Cтраница 2
Один раз в 5 лет баллоны подвергают техническому освидетельствованию, которое заключается в детальном осмотре их внутренней и наружной поверхностей и гидравлическом испытании полуторным рабочим давлением. При осмотре поверхности выявляют трещины, вмятины, плены, коррозионные повреждения стенок. Бал лоны выбраковывают, если обнаруживают трещины, вмятины, отдулины, раковины и риски глубиной более 10 % от номинальной толщины стенки, а также надрывы и выщербления, износ резьбы горловины, отсутствие паспортных данных, косую или слабую приварку башмака. [16]
На стенках труб при эксплуатации нефтепроводов относительно часто встречается сплошная ( равномерная и неравномерная), местная ( точечная или питтинговая, в виде отдельных пятен, язв и т.п.) и межкристаллитная коррозия. Анализ причин аварийных отказов нефтепроводов позволяет сделать вывод, что при недостаточно хорошей защите коррозионные дефекты часто становятся очагами разрушения металла труб. На стенке трубы они образуются по нижней образующей. Было установлено, что примерно 85 % всех утечек нефти, случившихся по причине появления коррозионных повреждений стенки труб, произошло по коррозионным язвам ( свищам), диаметр которых в пределах 2 - 5 мм. [17]
При обнаружении повреждения изоляции, недостаточной толщины, отсутствия прилипаемости или электрической сплошности изоляционное покрытие проверяют на всей поверхности и восстанавливают в местах повреждений. Результаты проверки и ремонта изоляции оформляют актом. При техническом освидетельствовании резервуарных установок необходимо проверить исправность контактов на контуре заземления с выборочным вскрытием грунта и осмотром состояния заземлений. При проверке общее сопротивление заземлителей растеканию тока не должно превышать 10 Ом. При внутреннем осмотре основное внимание уделяется выявлению коррозии металла, трещин, вспучин, дефектов сварных швов. Самым опасным коррозионным повреждением стенок резервуара является расслоение металла в результате воздействия сероводорода, содержащегося в сжиженном газе. Многолетний опыт эксплуатации показал, что коррозионные повреждения внутренних поверхностей резервуара происходят в нижней части и в местах опор. Трещины, возникающие чаще в местах загибов отбортовок, приварки опор, а также выпучин и пузырей, выявляются непосредственным осмотром с помощью лупы с предварительной зашлифовкой мест осмотра. [18]
Трубопроводы в Северной Америке подвергаются тщательной радио-графическотйн ультразвуковой дефектоскопии. Радиографию используют для обнаружения такц объемных дефектов, как пористость и пузырьковые включения. При строительстве с помощью ультразвука определяют дефекты типа трещин. В режиме эксплуатации предпочтение отдается магнитным дефектоскопам, перемещаемым перекачиваемой средой от одной станции к другой. Наиболее известными производителями таких устройств являются фирмы Pipetronix ( прежде фирма Ipel Корр), British Gas, Tuboscope и Vetco. Магнитные дефектоскопы позволяют при малых эксплуатационных расходах выявлять коррозионные повреждения стенок трубы на больших расстояниях, но нужно иметь в виду, что они малочувствительны к трещинам. [19]