Составление программы обследования магистрального газопровода тепловым методом неразрушающего контроля газопровода "СРТО–Торжок"

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра транспортировки нефти и газа

КУРСОВАЯ РАБОТА

Составление программы обследования магистрального газопровода тепловым методом неразрушающего контроля газопровода «СРТО-Торжок»

Мишарина А.А.

Санкт-Петербург 2021



Введение

На сегодняшний день, практически в каждом доме есть газ. Общая протяженность газопроводов в России составляет 172,6 тыс. км. Каждую трубу надо проверять на дефекты, потому что иначе могут произойти необратимые последствия. Для контроля используют различные неразрушающие методы, один из них - тепловой метод неразрушающего контроля.

Тема работы: «Составление программы обследования магистрального газопровода магнитным тепловым методом газопровода «СРТО - Торжок»».

Цель работы: проведения ВИК и тепловой диагностики для составления программы обследования магистрального газопровода.

Задачи:

1. Рассмотреть выбранный магистральный газопровод;

2. Провести визуальный контроль линейной части газопровода;

3. Провести диагностику газопровода тепловым методом;

4. Составление программы обследования магистрального газопровода тепловым методом;

Объект работы: магистральный газопровод «СРТО - Торжок» в городе Усинск.

Предмет работы: тепловизор.



1. Характеристика газопровода

Магистральный газопровод «Северные районы Тюменской области (СРТО) -- Торжок» построен для транспортировки газа из Надым-Пур-Тазовского региона.

Газопровод «СРТО -- Торжок» стал важной частью многониточной газотранспортной системы «Уренгой -- Надым -- Перегребное -- Ухта -- Торжок». Основная цель реализации проекта -- увеличение поставок газа потребителям Северо-Западного региона России, а также обеспечение экспортных поставок по газопроводу «Ямал -- Европа».

Трасса газопровода пролегает от Уренгойского месторождения в Западной Сибири до г. Торжка, где находится одна из узловых точек Единой системы газоснабжения России.

Протяженность газопровода -- 2200 км. Количество компрессорных станций --13 (общей мощностью 968 МВт). Проектная производительность -- 20,5-28,5 млрд куб. м в год на различных участках.

Строительство газопровода началось в 1995 году. Ввод в эксплуатацию линейной части газопровода завершен в 2006 году.

Диаметр труб составляет 1420 миллиметров. Давление 7,5 МПа. Газопровод наземный. Марка стали газопровода Ст2, толщина стенки 19,6 мм.

Для проверки трубопровода на дефекты берется линейный участок длиной 1 километр. Проведем проверку газопроводных труб, пролегающих через леса и болота Усинского района.

Основные работы и конструкции, подлежащие контролю качества при ремонте магистральных газопроводов в условиях обводненной и заболоченной местности:

- инженерная подготовка трассы подъездных и вдоль трассовых дорог, промплощадок;

- разработка траншей;

- водоотлив и осушение траншеи и места производства ремонтных работ;

- освидетельствование и отбраковка труб;

- вырезка отбракованных труб и "катушек";

- сварочные работы;

-погрузо-разгрузочные работы, транспортировка труб, балластирующих устройств и материалов, привозного грунта, арматуры, соединительных деталей;

- изоляционное покрытие труб с заводской изоляцией при погрузо-разгрузочных работах, складировании, транспортировке и выполнении строительно-монтажных работ;

- сварные соединения, контролируемые неразрушающими методами;

- очистные, изоляционные и укладочные работы;

- ремонт переходов через естественные и искусственные препятствия;

- балластировка и закрепление трубопроводов;

- засыпка траншеи и рекультивация;

- проведение испытаний отремонтированного газопровода.

Рисунок 1. Расположение газопровода в заболоченной местности



Рисунок 2. Расположение газопровода в лесах

Визуальный и измерительный контроль линейной части газопровода.

Визуальный и измерительный контроль (ВИК) относится к числу наиболее дешевых, быстрых и в тоже время информативных методов неразрушающего контроля. Данный метод является базовыми и предшествует всем остальным методам дефектоскопии.

ВИК осуществляют в целях выявления ненормативных соединительных элементов, недопустимых видимых дефектов или косвенных признаков дефектов и отказов (утечек, запаха, "потения" материала - выступания на наружной поверхности трубопроводов капель жидкости).

