Проведение какого вида работ не предусматривается при техническом диагностировании трубопроводов
РУКОВОДСТВО ПО БЕЗОПАСНОСТИ
«ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ТРУБОПРОВОДОВ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ И НЕФТЕПРОДУКТОПРОВОДОВ»
Руководство по безопасности «Техническое диагностирование трубопроводов линейной части и технологических трубопроводов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» разработано в целях содействия соблюдению требований Федеральных норм и правил в области промышленной безопасности «Правила безопасности для опасных производственных объектов магистральных трубопроводов».
В разработке Руководства участвовали М.Н.Казанцев, С.Н.Замалаев, А.А.Новиков (ООО «НИИ Транснефть»), С.А.Жулина, ТА.Кузнецова, В.Л.Титко (Ростехнадзор).
Руководство распространяется на законченные строительством или реконструкцией, находящиеся в эксплуатации или консервации технологические трубопроводы и трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
I. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
* Используется также сокращенная форма «руководство» (Примеч. изд.)
2. Настоящее Руководство по безопасности содержит рекомендации и предусматривает единые подходы к:
видам, периодичности выполнения и составу работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;
организациям и персоналу, проводящим техническое диагностирование магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;
оборудованию, применяемому при проведении технического диагностирования магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов;
соблюдению требований безопасности при выполнении работ по техническому диагностированию магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
3. Настоящее Руководство по безопасности распространяется на технологические трубопроводы и трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов:
законченные строительством или реконструкцией;
находящиеся в эксплуатации;
находящиеся в консервации.
4. Используемые в настоящем Руководстве по безопасности сокращения и их расшифровка приведены в приложении N 1.
5. Используемые в настоящем Руководстве по безопасности термины и их определения приведены в приложении N 2.
II. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ
а) на МТ, законченных строительством:
ВТД (в том числе профилеметрия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;
электрометрическое диагностирование (контроль изоляции методом катодной поляризации) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;
наружное диагностирование методами НК;
б) на МТ, находящихся в эксплуатации:
ВТД (в том числе профилеметрия и дефектоскопия) линейной части и переходов через естественные и искусственные преграды, включая подводные переходы;
наружное диагностирование методами НК КПП СОД, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора нефти (нефтепродуктов) с КПП СОД, надземных трубопроводов обвязки узла пуска/приема СОД, перемычек между трубопроводами и перемычек между основной и резервной ниткой переходов МТ через водные преграды;
измерение глубины залегания МТ и определение планового положения его конструктивных элементов;
электрометрическое диагностирование линейной части МТ;
в) на трубопроводах, находящихся в консервации:
определение планово-высотного положения трубопровода;
г) на основных и вспомогательных технологических трубопроводах НПС:
измерение планового положения и глубины залегания трубопровода и его конструктивных элементов;
электрометрическое диагностирование подземных трубопроводов;
наружное диагностирование методами НК трубопроводов, соединительных, конструктивных деталей, приварных элементов и ремонтных конструкций, емкостей сбора утечек и дренажа от систем сглаживания волн давления.
III. ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ЛИНЕЙНОЙ ЧАСТИ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ, ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ. ВИДЫ ТЕХНИЧЕСКОГО ДИАГНОСТИРОВАНИЯ, ВЫПОЛНЯЕМЫЕ НА ТРУБОПРОВОДАХ, ЗАКОНЧЕННЫХ СТРОИТЕЛЬСТВОМ
7. При техническом диагностировании МТ по завершении строительно-монтажных работ до ввода в эксплуатацию, а также участков с заменой труб после капитального ремонта, рекомендуется выполнять:
очистку полости МТ;
контроль геометрических параметров с применением профилемеров и калибровочных устройств;
электрометрическое диагностирование (электрометрия) состояния изоляционного покрытия МТ методом катодной поляризации;
ВТД линейной части МТ и ППМТ с помощью внутритрубных инспекционных приборов (при наличии в проектной документации).
9. Контроль геометрических параметров русловой части переходов трубопровода через водные преграды, вне зависимости от их протяженности, рекомендуется производить путем пропуска профилемера:
10. ВТД ППМТ рекомендуется производить на участках, проложенных через реку или водоем шириной в межень по зеркалу воды более 10 метров и глубиной свыше 1,5 метра или шириной по зеркалу воды в межень 25 метров и более независимо от глубины.
