляемым недопустимым дефектам относятся задиры, забоины, царапины, риски, деформации, трещины, вмятины, прогибы, выпучины, нарушения защитного покрытия, коррозионные язвы и коррозионный износ, изменения исходной формы или косвенные признаки дефектов и отказов (утечки, запахи, "потения" стенки трубы – проявления на наружной поверхности трубопроводов капель жидкости). При необходимости защитное покрытие удаляется.
Визуальный контроль выполняется невооруженным глазом или с помощью лупы. Увеличение лупы при обследовании основного материала и сварных соединений должно быть не менее чем 4-х кратное.
Измерительный контроль проводится с помощью следующих средств измерения: линейки измерительные (ГОСТ 427), штангенциркули (ГОСТ 166), толщиномеры ультразвуковые (ГОСТ 8.495). Для измерительного контроля применяются средства измерения, имеющие свидетельства об утверждении типа, зарегистрированные в государственном реестре средств измерений, прошедшие поверку перед применением и имеющие свидетельство о поверке установленного образца.
При измерительном контроле определяются толщина стенок трубопроводов и размеры выявленных дефектов.
Толщина стенок должна измеряться:
в местах, с нарушением уровня электрохимзащиты;
дополнительно, в местах с обнаруженными коррозионными повреждениями, и рядом с выявленными дефектами (на расстоянии 5-15 мм от них);
на околошовных зонах – не менее 3-х измерений равномерно по кольцевому шву и не менее 3-х измерений на 1 м продольного шва с каждой стороны шва.
Во время контроля особое внимание должно быть обращено на выявление трещин в основном металле трубопроводов и сварных соединениях трубопровода с патрубками насосов, задвижек, заслонок, обратных клапанов и другого оборудования.
При обнаружении дефектов, размеры которых не определяются измерительным контролем, обследуемые участки трубопроводов должны быть подвергнуты тщательному контролю неразрушающими методами.
Результаты визуального и измерительного контроля оформляются актом, в котором указываются размеры выявленных дефектов и необходимость продолжения контроля другими методами дефектоскопии.
1.8.2 Акустико-эмиссионный контроль
Технологические н вспомогательные трубопроводы должны подвергаться акустико-эмиссионному контролю о соответствии с 5.3 ПБ 03-593-03а по группам и категориям в соответствии с ПБ 03-585-03, ГОСТ 12.1.044.Для каждого из трубопроводов устанавливается в соответствии с проектной документацией величина нагружения, которая не должна превышать 1,09 Рраб, где Рраб- рабочее давление, определяемое проектной документацией.
Акустико-эмиссионная диагностика проводится в соответствии с «Программой работ по АЭ контролю объекта» по 3.1.3 ПБ 03-593-03 и графиком нагружения, разработанным подрядчиком в соответствии с1, приложение Б и утвержденным главным инженером ОСТ.
Нагружение внутренним давлением подразделяют на предварительное и рабочее.
Предварительное нагружение осуществляется при циклическом росте давления от нуля до 0,25 Рраб с последующим его возвращением к исходной величине давления. В течение этого цикла проверяется работоспособность аппаратуры и выполняется ее настройка, уточняется уровень шумов, выявляются посторонние источники сигналов.
По завершении цикла предварительного нагружения производится рабочее нагружение. Количество циклов рабочего нагружения должно быть не менее двух с равномерным повышением давления до проектного рабочего давления.
Совместно с проведением акустико-эмиссионного контроля проводится испытание нефтепровода на прочность нефтью.
Общее время акустико-эмиссионного контроля и испытания на прочность нефтепровода должно составлять 12 часов.
При проведении акустико-эмиссионного контроля и гидравлического испытания выполняется регистрация акустических сигналов нефтепровода с одновременным просмотром их на экране монитора, оценкой и классификацией по степени опасности.
Нагружение объекта внутренним давлением прекращается досрочно, если регистрируемый источник АЭ достигнет сигнала, соответствующего классу IV (катастрофически активный источник). В этом случае нефтепровод должен быть немедленно разгружен, выяснен источник АЭ, выполнен ДДК и ремонт нефтепровода с заменой дефектного участка.
Выявленные по результатам контроля источники сигналов II, III классов должны быть подвергнуты ДДК. Дефекты, подлежащие ремонту, должны быть устранены.