Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 [ 87 ] 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172

Рис. 4.15. Трещина в стенке трубы нефтепровода:

L, L0 - размер трещины соответственно вдоль образующей и п о окружности трубы; d - глубина трещины; А, В - расстояние границы трещины соответственно от поперечного и от продольного сварного шва

размеры дефекта вдоль образующей трубы L и по окружности тр убы L0;

максимальная глубина коррозионных язв d при внешней коррозии (или остаточная толщина стенки ост).

Если коррозионный дефект расположен на внутренней поверхности трубы, размеры повреждения и остаточная толщина стенки ост должны определяться ультразвуковым толщиномером.

Инструменты и приборы для ДДК: ультразвуковой толщиномер, ультразвуковой дефектоскоп, линейка, рулетка, лупа, штангенциркуль, штангенглубиномер, микрометр-глубиномер, универсальный шаблон сварщика.

Рекомендуется проверять поверхность дна дефекта на наличие трещин с помощью лупы 4-10-кратного увеличения и метода цветной дефектоскопии.

6. Трещины

Проводится идентификация и визуальный контроль дефекта, в процессе которых должны проверяться тип и размеры дефекта.

Контролируемые пар аметры:

размеры дефекта вдоль образующей трубы L и по окружности тр убы L0;

расстояние границы дефекта от поперечного А и (или) продольного В сварных швов.

Проводится магнитопорошковый контроль поверхности дефектной зоны с целью уточнения размеров трещины.

При необходимости размеры трещины могут уточняться при помощи цветной дефектоскопии.

Проводится ультразвуковая дефектоскопия для определения максимальной глубины трещины d (рис. 4.15).

Дефектоскопия должна проводиться наклонными преобразователями, включенными по совмещенной схеме.

Инструменты и приборы: линейка, рулетка, штангенциркуль, лупа, пенетрационный набор для цветной дефектоскопии, ультразвуковой дефектоскоп, переносной магнитопо-рошковый дефектоскоп.

4.6.5. ПОРЯДОК ПРОВЕДЕНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНОГО ДЕФЕКТОСКОПИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

1. Общие положения

К проведению контроля неразрушающими методами допускаются лица, имеющие удостоверение установленной формы на данный вид контроля.

Перед проведением контроля труба в месте дефекта должна быть очищена от изоляции, пыли, абразивного порошка, грязи, масел, окалины, краски, ржавчины и других загрязнений.

С помощью ультразвукового прибора определяется номинальная толщина стенки трубы в зоне, прилегающей к дефекту. Для горячекатаных труб измерения проводятся в узлах координатной сетки с шагом 20 мм в 60-миллиметровой зоне, окружающей поврежденный участок.

Должны быть обследованы все сварные швы на расстоянии 75 мм от дефекта.

Поврежденный участок должен быть обследован на наличие трещин при помощи магнитопорошкового метода.

Если магнитные свойства, форма и месторасположение дефекта не позволяют достичь требуемой по ГОСТ 21105 - 87 чувствительности, то применяются капиллярные методы дефектоскопии.

Используемые при проведении дополнительного дефектоскопического контроля приборы должны использоваться в диапазоне температур окружающего воздуха, указанном в технической документации на прибор. При температуре окружающего воздуха, выходящей за рабочий диапазон температур прибора, должны быть приняты меры для обеспечения нормальных условий работы прибора.

При выпадении атмосферных осадков запрещается проводить контроль без инвентарных укрытий.

Результаты дополнительного дефектоскопического контроля должны быть зафиксированы в специальном журнале или протоколе, который должен содержать:

наименование нефтепровода и участка нефтепровода;

номер особенности по отчету ОАО ЦТД или других исполнителей внутритрубной диагностики;

диаметр, номинальную толщину стенки трубы, марку стали;

наименование, тип и заводской номер прибора, которым проводился контроль;

типы и номера стандартных образцов для настройки приборов;

тип дефекта и результаты измерений его параметров; заключение по идентификации дефекта, обнаруженного

ВИС;

нормативно-техническую документацию, по которой выполняют контроль;

дату проведения контроля;

должность, фамилию и подпись лица, проводившего контроль;

должность, фамилию и подпись руководителя контрольной службы.

2. Магнитопорошковый метод

Магнитопорошковый метод контроля применяется в соответствии с ГОСТ 21105 - 87 и инструкцией пользователя для применяемого переносного магнитопорошкового дефектоскопа.

Шероховатость подготовленной поверхности должна быть не ниже RL = 40 мкм по ГОСТ 2789 - 73.

На контролируемую поверхность наносят магнитную суспензию или сухой магнитный порошок.

Качество готовых дефектоскопических материалов и проверку работоспособности дефектоскопов осуществляют при помощи стандартных образцов предприятий.

На участок, подлежащий обследованию магнитопорошко-вым методом, маркировочной краской наносят белое фоновое покрытие толщиной до 20 мкм для обеспечения необходимого контраста. Освещенность контролируемой поверхности должна быть не менее 1 000 лк.

Для выявления дефектов различной ориентации следует применять намагничивание в двух взаимно перпендикулярных направлениях.