МИНЭНЕРГО РФ

Инжиниринговая нефтегазовой компании -
Всероссийский научно-исследовательский институт
по строительству и эксплуатации трубопроводов объектов ТЭК

(АО ВНИИСТ)

Нормативные документы по промышленной
безопасности и технологическому регулированию

ИНСТРУКЦИЯ
по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом

(г. Москва)

РАЗРАБОТАНА: Специалистами Центра строительства и эксплуатации объектов нефтегазовых промыслов (ЦСЭП) Инжиниринговой нефтегазовой компании – Всероссийского научно-исследовательский институт по строительству и эксплуатации трубопроводов, объектов ТЭК (АО ВНИИСТ) г. Москва.

РАЗРАБОТЧИКИ: Президент АО ВНИИСТ, канд. техн. наук Р.С. Гаспарянц; Вице-президент АО ВНИИСТ, канд. техн. наук Г.А. Гиллер, директор ЦСЭП, канд. техн. наук В.П. Горошевский; зав. лабораторией В.И. Гречишкин;

зав. лабораторией С.С. Камаева; ведущий научный сотрудник И.С. Колесников; ведущий экономист канд. физ-мат. наук А.А. Маслов: ведущий инженер С.В. Хлопотов.

УТВЕРЖДЕНА: АО ВНИИСТ 09.10.2002 г

ВВЕДЕНА: ВПЕРВЫЕ

СОГЛАСОВАНА: ГОСГОРТЕХНАДЗОР Российской Федерации Письмо № 10-03/1181 от 10.12.2002г

Содержание

1. Назначение и область применения

Руководящий Документ РД 102-008-2002 «Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом» является организационно-техническим нормативным документом, регламентирующим определение технического состояния трубопроводов из ферромагнитных материалов на объектах, подконтрольных Госгортехнадзору России.

Объектами диагностики являются промысловые и магистральные трубопроводы ТЭК и других отраслей промышленности, эксплуатирующих трубопроводные системы под давлением; трубопроводы городских систем газо-, тепло-, водо- снабжения; технологические трубопроводы, продуктопроводы.

Полученная в ходе технического диагностирования бесконтактным магнитометрическим методом информация служит основой для оценки остаточного ресурса и выдачи Заключения по результатам экспертизы промышленной безопасности объекта.

2. Термины и определения

2.1. Применительно к настоящему документу используются следующие термины и определения:

3. Общие положения, нормативные ссылки

3.1. Настоящая «Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом», в дальнейшем «Инструкция», разработана впервые.

3.2. Инструкция устанавливает порядок проведения обследования требования к аппаратуре, составу работ и оформлению «Заключения о техническом состоянии» трубопроводов из ферромагнитных материалов (трубных сталей, чугунов, высокопрочных чугунов с шаровидными графитовыми включениями) с условным диаметром более 100 мм, при глубине заложения (или расстоянии до трубопровода при ограниченном к нему доступе) до 12-ти диаметров трубопровода,

3.3. Настоящая Инструкция не рассматривает вопросы диагностирования состояния изоляционного покрытия трубопроводов и параметров системы ЭХЗ.

3.4. Основные положения бесконтактного магнитометрического метода диагностики технического состояния ферромагнитных материалов.

Бесконтактный магнитометрический метод основан на регистрации и анализе аномалий напряженности магнитного поля, возникающих в зонах концентрации продольных и поперечных напряжений, в зонах пластической деформации, изменения структуры металла на участках предразрушения и разрушения металла.

3.4.1. Целью метода является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) за аномалиями магнитного ноля, связанными с дефектами основного металла, металла сварных соединений, а также общего напряженного состояния трубопровода. Положение и ориентация не влияет на выявляемость дефектов.

3.4.2. Метод обеспечивает обнаружение и регистрацию дефектных участков трубопроводов и позволяет классифицировать зарождающиеся и развивающиеся дефекты по степени опасности.

3.4.3. Метод может быть использован для контроля трубопроводов при их сооружении, периодических технических освидетельствованиях (мониторинге), для оптимизации объемов при капитальном ремонте.