Визуальный и измерительный контроль может проводиться с применением простейших измерительных средств, в том числе невооруженным глазом или с помощью визуально-оптических приборов до 20ти кратного увеличения, таких как лупы, эндоскопы и зеркала. ВИК включает в себя просмотр поверхности трубопровода на расстоянии не более чем 0,6 м и под углом не менее 30°.

Несмотря на техническую простоту, основательный подход к проведению визуального контроля, предусматривает разработку технологической карты - документа, в котором излагаются наиболее рациональные способы и последовательность выполнения работ.

Подготовка контролируемых поверхностей проводится подразделениями организации, выполняющей работы по визуальному и измерительному контролю, а в процессе эксплуатации технических устройств и сооружений - службами организации, которой принадлежит контролируемый объект. Подготовка контролируемых поверхностей в обязанности специалиста по контролю не входит.

Перед проведением визуального и измерительного контроля поверхность трубопровода в зоне контроля подлежит зачистке до чистого металла от ржавчины, окалины, грязи, краски, масла, влаги, шлака, продуктов коррозии и других загрязнений, препятствующих проведению контроля (на контролируемых поверхностях допускается наличие цветов побежалости, в случаях, когда это оговорено в производственно-технической документации).

Для принятия решений по оценке качества труб в комиссию должны быть представлены ведомости дефектов труб, подписанные специалистами, выполнявшими обследование, с приложением копий квалификационных удостоверений специалистов по применявшимся видам неразрушающего контроля и свидетельства об аттестации лаборатории неразрушающего контроля.

Трубы делят на оставляемые в газопроводы и вырезаемые.

После внешнего осмотра и измерений были выявлены следующие дефекты:

- стресс-коррозия - коррозионно-механическое разрушение катодно-защшценных труб с нарушенной изоляцией с механизмом активного анодного растворения;



Рисунок 3. Пример стресс-коррозии на стальной трубе

- вмятина - местное изменение формы поверхности трубы, не сопровождающееся утонением стенки;

Рисунок 4. Пример вмятины на стальном трубе

- гофр - нарушение формы сечения трубы в результате потери местной устойчивости стенки трубы, когда при изгибе трубопровода в сжатой зоне развиваются чрезмерные пластические деформации.



Рисунок 5. Пример гофр на стальной трубе

Все дефекты помечаются на трубопроводе для измерения и аналитики их допустимости.

Глубина стресс-коррозионного дефекта не превышает 20% стенки трубы. Наличие дефекта обуславливается расположением газопровода в болотистой местности с неблагоприятными погодными условиями.

Глубины вмятин не превышают 3% диаметра труб и не находятся в зоне сварных швов.

Величины гофр не превышают 1% диаметра труб и не находятся в зоне сварных швов.

Дефектов сварных швов не обнаружено.

Оценку качества труб (основного металла и заводских швов) выполняют в два этапа:

1 этап - разделение всех труб на трубы, оставляемые в газопроводе (категория А1), и трубы, вырезаемые из газопровода (категории А2, A3 и Б), по нормам оценки качества, приведенным в приложении 3;

2 этап - разделение вырезанных труб по категориям А2, A3 и Б по нормам оценки качества, приведенным в приложении 4.



2. Составление программы обследования газопровода

Методы теплового вида контроля основаны на взаимодействии теплового поля объекта с термометрическим чувствительным элементом (термопарой, болометром, термоиндикатором и т.д.), преобразовании параметров поля (интенсивности, температурного градиента, контраста лучистости и др.) в параметры электрического или другого сигнала и его передаче на регистрирующий прибор.

Тепловой метод контроля (инфракрасная термография) - это дистанционный метод получения термограммы - изображения в инфракрасных лучах (рисунок 6), показывающего картину распределения температурных полей на поверхности контролируемого объекта с помощью специального прибора - тепловизора.