11. Если ППМТ входит в состав линейной части при условии одновременного строительства линейной части и ППМТ, рекомендуется производить ВТД (в том числе профилеметрию и дефектоскопию) в составе участка линейной части.
12. ВТД участка МТ приборами, которыми не было произведено обследование участка МТ до ввода в эксплуатацию, рекомендуется производить после его ввода в эксплуатацию в срок до одного года. Типы внутритрубных приборов, применяемых для диагностирования, определяет заказчик в задании на диагностирование магистральных трубопроводов.
Состав работ по подготовке к выполнению профилеметрии
13. Рекомендуется следующая последовательность проведения работ по подготовке и выполнению профилеметрии участков МТ, законченных строительством:
проверка состояния изоляции МТ методом катодной поляризации на соответствие сопротивления проектным значениям;
гидроиспытания линейной части МТ и ПП МТ;
монтаж КПП СОД (временных/постоянных) для пропуска ОУ, профилемера, ВИП;
очистка внутренней полости МТ;
14. При положительной температуре воздуха работы по очистке и профилеметрии рекомендуется производить согласно проекту производства работ. При отрицательной температуре воздуха эти работы рекомендуется производить по специальной программе, утвержденной главным инженером эксплуатирующей организации, которая содержит:
теплотехнический расчет параметров испытаний;
требования к организации обязательного контроля температуры воды в МТ во время испытаний;
меры по поддержанию положительной температуры воды в МТ;
мероприятия по предохранению надземных частей МТ и линейной арматуры от замораживания, утеплению и укрытию узлов подключения наполнительных и опрессовочных агрегатов, КПП СОД, сливных патрубков и обвязочных трубопроводов с арматурой;
мероприятия по защите от замерзания измерительных приборов, самописцев и узлов присоединений их к МТ;
мероприятия по дополнительной обваловке уложенного и засыпанного МТ;
мероприятия по освобождению МТ от воды в случае возникновения угрозы ее замерзания.
Рекомендации по временным камерам пуска и приема средств очистки и диагностирования
16. На временных КПП СОД рекомендуется предусматривать технологическую обвязку, обеспечивающую наполнение и слив воды, стравливание воздуха.
17. На патрубках отводов нефти/нефтепродукта временных КПП СОД рекомендуется устанавливать решетки.
18. На обвязке временных КПП СОД рекомендуется применять фасонные изделия заводского изготовления. Не рекомендуется использование ненормативных элементов.
19. Для устойчивого размещения в месте производства работ временные КПП СОД рекомендуется оборудовать опорной рамой.
20. К временным узлам пуска и приема СОД рекомендуется оборудовать подъезды и разворотные площадки для безопасного доступа автомобильного транспорта и грузоподъемных механизмов к КПП СОД.
21. На КПП СОД рекомендуется предусматривать место для подключения кабеля заземления запасовочного лотка.
22. Временные узлы пуска/приема СОД рекомендуется огораживать сигнальной лентой.
Рекомендации по организации и производству работ по очистке магистрального трубопровода после окончания строительно-монтажных работ
Очистку полости ППМТ после проведения контроля качества изоляционного покрытия методом катодной поляризации рекомендуется производить:
25. Перед пропуском ОУ рекомендуется проверить линейные задвижки на полноту открытия.
26. Перед пуском первого ОУ участок МТ рекомендуется заполнять водой в объеме от 0,1 до 0,15 от объема участка.
28. Очистку полости МТ рекомендуется осуществлять путем последовательного пропуска ОУ. Каждое ОУ рекомендуется оснащать передатчиком для определения положения ОУ в МТ.
29. Пропуск ОУ по МТ рекомендуется контролировать на контрольных пунктах бригадами сопровождения. Последовательность контроля рекомендуется определять графиком прохождения ОУ по МТ.
30. Каждую бригаду сопровождения рекомендуется укомплектовывать низкочастотным и акустическим локаторами (по одному) для контроля прохождения ОУ по МТ.