3.4.3. Особенности магнитометрического метода обнаружения и регистрации аномалий не гарантируют выявления дефектов, не вызывающих изменение уровня напряженно-деформированного состояния металла (сквозные дефекты, питтинговые коррозионные поражения).

3.5. Инструкция разработана с учетом положений следующих нормативных документов:

«Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов» РД 39-132-94, М НПО ОБТ. 1994.

«Инструкция по визуальному и измерительному контролю» РД 34-10-130-96. Согласована с Госгортехнадзором РФ письмом 12-22\357 от 16.04.1996 г. М„ 1996.

«Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов» РД 12-411-01, М., НТЦ «Промышленная безопасность», 2001.

«Неразрушающий магнитный метод диагностирования сварных соединений систем котлов и трубопроводов энергетических установок» РД 34.17.457-95. СПО ОРГРЭС, М.. 1995.

«Методика оперативной компьютерной диагностики локальных участков газопроводов с использованием магнитной памяти металла» РД 51-1-98. Введена в действие 24.03.98 г., М„ 1998.

«Методические указания по проведению диагностики промысловых трубопроводов». ОАО НК "ЮКОС", введенный Распоряжением 26/01-99 № 10-Р. Утверждены письмом Госгортехнадзора РФ за № 10-03/274 от 06.05.1999 г (за вход. №403-576 от 17.05.1999). М., 1999.

«Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов» ВРД 39-1.10-026-2001, ОАО «Газпром». ООО «ВНИИГАЗ», г. Москва. Издание официальное. 2001.

«Методические указания по контролю металла и продлению срока службы трубопроводов 2. 3, 4 категории» РД 153-34.0-17.464-00.

«Регламент проведения работ по комплексному обследованию участков нефтепродуктопроводов ОАО АК «Транснефтепродукт». Утвержден письмом Госгортехнадзора РФ за № 10-03/580 от 10.06.2002, М., 2002,

4. Порядок проведения бесконтактного магнитометрического обследования трубопровода

Проведение бесконтактного магнитометрического обследования трубопровода (далее «обследование») предусматривает выполнение следующих работ:

- анализ проектной, исполнительной и эксплуатационной документации трубопровода;

- визуальный осмотр трассы трубопровода;

- подготовительные работы для проведения обследования;

- обследование трубопровода;

- камеральная обработка данных обследования, оценка технического состояния участков трубопровода;

- разметка участков трубопровода под контрольные шурфы;

- дополнительный дефектоскопический контроль трубопровода арбитражными методами в контрольных шурфах;

- оформление результатов обследования (составление «Заключения о техническом состоянии трубопровода»).

4.1. Анализ проектной и эксплуатационной документации проводят в соответствии с РД 39-132-94 целью получения предварительной информации о техническом состоянии объекта диагностики. Дополнительно регистрируется следующая информация.

4.1.1. Точки пересечения трассы с надземными сооружениями (ЛЭП, эстакады), наземными сооружениями и преградами (реки, овраги, дороги, крановые площадки, задвижки, камеры запуска-приема, трубопроводы), врезками в трубопровод (технологические отводы).

4.1.2. Границы участков с пучинистыми и просадочными грунтами, с высокой коррозионной агрессивностью, а также участки в зонах карстовых и подрабатываемых территорий (согласно ГОСТ 25100-95).

4.2.2. Протяженность участков трубопровода, на которых, проводились плановые и аварийно-восстановительные ремонтные работы, перечень ремонтных работ с указанием причин и сроков их выполнения.

4.2.3. Характер и время изменения режимов работы трубопровода (изменение давления, замена транспортируемого продукта, применение ингибиторов коррозии, прогоны очистительных и диагностических снарядов и т.п.).

Результаты анализа проектной и эксплуатационной документации представляют в виде итоговой таблицы по Форме 1 Приложения 1.

4.2. Осмотр трассы трубопровода выполняют в соответствии с РД 34-10-130-96 с целью получения информации о текущем состоянии объекта диагностики и уточнения объема подготовительных работ. При осмотре трассы регистрируются:

4.2.1. Нулевая (контрольная) точка обследования.

4.2.2. Сведения о пересечениях трассы с надземными сооружениями (ЛЭП, эстакады), наземными сооружениями и преградами (реки, овраги, дороги, крановые площадки, задвижки, камеры запуска-приема, трубопроводы), врезки в трубопровод (технологические отводы).

