остування та порядок їх подання.
До початку діагностування МТ необхідно:
виконати техніко-економічне обгрунтування вибору виду та призначення системи діагностування,
встановити номенклатуру і значення діагностичних параметрів та їх характеристик (номінальні, що допускаються і граничні значення);
забезпечити пристосованість (контролепрігодность) обстежуваного об'єкта МТ до технічного діагностування;
врахувати можливість послідовного обстеження ділянок однакового діаметра (з метою спрощення організації робіт з обстеження);
виконати розподіл обсягів робіт по роках і відповідно збалансований розподіл коштів на обстеження;
виконати діагностичне забезпечення МТ.
Після обробки результатів першого етапу діагностичного обстеження ділянки МТ за встановленими критеріями оцінки його працездатності приймається рішення або про необхідність його відновлення згідно з вимогами, або про проведення подальшого (поглибленого) обстеження, в т.ч. з розкриттям трубопроводу [2].
Періодичність діагностики відповідно до РД 39-132-94 встановлюють залежно від місцевих умов, складності рельєфу та умов пролягання траси, а також економічної доцільності та приурочується до ревізії ділянок промислових трубопроводів, але проводять її не рідше одного разу:
на рік для трубопроводів категорії I;
в 2 роки для трубопроводів категорії II;
в 4 роки для трубопроводів категорії III;
в 8 років для трубопроводів категорії IV.
Термін подальшого контролю уточнюють залежно від результатів попереднього контролю.
Індивідуальна програма діагностування може також включати в себе: обстеження (за наявності техніко-економічної доцільності) лінійної частини газонафтопроводів приладами внутрішньотрубної діагностики; тепловізійний контроль окремих елементів; акустико-емісійний контроль потенційно небезпечних ділянок газонафтопроводів (переходи через залізничні й автомобільні дороги, яри, водні перешкоди); приладовий контроль параметрів вібрації вібронебезпечним ділянок трубопроводів та ін. Для магістральних газонафтопроводів, що мають велику протяжність, найбільш технологічним є проведення діагностики за допомогою внутрішньотрубних інспекційних приладів (ВІП) [3].
2. Внутрішньотрубна діагностика газонафтопроводів
внутрішньотрубної дефектоскопія зарекомендувала себе як найбільш інформативний метод і по суті є основним при діагностиці лінійної частини газопроводів. Багаторічний досвід роботи з внутрішньотрубної дефектоскопії на трубопроводах дозволив сформулювати основні критерії вибору методу внутрішньотрубної інспекції для різних трубопроводів.
Рішення про обстеження промислових трубопроводів приладами внутрішньотрубної дефектоскопії приймає замовник. Обстеження слід проводити виходячи з техніко-економічної доцільності та відповідно до вимог чинних нормативно-технічних документів.
внутрішньотрубної інспекція проводиться після завершення підготовки ділянки магістрального нафтопроводу до діагностування підприємством, експлуатуючим ділянка нафтопроводу та напрямки підприємству, що виконує діагностичні роботи, документації, що підтверджує цю готовність. Відповідальними за проведення діагностичних робіт на ділянці магістрального нафтопроводу є головні інженери підприємств, що експлуатують ділянки нафтопроводів. Готовність до діагностування забезпечується перевіркою справності камери пуску-прийому та запірної арматури, проведенням очищення внутрішньої порожнини трубопроводу, створенням необхідних запасів нафти для забезпечення обсягів перекачування відповідно до режимів. При використанні запасів нафти з резервуарів повинна бути відвернена можливість попадання в транспортується нафта осаду з резервуара.
Необхідна повнота контролю ділянки магістрального нафтопроводу досягається на основі реалізації 4-х рівневої інтегрованої системи діагностування, що передбачає визначення параметрів наступних дефектів і особливостей трубопроводу, що виходять за межі допустимих значень, обумовлених в затверджених методиках визначення небезпеки дефектів:
дефектів геометрії і особливостей трубопроводу (вм'ятин, гофр, овальні поперечного перерізу, виступаючих всередину труби елементів арматури трубопроводу), що ведуть до зменшення його прохідного перетину;
дефектів типу втрати металу, що зменшують товщину стінки трубопроводу (корозійних виразок, подряпин, вириваючи металу і т.п.), а також розшарувань, включень в стінці труби;
поперечних тріщин і тріщиноподібних дефектів в кільцевих зварних швах;
поз...