Рисунок 6. Место ИК в спектре электромагнитного излучения: 1-Рентгеновские лучи; 2-Ультрафиолет; 3-Видимая часть спектра; 4-Инфракрасный диапазон; 5-Микроволны; 6-Радиоволны

По ГОСТ 18353-79 «Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов» методы теплового контроля классифицируются на:

По характеру взаимодействия физических полей с контролируемым объектом:

Тепловой контактный - метод неразрушающего контроля, основанный на регистрации теплового потока, получаемого контролируемым объектом при непосредственном контакте с источником тепла;

Конвективный - метод неразрушающего контроля, основанный на регистрации теплового потока, передаваемого контролируемому объекту в результате процесса конвекции;

Собственного излучения - метод неразрушающего контроля, основанный на регистрации параметров собственного излучения контролируемого объекта.

По первичному информативному параметру:

Термометрический - метод неразрушающего контроля, основанный на контактной или дистанционной регистрации температуры контролируемого объекта;

Теплометрический - метод неразрушающего контроля, основанный на регистрации теплового потока, либо величин его определяющих.

Первичный информативный параметр - одна из основных характеристик физического поля или проникающего вещества, регистрируемая после взаимодействия этого поля или вещества с контролируемым объектом.

По способу получения первичной информации:

Пирометрический;

Жидких кристаллов;

Термокрасок;

Термобумаг;

Термолюминофоров;

Термозависимых параметров;

Оптический интерференционный;

Калориметрический.

Первичная информация - совокупность характеристик физического поля или проникающего вещества, регистрируемая после взаимодействия этого поля или вещества с контролируемым объектом.

Так же методы теплового контроля делятся на пассивные и активные:

При пассивном методе теплового контроля объект не подвергают воздействию от внешнего источника энергии.

При активном контроле объект подвергают воздействию от внешнего источника энергии.

Для проверки качества труб линейной части магистрального газопровода применяется пассивный, бесконтактный метод диагностики - термография. В качестве оборудования используется тепловизор - устройство для наблюдения за распределением температуры исследуемой поверхности.

Рисунок 7. Пример современного тепловизора

Распределение температуры отображается на дисплее (или в памяти) тепловизора как цветовое поле, где определённой температуре соответствует определённый цвет. Как правило, на дисплее отображается диапазон температуры видимой в объектив поверхности.

Все объекты, температура которых выше абсолютного нуля (0 К = -273.15°C), излучают инфракрасные волны. Человеческий глаз не способен увидеть инфракрасное излучение.

Металлы, особенно материалы с блестящей поверхностью, обладают низкой излучательной способностью, которая может меняться в зависимости от температуры.

Поэтому вручную задаем коэффициент излучения в тепловизоре.

Тепловизионное обследование нефтегазового оборудования позволяет выявить:

- места утечек газа;

- повреждение изоляции трубопроводов;

- дефекты стенок резервуаров;

- определение утечек и мест разлива нефти;

- определение уровня жидкости в резервуаре.

Преимущества тепловизионного обследования:

Наглядность. Для понимания термограмм не требуется никакой специальной подготовки.

Оперативность. Всю информацию прибор отображает в реальном времени.

Точность. У любого скрытого дефекта существует тепловое проявление, которое будет выявлено.

Достоверность данных. Прибор показывает только то, что видит. Он не способен что-либо скрыть или добавить к увиденному.

Безопасность при проведении обследования оборудования.

Предотвращение аварий и повреждений оборудования.

Большой объём выполняемых работ за единицу времени.

Быстрая окупаемость. Экономический эффект теплового обследования многократно превышает затраты на ее проведение.

Бесконтактность и дистанционность процесса контроля. Регистрирующая аппаратура расположена на расстоянии нескольких метров от объекта.

Мобильность аппаратуры. Приборы имеют малые габариты и вес, что упрощает процесс проведения обследования.

Независимость от размеров объекта. Возможность обзора одним и тем же прибором малых (размером до нескольких сантиметров) и очень больших (размером до сотен метров) объектов.

Неразрушающий метод обследования. Для выполнения тепловизионной съемки не требуется демонтировать элементы конструкций или отделки.

Недостатки тепловизионного контроля как метода НК связаны в основном с условиями окружающей среды.

Идеальными условиями для проведения измерений являются:

Устойчивые погодные условия;

Значительная облачность до и во время проведения измерений (относится только к измерениям на открытом воздухе);

Отсутствие прямых солнечных лучей до и во время измерения;

Отсутствие осадков;

Сухая и не подверженная источникам помех поверхность измеряемого объекта (например, без листвы или опилок на поверхности);

Отсутствие ветра или сквозняка;

Отсутствие источников помех на пути передачи ИК излучения или в измерительной среде.