4.2.3. Протяженность оголенных участков трубопровода (всплывший трубопровод, размытый валик, и т.п.).

4.2.4. Протяженность участков трубопровода, имеющих сосредоточенные опоры (овраги, размывы и т.п.), величину прогиба трубопровода на провисающих участках.

4.2.5. Состояние береговых урезов переходов через реки, ручьи, овраги.

4.2.6. Наличие не узаконенных переездов через трубопровод.

4.2.7. Состояние вдольтрассовых сооружений (линейных и контрольных колодцев, станций ЭХЗ, указательных знаков, крановых и вертолетных площадок и т.п.).

Результаты осмотра оформляют согласно Форме 2 Приложения 1.

4.3. Подготовительные работы выполняют до начала проведения диагностических работ силами организации, эксплуатирующей трубопровод или организацией-владельцем в соответствии с действующими нормативными документами по эксплуатации трубопроводов.

4.3.1. Расчистка трассы от кустарника и мелколесья. Допускается частичная расчистка трассы на ширину не менее 0,5 м по обе стороны от оси трубопровода. При этом порубочный материал должен быть удален с полосы расчистки.

4.3.2. Разметка оси трубопровода (обозначение оси трубопровода реперами). Реперы (вешки) при разметке трассы устанавливают в пределах прямой видимости с шагом не более 150 м, а также на углах поворота трассы. Допускается выполнение работ по определению оси трубопровода в процессе магнитометрического обследования.

При этом оператор с трассоискателем не должен …….

Рис. 1. Допустимые отклонения от трубопровода в процессе бесконтактного магнитометрического обследования.

4.4.4. Скорость перемещения оператора не должна превышать 2 м/с для обеспечения надежности автоматической записи параметров магнитного поля.

4.4.5. Начало записи результатов обследования осуществляется от контрольной точки или точки начала отсчета - Т «0». В качестве таких точек принимают любые технические сооружения, связанные с трубопроводом (КИК, запорная арматура, пикет и т.п.), либо временный репер (вешка, зарубка на дереве, отметка цветным скотчем).

4.4.6. Определение пройденного расстояния осуществляют по показаниям одометра (датчика пути), являющимся конструктивным элементом магнитометра. Погрешность одометра должна быть не более 1,5 %, По ходу выполнения обследования по показаниям одометра и прибора по определению абсолютных географических координат (система GPS) осуществляется привязка контрольных точек (наземных сооружений: задвижек, кранов, камер запуска-приема пикетов, КИКов; пересечений с железными или автомобильными дорогами, водными преградами и т.п.). Показания одометра, описание контрольных точек и ситуаций на трассе заносят в полевой журнал (по Форме 3 Приложения 1) и/или вводятся в память магнитометра с помощью специального меню. При этом отмечаются границы участков, где обследование оказалось невозможным по техническим причинам (на непроходимых заросших участках трассы, болотах 3-ей категории, недоступных для обследования водных переходах и т.п.).

4.4.7. При обследовании участка трубопровода протяженностью более 5 км через каждые 5 км записанную в память магнитометра информацию переносят на внешний носитель (флэш-карту, ноутбук") в виде отдельных файлов с данными. Запись информации с накопителя прибора в компьютер производят с помощью соответствующего программного обеспечения в соответствии с «Инструкцией пользователя» магнитометра. На месте перезаписи данных устанавливает временный репер, показания одометра обнуляются, далее при продолжении обследования временный репер принимается за точку начала отсчета (Т «0»), о чем делается запись в полевом журнале (Форме 3 Приложения 1).

4.4.8. Временные реперы устанавливают также на границах непроходимых участков (болото 3 категории, водная преграда и т.п.). На репере указывают его порядковый номер и расстояние от Т. «0» (продольная координата), с фиксацией в полевом журнале.

4.4.9. По результатам полевого этапа магнитометрического обследования составляется Протокол (Форма 4 Приложения 1), в котором отражают следующую информацию:

- наименование трубопровода;

- протяженность обследованного трубопровода с выделением участков, где обследование оказалось невозможным (с указанием причины);

- абсолютные географические координаты контрольных точек трассы (широта и долгота с точностью до секунд);

- координаты и протяженность зон магнитных аномалий.

