Файл: Теоретическая часть.docx

• 
  состав обнаруживаемых дефектов и особенностей трубопровода, погрешности измерения их геометрических параметров и определения местоположения;
  
• 
  минимальное проходное сечение трубопровода, обеспечивающее прохождение инспекционного снаряда без его повреждения (типовые значения для профилемеров - 70%, для дефектоскопов - 85% от наружного диаметра);
  
• 
  обнаруживаемые типы дефектов и особенностей трубопровода и их минимальные геометрические размеры для обнаружения и измерения;
  
• 
  погрешность определения положения дефектов и особенностей трубопровода (по длине и углу отклонения от вертикали);
  
• 
  возможность распознавания и определения местоположения поперечных, продольных и спиральных сварных швов, и арматуры трубопровода;
  
• 
  минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы, проходимый внутритрубным инспекционным снарядом;
  
• 
  минимально допустимое рабочее давление перекачиваемого продукта в трубопроводе;
  
• 
  диапазон рабочих скоростей прогона ВИС;
  
• 
  диапазон температур эксплуатации ВИС;
  
• 
  наличие устройства задержки включения электронного оборудования для обеспечения возможности диагностирования длинных участков трубопровода за несколько прогонов ВИС;
  

2) ВИС должен перемещаться по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта, обеспечивать сплошность контроля всей внутренней поверхности трубопровода, регистрацию и хранение информации, зафиксированной во время прогона по трубопроводу;

3) ВИС должен иметь сертификат взрывозащищенности;

4) ВИС должен быть снабжен встроенной микропроцессорной системой управления, позволяющей проводить перед запуском программирование параметров прогона (включение, выключение по задаваемым признакам), также снаряд должен иметь систему внутренней диагностики, позволяющую производить тестирование перед прогоном и определять сбои и неисправности в работе бортового оборудования до функционального блока или узла включительно;

5) ВИС должен быть снабжен одометрическим устройством, обеспечивающим измерение пути, пройденного снарядом по трубопроводу;

6) размещение датчиков ВИС должно быть выполнено на носителях, имеющих постоянный контакт со стенками трубопровода;

7) в состав оборудования ВИС должно входить устройство, регистрирующее прохождение ВИС маркерных пунктов, автономное электропитание, обеспечивающее гарантированную работоспособность электронного оборудования в течение определенного времени работы снаряда;

---

8) в состав диагностического комплекса должен входить комплект наземного оборудования, позволяющего производить техническое обслуживание, калибровку, тестирование, транспортировку, запасовку и прием, а также сопровождение по трассе и обнаружение местоположения ВИС в трубопроводе

9) в составе диагностического комплекса должно быть компьютерное оборудование и программное обеспечение для обработки данных, полученных при проведении внутритрубной инспекции, и их наглядного отображения на IBM-совместимых компьютерах;

10) минимальные размеры дефектов и особенностей трубопровода (при скоростях движения, рекомендуемых фирмами-изготовителями):

• 
  по параметрам определения высоты дефектов и особенностей геометрии трубопровода 2 мм;
  
• 
  точечная коррозия (с измерением полной глубины): минимальный диаметр 10 мм, минимальная глубина 1,5 мм;
  
• 
  сплошная коррозия: минимальная глубина 1мм;
  
• 
  расслоение минимального диаметра 10 мм (80 мм²);
  
• 
  царапины и надрезы с потерей металла: минимальная ширина 10 мм, минимальная глубина 1,5 мм;
  
• 
  поперечные трещины: для точного определения размеров, с вероятностью не ниже 99%, минимальной ширины по окружности более 80 мм при глубине более 0,3t, точность определения размеров ± 0,4t указанной глубины (t - номинальная толщина стенки трубы);
  
• 
  продольные трещины: определение размера с вероятностью не ниже 80%, длина трещины L ± 10 мм для L < 100 мм; ± 10% для L > 100 мм. Примечание: возможность измерения дефекта с указанными параметрами зависит от типа применяемого ВИС;
  

11) определение положения дефектов и особенностей трубопровода по длине должно производиться с погрешностью не более ± 0.25 м от ближайшего поперечного сварного шва с использованием информации одометра и маркерной системы. Угловое положение дефектов и особенностей трубопровода должно определяться с погрешностью не более ± 15 см;

12) разрешающая способность ВИС и применяемые методики идентификации дефектов и особенностей должны обеспечивать возможность классификации дефектов по степени опасности без проведения предварительных экскавации и дополнительного дефектоскопического контроля трубопровода.

Литература

1. СНиП 2.11.03-93 «Строительные нормы и правила. Склады нефти и нефтепродуктов. Противопожарные нормы». Введ. впервые; дата введ.: 01.01.1993. Главное управление стандартизации технического нормирования и сертификации Госстроя России, 1993. 41 с.

2. ГОСТ 5520-79 Прокат листовой из углеродистой, низколегированной и легированной стали для котлов и сосудов, работающих под давлением. Технические условия. Введ. Впервые; дата введ. 01.01.80 М.: Государственный стандарт Союза ССР, 1980. 31 с.

---

3. «ООО АБ Групп» http://www.laen.ru/. сайт. Новый Уренгой 2007 URL: http://www.laen.ru/catalog/, дата обращения (24.11.2017).

4. «ОАО Промприбор» http://www.neftebaza.ru/. сайт. Ливны 2005 URL: http://www.neftebaza.ru/prod_asn8ng_mod_du100_22.htm , дата обращений (15.11.2017).

5. НПБ-111-98 «Автозаправочные станции. Требования пожарной безопасности». Введ. впервые; дата введ.: 30.12.1998. Главное управление государственной противопожарной службы МВД России, 1998. 77 с.

6. ПБ 09-560-03 «Правила промышленной безопасности нефтебаз и складов нефтепродуктов». Введ. Впервые, дата введ.: 20.05.2003. Госгортехнадзор России, 2003. 69 с.

7. РД 153-39.2-080-01 «Правила технической эксплуатации автозаправочных станций». Введ. Впервые, дата. Введ.: 1.11. 2001 . Департаментом государственного энергетического надзора, 2001. 58 с.

8. «ООО ПТК-Терминал» http://www.ptk.ru. сайт. Санкт-Петербург 2008 URL: http://www.ptk.ru/files/pdf_Pravila_otpuska_npr_v_avtocisterny__pravl__izm.pdf

9. Арзунян А.С., Громов А.В., Матецкий И.И. Расчёты магистральных нефтегазопроводов и нефтебаз. М., «Недра», 1972, – 152с.

10. Тугунов П.И., Новосёлов В.Ф. Типовые расчёты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов. М., «Недра», 1981, 184с.

---