1.2.7 Разрешающая способность и минимальные размеры выявляемых дефектов

Минимальные размеры дефектов, выявляемых с 95-процентной вероятностью, определяются относительно толщины стенки трубы «δ» в трехмерных координатах (длина × ширина × глубина) и являются следующими:

• питтинговая коррозия – 0,5δ × 0,5δ × 0,2δ;

• общая коррозия - 3δ ×3δ × 0,1δ;

• продольные трещины - 3δ × 0δ × 0,2δ;

• поперечные трещины - 0δ × 3δ × 0,2δ;

• продольные канавки - 3δ × 1δ × 0,1δ;

• поперечные канавки - 1δ × 3δ × 0,1δ;

• дефекты продольных / кольцевых сварных швов (длина × глубина) -

3δ × 0,2δ.

Погрешность измерения пройденного пути - 0,1%.

Погрешность измерения длины трубы – 0,1%.

1.2.8 Состав полного отчета о результатах инспекции

Обработка, интерпретация и представление результатов обследования осуществляются высококвалифицированным персоналом с помощью комплекса информационно- аналитических компьютерных систем и физико-математических методов для выявления, распознавания, оценивания размеров и расположения зарегистрированных особенностей, аномалий, дефектов и т.д.

Результаты обследования в отчете представляются в соответствии с рекомендациями международного стандарта «Specifications and requirements for intelligent pig inspection of pipelines», «Shell International»,Ver. 2.1,06.11.1998.

Заключительный отчет содержит все цифровые и графические материалы согласно стандарта «Shell International»,Ver. 2.1, 06.11.1998.

Полный отчет о результатах инспекции содержит:

• информацию по используемому оборудованию и технологии

обследованного участка МГ;

• результаты внутритрубной инспекции;

• статистический анализ результатов внутритрубной инспекции;

• анализ оценки опасности выявленных дефектов;

• рекомендации по дальнейшей эксплуатации обследованного участка МГ;

• графики движения (см. фрагмент графика приложение Б) внутритрубных снарядов-дефектоскопов по трассе;

• таблицу реперных точек – список маркеров, крановых узлов, отводов, тройников;

• таблицу элементов обустройства и особенностей газопровода – изменение типа труб (спиральношовные – прямошовные, прямошовные – спиральношовные), патроны под дорогами, пригрузы, тройники, отводы-врезки, заварки технологических отверстий;

• трубный журнал с измеренными длинами и толщинами трубных секций, расстояниями до кольцевых сварных стыков;

• таблицу результатов обследования – список выявленных дефектов с указанием расположения, размеров и идентификацией (коррозионные дефекты, механические повреждения, вмятины, гофры, несовершенства сварных соединений и т.д.);

• масштабную схему (см. фрагмент схемы приложение В) газопровода с указанием всех труб, расположения реперных точек, элементов обустройства, выявленных дефектов;

• детализированную информацию по каждой трубе с выявленными дефектами (см. приложение Г);

• статистическое представление результатов обследования – распределения по видам и размерам, расположению выявленных дефектов.

В начале каждого раздела отчета приводятся перечень условных обозначений и необходимые пояснения по представляемым данным. Отчет

предоставляется как в бумажном, так и электронном виде на компакт-диске.