4.5. Камеральную компьютеризированную обработку данных магнитометрического обследования в стационарных условиях осуществляют с целью уточнения координат (продольных от Т «0» и абсолютных географических в системе GPS) участков трубопровода с аномалиями магнитного поля, оценки опасности дефектов и общего напряженного состояния трубопровода для ранжирования участков трубопровода по классам технического состояния.

4.5.1. Оценку опасности выявленных дефектов осуществляют по интегральному показателю F, учитывающему протяженность магнитной аномалии S, м; амплитуду и форму распределения вектора напряженности магнитного поля. Интегральный показатель F отражает величину превышения зарегистрированных значений магнитного поля над фоновыми значениями; плотность пиковых значений и характер их распределения. Интегральный показатель F рассчитывают по формуле (1).

где: А - число линий концентрации напряжения в зоне магнитной аномалии;

S - протяженность аномалии, м; определяемая по количеству точек измерения параметров магнитного поля (количеству шагов сканирования),

К - степень концентрации напряженности в зоне концентрации напряжения, вычисляемая по формуле (2):

где cosa, cosβ, cosγ - направляющие косинусы вектора концентрации напряженности;

a - коэффициент, учитывающий период безаварийной работы, вычисляется по формуле (3):

где Р_раб - рабочее давление в трубопроводе на момент обследования;

Р_о - проектное давление;

Т_о - дата обследования;

Т_з - дата ввода в эксплуатацию.

4.5.2. Оценку общего напряженного состояния трубопровода выполняют  по отношению зарегистрированных значений напряженности магнитного поля к фоновым значениям для данного участка трубопровода.

4.5.3. По результатам обработки данных составляют «Ведомость выявленных аномалий» (Форма 5 Приложения 1), в которой отражают точное расположение границ магнитных аномалий (продольные координаты или расстояние от Т «0»), протяженность и результаты ранжирования обследованных участков трубопровода по классам технического состояния, а также местоположение контрольных шурфов.

4.5.4. Ранжирование участков трубопровода по техническому состоянию осуществляют по результатам сравнительной оценки интегрального показателя F со значениями, приведенными в таблице 2.

Таблица 2

Критерии оценки технического состояния трубопровода

4.6. Разметку участков трубопровода с недопустимыми дефектами для проведения дополнительного дефектоскопического контроля арбитражными неразрушающими методами пред вскрытием производят временными реперами.

4.6.1. Определение местоположения точки с установленной продольной координатой осуществляют металлическими мерными лентами (рулетками) или по одометру магнитометра от Т."0" или от ближайшей контрольной (реперной) точки.

4.6.2. На размеченном к шурфовке участке трубопровода выполняют повторное магнитометрическое обследование для уточнения границ аномалии и определения расположения предполагаемого дефекта относительно оси трубопровода в системе угловых координат.

4.7. Дополнительный дефектоскопический контроль (ДДК) трубопровода в шурфах арбитражными методами неразрушающего контроля.

4.7.1. Один (контрольный) шурф должен быть назначен на участке трубопровода, имеющем хорошее техническое состояние по результатам обследования.

4.7.2. При разметке шурфа вешками отмечают его центр и границы.

4.7.3. Работы по неразрушающему контролю (ДДК) в шурфах включают:

- визуально-измерительный контроль основного металла и зон сварных соединений (в соответствии с РД 34.10.130-96);

- оценку напряженно-деформированного состояния с использованием метода магнитной памяти металла согласно РД 51-1-98;

- толщинометрию и ультразвуковой контроль в области дефектов и зон концентраций напряжений в соответствии с ГОСТ 14782-86;

- безобразцовое определение твердости металла портативными твердомерами (в соответствии с инструкцией к прибору TЭМП-2);

- оценку коррозионного состояния вскрытого участка трубопровода согласно ГОСТ 9.015, включая определение адгезии изоляционного покрытия (в соответствии с инструкцией к прибору АМЦ 2-20);

- идентификацию выявленных в шурфах дефектов трубопровода с ранжированием их по степени опасности в соответствии с положениями действующих нормативных документов (РД 153-34.0-17.464-00; РД 51-1-98; ВРД 39-1.10-032-2001; РД 39-132-94).