Необходимость постоянной оценки состояния изоляционного покрытия продиктована стратегическим назначением большинства магистральных и технологических трубопроводов нефти и газа и распространяется на целый ряд объектов:

- отработавших более 5 лет в зонах с высокой коррозионной агрессивностью грунтов;

- эксплуатирующихся более 10 лет независимо от условий эксплуатации;

- выработавших назначенный ресурс согласно проектной документации;

- трубопроводов после аварии и проведения ремонтно-восстановительных работ.

Для провидения контроля трубопровода можно воспользоваться авиацией, чтобы охватить сразу весь участок длиной в километр. Это очень удобно для труб, находящихся в труднодоступных местах.

С помощью тепловизора можно определить утонение стенки. Если присмотреться на тепловую диаграмму, можно заметить разницу температур.

Рисунок 8. Контроль трубопровода с вертолета

По результатам проверки не обнаружено ни нарушений изоляции, ни утечек газа. Критических изменений температуры с помощью тепловизора не обнаружено.

При расшифровке данных на участке было обнаружено утонение стенки газопровода. Чтобы проанализировать данный геометрический дефект, необходимо произвести расчет допускаемого утонения стенки трубы газопровода:

где - номинальная толщина стенки трубы, мм;

- рабочее давление на участке газопровода, МПа;

- внутренний диаметр трубы, мм;

укц - допускаемые кольцевые напряжения, определяемые по формуле:

где m - коэффициент условий работы трубопровода, принимаемый в соответствии с табл. 1 СНиП 2.05.06-85 в зависимости от категории трубопровода и его участка. Для категории III (c диаметром менее 1200) m=0,9;

kн - коэффициент надежности по назначению трубопровода, принимаемый по табл. 11 СНиП 2.05.06-85. При внутреннем давлении 5,4 МПа и условном диаметре трубопровода 820 мм kн= 1,00;

R2н - предел текучести металла для марки стали типа импорт равен 392,0 МПа

Таким образом:

При фактическом утонении равном 0,89 мм.



3. Выбор тепловизора

Первое, с чем нужно определиться -- это с видом газа, утечку которого предполагается детектировать. Для повышения видимости определенных газов на газодетекторные камеры устанавливается фильтр, ограничивающий диапазон спектральной чувствительности. Спектры поглощения большинства используемых в промышленности газов лежат в двух окнах: 3,2-3,5 мкм и 10,2-10,5 мкм.

Тепловизор с чувствительностью в диапазоне 3,2-3,5 мкм подойдет для регистрации утечек:

Бензола;

Этанола;

Этилбензола;

Гептана;

Изопрена;

МЕК;

МИБК;

и других газов.

Тепловизор с чувствительностью в диапазоне 10,2-10,5 мкм подойдет для регистрации утечек:

SF6;

Аммиака;

Этилена;

Фреона 11 и 12;

Ацетилхлорида;

Фурана;

Гидразина;

и других.

С типом матрицы все проще: большинство представленных на рынке моделей оснащены QWIP-детекторами. Альтернативой им являются КРТ-устройства. Но из-за более сложной эксплуатации и более высокой стоимости они существенно уступают по распространенности. Устройства на квантовых ямах имеют более низкую эффективность преобразования и более высокую чувствительность к темновому току, однако для эффективного обнаружения утечек газа их характеристик достаточно.

Поле зрения влияет на размер контролируемой области. Если вам необходимо наблюдать за относительно большим помещением, стоит обратить внимание на этот параметр.

Фокусное расстояние влияет на дистанцию, с которой можно обнаружить утечку. Для большинства представленных на рынке моделей фокусное расстояние колеблется между 0,25 и 0,8 м.

Также стоит обратить внимание на дополнительные возможности: наличие дисплея, возможности записи информации на сменный носитель, совместимость сохраняемых данных со стандартными форматами и другие.

Тепловизионная камера модели GF706 предназначена для быстрой регистрации утечек SF6 и имеет диапазон спектральной чувствительности 10,3-10,7 мкм с пиком на 10,55 мкм.

