Cтраница 2
В мае 1993 г. при АК Транснефть создан Центр технической диагностики ( АО ЦТД Диаскан) и уже по состоянию на 01.05.95 г. приборное обследование прошли более 20 тыс. км магистральных нефтепроводов. По результатам полученных данных составлен и одобрен Советом директоров АК Транснефть План капитального ремонта, реконструкции и технического перевооружения объектов нефтепроводного транспорта на 1995 год. Аналогичная программа составлена на 1996 - 5 - 2000 годы. А уже по состоянию на 01.07.97 г. профилемером Калипер обследовано 35500 км и дефектоскопом Ультраскан - 14400 км магистральных нефтепроводов, что составляет 75 % и 30 % соответственно от общей протяженности линий диаметром 426 - 1 - 1220 мм. Решается вопрос приобретения дефектоскопов для определения продольных трещин в теле трубы и сварных швах. [16]
В мае 1993 г. при АК Транснефть создан Центр технической диагностики ( АО ЦТД Диаскан) и уже по состоянию на 01.05.95 г. приборное обследование прошли более 20 тыс. км магистральных нефтепроводов. По результатам полученных данных составлен и одобрен Советом директоров АК Транснефть План капитального ремонта, реконструкции и технического перевооружения объектов нефтепроводного транспорта на 1995 год. Аналогичная программа составлена на 1996 2000 годы. А уже по состоянию на 01.07 97 г. профилемером Калипер обследовано 35500 км и дефектоскопом Ультраскан - 14400 км магистральных нефтепроводов, что составляет 75 % - и 30 % соответственно от общей протяженности линий диаметром 426 - 5 - 1220 мм. Решается вопрос приобретения дефектоскопов для определения продольных трещин в теле трубы и сварных швах. [17]
Данная методология позволяет по интегральному показателю степени опасности стресс-коррозии выявить на технологическом трубопроводе компрессорной станции наиболее опасные участки в отношении стресс-коррозии, на которых выполняется шурфование трубопровода для приборного обследования с целью выявления стресс-коррозионных трещин. [18]
Если при обследовании газопроводов, срок службы которых 25 лет и более, не обнаружено серьезных дефектов и дано заключение о возможности их дальнейшей эксплуатации, то эти газопроводы должны подвергаться приборному обследованию ( проверка плотности и состояние изоляции) в срок не более чем через три года со дня последнего обследования. [19]
Для визуальной проверки состояния покрытия на каждые 500 м обследуемого газопровода, а также на газопровод длиной менее 500 м должно быть отрыто не менее одного контрольного шурфа длиной 1 5 - 2 м в месте наибольшего повреждения изоляционного покрытия, обнаруженном при приборном обследовании. [20]
Герметичность ветхих газопроводов, разводок от установок сжиженного газа и тупиковых газопроводов определяют путем опрессовки воздухом аналогично испытаниям газопроводов на плотность. Результаты приборного обследования оформляют специальным актом проверки состояния изоляционного покрытия и плотности газопровода приборным методом. [21]
Обобщенный показатель фактора риска в отношении стресс-коррозии определяется как сумма отдельных показателей по отдельным факторам. В местах расположения труб с наибольшими значениями интегрального показателя фактора риска следует проводить шурфование трубопровода для приборного обследования с целью выявления трещин КРН. [22]
Периодическое приборное обследование газопроводов проводят не реже 1 раза в 5 лет. Однако газопроводы со сроком эксплуатации более 25 лет, техническое состояние которых после обследования и проведенных ремонтов признано удовлетворительным, следует подвергать приборному обследованию не реже 1 раза в 3 года. Если техническое состояние газопроводов признано недостаточно надежным, то периодичность приборного обследования до их ремонта или замены должна быть не реже 1 раза в 1 - 2 года, а периодичность обхода - пересмотрена. [23]
Периодическое приборное обследование газопроводов проводят не реже 1 раза в 5 лет. Герметичность ветхих газопроводов, разводок от установок сжиженного газа и тупиковых газопроводов определяют путем опрессовки воздухом аналогично испытаниям газопроводов на плотность. Результаты приборного обследования оформляют специальным актом установленной формы. [24]
Периодическое приборное обследование газопроводов проводят не реже 1 раза в 5 лет. Однако газопроводы со сроком эксплуатации более 25 лет, техническое состояние которых после обследования и проведенных ремонтов признано удовлетворительным, следует подвергать приборному обследованию не реже 1 раза в 3 года. Если техническое состояние газопроводов признано недостаточно надежным, то периодичность приборного обследования до их ремонта или замены должна быть не реже 1 раза в 1 - 2 года, а периодичность обхода - пересмотрена. [25]