4.7.4. Но результатам ДДК в шурфе составляют Акт дополнительного дефектоскопического контроля трубопровода по форме, установленной РД 34.10.130-96 (Форма Е-1).

В Акте должно быть отражено:

- координаты и пикеты участка вскрытия (шурфа) от маркеров (контрольных точек трассы);

- схема шурфа с местоположением выявленных дефектов трубопровода в линейных и угловых координатах, карта проведения визуально-измерительного, дефектоскопического контроля, толщинометрии, контроля ММПМ;

- протяженность и расположение зон (линий) концентрации напряжений, определяющих местоположение будущих (развивающихся) дефектов (Форма 6 Приложения 1);

- параметры и результаты идентификации дефектов в зонах магнитных аномалий;

- выводы и рекомендации по результатам ДДК.

Кроме того, по результатам ДДК оформляют Протоколы (визуально-измерительного и УЗ-контроля контроля, толщинометрии, дефектоскопии, твердометрии, визуально-измерительного определения коррозионного состояния металла и оценки качества изоляционного покрытия; контроля методом магнитной памяти металла с заключением по оценке НДС с использованием ММТТМ).

5. Оформление результатов диагностического обследования.

По результатам анализа всей собранной информации оформляется «ЗАКЛЮЧЕНИЕ о техническом состоянии объекта диагностики». В процессе формирования Заключения полученную информацию систематизируют с отражением основных результатов (Форма 7 Приложения 1) в виде таблиц, графиков и совмещенной ситуационной план-схемы трассы трубопровода. Допускается использование специального программного обеспечения, позволяющего автоматически генерировать сопроводительную часть Заключения для формирования базы данных технического состояния трубопровода. Заключение должно включать следующие разделы:

5.1. Вводную часть, содержащую сведения об основании для проведения работы, данные об экспертной организации, о технических средствах, примененных при выполнении работ по комплексной диагностике.

5.2. Результаты анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации и других представленных организацией-владельцем сведений об объекте диагностики (Форма 1 Приложения 1). Результаты обследования представляются в виде таблиц, Актов и Протоколов Приложения 1) и графически отражаются на совмещенной план-схеме трубопровода. При наличии программного обеспечения «Эксперт-01» автоматически заполняется база данных результатов обследования для паспортизации трубопровода.

5.4. Выводы и рекомендации: на основании Ведомости выявленных аномалий магнитного поля (Форма 5 Приложения 1) и результатов неразрушающего контроля на вскрытых участках трубопровода в контрольных шурфах составляется итоговая таблица ранжирования участков трубопровода на классы но техническому состоянию.

Приложение: Основные материалы магнитометрического обследования (магнитограммы, профилограммы глубины залегания трубопровода, первичная информация в виде совмещенной план-схемы результатов магнитометрического обследования), Акты и Протоколы дополнительного дефектоскопического контроля арбитражными методами, а также, при необходимости, результаты других видов экспертного обследования (итоговые таблицы определения коррозионной агрессивности грунта, коррозионной ситуации в целом, карты дефектоскопического контроля, результаты расчета остаточного ресурса).

6. Приборное оснащение, рекомендуемое для выполнения комплексного обследования

6.1. Рекомендуемые для комплексного обследования средства перечислены в таблице 3. Технические характеристики прибора для бесконтактного магнитометрического обследования приведены в Приложении 2.

Таблица 3.

Перечень технических средств, рекомендуемых для прове­дения комплексного обследования трубопровода

Магнитометр бесконтактный сканирующий «СКИФ» МБС-04 (разработчик-производитель НТЦ «Транскор-К», г. Москва), используемый при производстве работ согласно настоящей Инструкции, дополнительно может быть применен для бесконтактного определения глубины заложения подземного трубопровода и измерения токов в нем с целью выявлении эффективности работы системы ЭХЗ и состояния изоляционного покрытия согласно ВРД 39-1.10-026-2001 «Методика оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов».

В Приложении 2 приведены основные технические характеристики прибора.

Принципы регистрации и условия работы описаны в паспорте прибора и инструкции по эксплуатации.