Она оснащена охлаждаемым QWIP-детектором с разрешением 320х256 пикселей, видеокамерой с разрешением 5 Мп, цветным OLED микродисплеем и 5-дюймовым LCD-экраном.

Преимущества тепловизионной камеры модели GF706:

Адаптивные пассивные технологии тепловидения, может точно находить место утечки на больших расстояниях без остановки рабочего цикла объекта.

Использованы охлаждаемые датчики QWIP, наслаждайтесь превосходным качеством изображения и точным измерением температуры.

Есть функции записи голоса и видео.

HD OLED видоискатель, в сочетании с 5" сенсорным поворотным экраном.

Нет необходимости в конкретном фоне или во вспомогательном освещении, подходит для многих условий проверки.

Небольшой размер, легкий вес и простота в эксплуатации, удобен для работы одного термографиста.



Заключение

коррозия температурный изоляция анодный

Составлена программа обследования тепловым методом на магистральном газопроводе «СРТО - Торжок», первым этапом которой является проведение визуального контроля линейной части газопровода и сварных швов. После этого приступают к проведению теплового контроля.

Проверка газопровода показала, что все дефекты незначительны. Ремонт и замена труб не требуются. Но дефекты учтены и за ними будет контроль, потому что состояние таких труб может.

На сегодняшний день тепловизоры являются самым надежным и эффективным способом обнаружения утечек. Традиционные методы также обладают рядом преимуществ и в сочетании с инфракрасным детектированием способны свести вероятность серьезной аварии к минимуму.

У теплового метода контроля быстрая окупаемость, не требует расчетов и показывает быстрый результат.



Литература

1. Каневский, И.Н., Сальникова, Е.Н. Неразрушающие методы контроля: учебное пособие. - Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2007. - 243 с.

2. ГОСТ 23483-79 «Контроль неразрушающий. Методы теплового вида. Общие требования»: [сайт]. - URL: https://docs.cntd.ru/document/1200122219 (дата обращения: 31.10.2021). - Текст: электронный;

3. Постановление Об утверждении "Инструкции по визуальному и измерительному контролю". Общие требования»: [сайт]. - URL: https://docs.cntd.ru/document/901865879?marker=6540IN (дата обращения: 31.10.2021). - Текст: электронный;

4. Тепловизионные камеры для поиска утечки газов. Общие требования»: [сайт]. - URL: https://lasercomponents.ru/blog/teplovizionnye-kamery-na-baze-qwip-detektorov-dlya-poiska-utechek-gaza/ (дата обращения: 01.11.2021). - Текст: электронный;

5. Приборы и методы контроля газопроводов. Общие требования»: [сайт]. - URL: http://gazdiagnoz.narod.ru/gaz011.html (дата обращения: 02.11.2021). - Текст: электронный;

6. Газпром Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов. Общие требования»: [сайт]. - URL: https://docplan.ru/Data2/1/4293824/4293824031.htm#i365086 (дата обращения: 01.11.2021). - Текст: электронный;

7. Газпром. Газопровод «СРТО - Торжок». Общие требования»: [сайт]. - URL: https://www.gazprom.ru/projects/srto-torzhok/ (дата обращения: 02.11.2021). - Текст: электронный;



Приложение 1

Карта расположения газопровода «СРТО-Торжок»

Рисунок 9



Приложение 2

Расположение компрессорных станций газопровода «СРТО-Торжок»

Рисунок 10



Приложение 3

Табл. 1. Нормы оценки качества труб и гнутых отводов в нитке газопровода (первый этап оценки качества)