7. Указания по мерам безопасности

7.1. Лица, участвующие в обследовании технического состояния должны знать и выполнять правила техники безопасности, установленные для работников предприятий, эксплуатирующих трубопроводы.

7.2. Перед допуском к диагностическому обследованию все лица, участвующие в работе, должны пройти соответствующий инструктаж по технике безопасности.

7.3. При проведении обследования работа персонала диагностической и эксплуатирующей организаций должна проводиться в соответствии с нормативными документами в области техники безопасности:

«Правила безопасности в газовом хозяйстве» ПБ 12-368-00 Госгортехнадзор РФ, НТЦ «Промышленная безопасность», М. 2000 г.

«Безопасность труда в строительстве» СНиП 12-03-2001.

«Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» РД 08-200-98; М., НПО ОБТ, 1998 г.

«Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» РД 03-75-94., М., Госгортехнадзор РФ, НПО ОБТ, 1994.

«Инструкция по обеспечению безопасности при обследовании газопроводов, подверженных стресс-коррозии» ВРД 39-1.10-033-2001; М., ООО «ИРЦ Газпром», 2001 г.

7.4. Ответственным за проведение инструктажа операторов является руководитель работ из числа ИГР.

7.5. При каждом изменении условий производства работ производится дополнительный инструктаж.

7.6. Численность бригады, выполняющей диагностическое обследование, должна быть не менее 2-х человек. Кроме того, при выполнении полевого обследования присутствует сопровождающий представитель эксплуатирующей организации. Бригады обязательно оснащаются портативными радиостанциями с радиусом действия не менее 5 км.

7.7. Шурфы выполняют в соответствии с требованиями СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты». При глубине шурфов более 2 м для спуска в них обеспечиваются безопасные откосы и используются инвентарные лестницы. В случае переувлажненных и заболоченных грунтов и в затопляемых шурфах необходимо заготовить настилы-щиты и обеспечить осушение шурфов.

7.8. При обнаружении в шурфе опасных дефектов необходимо перекрыть подъезды и подходы к шурфу и выставить предупреждающие знаки для предотвращения появления посторонних лиц в опасной зоне.

7.9. В случае использования в шурфах приборов и ручного электромеханического оборудования (шлифмашинок, дрелей и т.п.) с напряжением 220 вольт и частотой 50 Гц подключение и отключение установок должны проводить соответствующие службы заказчика.

7.10. Вскрывать и ремонтировать приборы и оборудование во время проведения работ не допускается. При обнаружении неисправности установок необходимо прекратить работы и отключить оборудование от сети.

7.11. Все подготовительные работы для проведения дополнительного дефектоскопического контроля с использованием горючих жидкостей (бензина, керосина и т.п.) для отмывки трубы от праймера в местах обнаруженных дефектов, а также инструментов для снятия изоляции необходимо проводить с соблюдением соответствующих правил техники безопасности.

7.12. Работники, нарушившие правила техники безопасности, должны быть отстранены от выполнения работ по магнитометрическому контролю и вновь допущены к ней только после дополнительного инструктажа по технике безопасности.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.
Обязательное

Форма 1.
Исходные данные для анализа проектной, исполни тельной и эксплуатационной документации

Форма 2.
Результаты визуального осмотра трассы трубопровода

Фотопротокол обследования

Форма 3.
Полевой журнал магнитометрического обследования

Форма 4.
ПРОТОКОЛ
выполнения полевых работ по бесконтактному магнитометрическому обследованию

Форма 5.
Ведомость участков трубопроводов с дефектами металла, выявленные по результатам бесконтактного магнитометрического обследования _______ года с указанием наземных признаком.

Форма 6.

Форма 7

Первичные результаты магнитометрического обследования трубопровода

Первичные результаты обследования представлены графиками автоматической регистрации параметров магнитного поля с выявленными аномалиями напряженно-деформированного состояния металла, дополнительно - диаграммами распределения токов трубопровода с аномалиями, сопряженными с дефектами изоляционного покрытия, а также совмещенная ситуационная план-схема трассы трубопровода (форма 7 Приложения 1). Формат представления графической информации на бумажном носителе выбирается с расчетом удобства восприятия, составляя в среднем 250-500 м/страницу А4 альбомной ориентации.

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.
Рекомендуемое
ПРИБОРЫ ДЛЯ БЕСКОНТАКТНОГО МАГНИТОМЕТРИЧЕСКОГО ОБСЛЕДОВАНИЯ

Для проведения бесконтактного магнитометрического обследования рекомендуются приборы СКИФ серии «МБС» НТЦ «Траснкор-К», г. Москва или магнитометры других производителей, обеспечивающие получение информации о местоположении аномалий магнитного поля, сопряженных с дефектами металла.

Рис. 2 Магнитометр СКИФ «МБС-04».

Назначение и область применения «СКИФ»:

Магнитометры портативные бесконтактные «МБС-03», МБС-04 СКИФ» (в дальнейшем магнитометр) предназначены для бесконтактной регистрации аномалий магнитного поля над ферромагнитным объектом при помощи гальваномагнитных преобразователей - феррозондовых датчиков. Электромеханическое сканирование поверхности Земли над трубопроводом осуществляется при перемещении строчных преобразователей вдоль оси трубопровода. Результирующий сигнал характеризуется разностью напряженностей магнитного поля дефектного и бездефектного участка трубопровода.

Под воздействием различных факторов (деформация и дефекты производства трубы, внутренняя и наружная коррозия и т.п.) происходит изменение структуры металла, возникают зоны концентрации продольных и поперечных напряжений. Сварной шов как конструктивный элемент трубопровода является концентратором напряжений в 1,5 - 1,6 раза. Дефектный сварной шов увеличивает напряжения более, чем в 2 раза.

Как правило, старение металла приводит к росту напряжений, возникновению и развитию дефектов и предрасположенности к разрушению.

В результате компьютеризированной обработки и расшифровки полученной информации на графике-магнитограмме трубопровода выявляется местоположение участков с аномалиями магнитного поля, сопряженными с зонами отклонения уровня напряженно-деформированного состояния от фоновых значений - зонами дефектов.

Типы выявляемых дефектов:

трещиноподобные дефекты (закат, плена, риски, трещины КРН); дефекты сварных швов, локальные коррозионные язвы; изменения толщины стенок труб; вмятины, гофры; отклонения от проектной оси залегания.

Параметры выявляемых дефектов:

Минимальная длина - от 10 мм

выявляемого дефекта

Раскрытие выявляемого дефекта - 300 мкм

Глубина выявляемых дефектов - начиная с 5 % от толщины стенки трубы

Погрешности определения:

Глубины поверхностных трещин - 50 %

Погрешность определения потери - 30 %

толщины стенки трубы

Требования к контролируемой поверхности:

обнаружение дефектов и изменения потери площади сечения трубы возможно бесконтактно в рабочем режиме эксплуатации, с неудаленным изоляционным покрытием и при наличии объемных продуктов коррозии.

Расстояние между магнитометром и трубопроводом (отклонения от оси, глубина заложения):

1,5÷3 диаметра трубы в горизонтальной плоскости и до 15-ти диаметров по глубине залегания зависимости от рабочего давления. Конструкция дефектоскопа позволяет отслеживать ось трубопровода и глубину заложения.

Регистрация данных:

первичная информация отображается на табло и записывается в память прибора с шагом 0.25 м. Емкость памяти накопителя достаточна для непрерывной записи информации на 30 км трассы. Имеется съемные внешние носители (флэш-память).

Технические характеристики:

Габаритные размеры: - 230×600×130 мм

Подключение IBM PC: - через интерфейс RS- 232

Скорость контроля: - до 2 м/с

Шаг сканирования: - от 0.1 м

Диапазон рабочих температур: - от - 15 °С до + 40 °С

Диаметры обследуемых трубопроводов: - 56÷1420 мм

Толщина стенок трубы: - 2,8 ... 22 мм

Класс защиты внешней оболочкой: - IP-66

Масса магнитного дефектоскопа МБС-04 СКИФ: - 4.9 кг

Электропитание: аккумуляторные батареи PS1212 или аналогичные, внешний источник постоянного тока напряжением от 9 до 12В

Время непрерывной работы - не менее 8 часов