№ нормы	Оцениваемые дефекты	Нормы оценки качества труб и гнутых отводов
1	Отдельные или взаимодействующие поверхностные дефекты (кроме стресс-коррозионных дефектов)	глубина дефекта превышает 50 % толщины стенки трубы
2		дефект в зоне сварного шва (на расстоянии менее 200 мм от шва) имеет глубину свыше 20 % толщины стенки трубы1
3		после вышлифовки дефекта толщина продольного или спирального сварного шва (без учета снятия усиления шва) уменьшится более, чем на 2 % на длине не более 1000 мм
4		после вышлифовки дефекта образуется выемка, имеющая размеры, для которых расчетный прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы меньше 15 лет
5		расчетное максимальное испытательное давление трубы меньше давления, создаваемого в трубе при проведении гидравлического испытания участка газопровода1, 2
6	Отдельные или взаимодействующие стресс-коррозионные дефекты	глубина дефекта превышает 20 % толщины стенки трубы
7		после вышлифовки дефекта толщина продольного или спирального сварного шва (без учета снятия усиления шва) уменьшится более, чем на 2 %1 на длине не более 1000 мм
8		после вышлифовки дефекта образуется выемка, имеющая размеры, для которых расчетный прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы меньше 15 лет1, 2
9		расчетное максимальное испытательное давление трубы меньше давления, создаваемого в трубе при проведении гидравлического испытания участка газопровода1, 2
10	Вмятины	глубина вмятины превышает 3 % диаметра трубы
11		вмятина находится на участке категории В
12		вмятина в зоне сварного шва (на расстоянии менее 150 мм от шва) имеет глубину более 2 % диаметра трубы
13		в площади вмятины и близлежащей зоне 150 мм обнаружены дефекты стенки трубы любого происхождения (трещины, царапины, задиры, утонения стенки коррозионного или иного происхождения и др.)
14		края вмятины не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью трубы (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения)
15	Гофры	высота гофра превышает 1 % диаметра трубы
16		гофр находится на участке категории В
17		гофр находится в зоне сварного шва (на расстоянии менее 150 мм от шва)
18		в площади гофра и близлежащей зоне 150 мм обнаружены дефекты стенки трубы любого происхождения (трещины, царапины, задиры, утонения стенки коррозионного или иного происхождения и др.)
19		края гофра не имеют плавного сопряжения с основной поверхностью трубы (имеют место изломы поверхности на границе сопряжения)
20	Отдельные или взаимодействующие внутренние дефекты продольного или спирального сварного шва	дефект имеет размеры, для которых расчетный прогнозируемый срок безопасной эксплуатации трубы меньше 15 лет1, 2
21		расчетное максимальное испытательное давление трубы меньше давления, создаваемого в трубе при проведении гидравлического испытания участка газопровода1, 2
22	Совокупность дефектов трубы или катушки	суммарная приведенная длина дефектов3 превышает 30 % длины трубы (катушки) и имеет значение не менее 3 м
23	Совокупность дефектов двух и более труб или СДТ	имеется труба, подлежащая замене по критериям №№ 1 - 22, а суммарная приведенная длина дефектов3 остальных труб или СДТ превышает 20 % их длины



Приложение 4

Акт проведения проведения тепловой дефектоскопии

УТВЕРЖДАЮ «30» октября 2021г.

АКТ №

проведения теплового контроля

В порядке проведения работы проведена дефектоскопия объекта:

участка магистрального газопровода длиною 1 км

Дефектоскопия объекта проведена «30» октября 2021 г. в г. Усинск

Используемые для проведения дефектоскопии приборы:

тепловизионная камера модели GF706

РЕЗУЛЬТАТЫ ИСПЫТАНИЙ: по результатам проверки не обнаружено ни нарушений изоляции, ни утечек газа.

ВЫВОДЫ: замена и ремонт труб не требуются

Подписи членов комиссии:



Приложение 5

Табл. 2. Технологическая карта теплового метода неразрушающего контроля

Наименование объекта	Магистральный газопровод «СРТО - Торжок»
Цель контроля	Тепловое техническое диагностирование линейной части магистрального газопровода
Нормативные документы	ГОСТ 23483-79 «Контроль неразрушающий. Методы теплового вида. Общие требования»
Условия проведения контроля	Наличие схемы трубопровода и спецификации
Объект контроля	Магистральный газопровод
Объем контроля	Внутренняя сторона газопровода
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ
Тепловизор
ПРОВЕДЕНИЕ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ
Наименование операции	Основные требования	Оборудование и инструмент
Обеспечение точки обзора для проведения контроля	Требований нет	-вертолет
Поиск дефектов	Тепловизор должен обнаруживать и правильно распознавать следующие дефекты и особенности трубопровода: нарушение изоляции; утечка газа.	- тепловизор

Размещено на Allbest.ru

...