Проведение какого вида работ не предусматривается при техническом диагностировании трубопроводов
Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов
Trunk pipelines for oil and oil products transportation. Technical diagnosis. Main principles
Дата введения 2018-03-01
Предисловие
Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»
Сведения о стандарте
1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт транспорта нефти и нефтепродуктов» (ООО «НИИ ТНН»)
2 ВНЕСЕН Подкомитетом ПК 7 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов» Межгосударственного технического комитета по стандартизации МТК 523 «Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа»
3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 30 июня 2017 г. N 100-П)
За принятие проголосовали:
Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97
Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Госстандарт Республики Беларусь
Госстандарт Республики Казахстан
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Апрель, 2019 г.
Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.
В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает виды, требования и правила технического диагностирования и распространяется на трубопроводы линейной части магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов), законченные строительством, после реконструкции, капитального ремонта, находящиеся в эксплуатации, в консервации и режиме содержания в безопасном состоянии.
1.2 Настоящий стандарт не распространяется:
— на магистральные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы) с многофазным перекачиваемым продуктом (жидкость с газом);
— на магистральные трубопроводы транспортирующие газообразные среды;
— на трубопроводы для транспортирования сжиженных углеводородных газов и их смесей, нестабильного бензина и конденсата нефтяного газа, других сжиженных углеводородов с упругостью насыщенных паров при температуре 20°C свыше 0,2 МПа;
— промысловые, межпромысловые и технологические трубопроводы.
1.3 Настоящий стандарт предназначен для применения организациями:
— эксплуатирующими магистральные нефтепроводы (нефтепродуктопроводы);
— являющимися заказчиками проведения технического диагностирования;
— выполняющими техническое диагностирование магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов);
— проводящими обучение и проверку знаний персонала, выполняющего эксплуатацию, строительство, капитальный ремонт, реконструкцию, техническое диагностирование магистральных нефтепроводов (нефтепродуктопроводов).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:
ГОСТ 9.602 Единая система защиты от коррозии и старения. Сооружения подземные. Общие требования к защите от коррозии
ГОСТ 7512 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 18442 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования
ГОСТ 20415 Контроль неразрушающий. Методы акустические. Общие положения
ГОСТ 21105 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод
В Российской Федерации действует ГОСТ Р 56512-2015 «Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод. Типовые технологические процессы».
ГОСТ 23479-79 Контроль неразрушающий. Методы оптического вида. Общие требования
ГОСТ 25812 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии
В Российской Федерации действует ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии».
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 акустико-эмиссионный контроль: Вид неразрушающего контроля, основанный на анализе параметров упругих волн, возбуждаемых и (или) возникающих в контролируемом объекте.
3.2 верификация: Подтверждение на основе представления объективных свидетельств того, что установленные требования к результатам технического диагностирования были выполнены.
3.3 визуальный контроль: Вид неразрушающего контроля, при котором первичная информация воспринимается органами зрения непосредственно или с использованием оптических приборов, не являющихся контрольно-измерительными.
3.4 внутритрубное диагностирование: Вид технического диагностирования с использованием внутритрубных инспекционных приборов, обеспечивающих получение информации об особенностях трубопровода, наличии, характера и местоположения дефектов основного металла и сварных швов труб.
3.5 внутритрубный инспекционный прибор: Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком среды, снабженное средствами контроля и регистрации информации об особенностях трубопровода, наличии, местоположении и характере дефектов основного металла и сварных швов труб.
3.6 дефект геометрии трубопровода: Дефект, вызывающий изменение проходного сечения трубы вследствие изменения ее формы в поперечном сечении.
3.7 дефект трубопровода: Отклонение параметров конструктивных элементов трубопровода от требований нормативных документов.
3.8 дополнительный дефектоскопический контроль: Контроль, проводимый с целью уточнения параметров дефектов участка нефтепровода или нефтепродуктопровода после выполнения внутритрубного диагностирования или электрометрического диагностирования.
3.9 запасовка: Комплекс работ, проводимых на площадке узла пуска средств очистки и диагностирования с целью размещения средств очистки и диагностирования в камере пуска.
3.10 измерительный контроль: Вид неразрушающего контроля, при котором измерения осуществляются средствами измерений геометрических величин.
3.11 интерпретация данных внутритрубного диагностирования: Расшифровка полученной в электронном виде информации от измерительных систем внутритрубного инспекционного прибора, зафиксированной во время его пропуска по трубопроводу.
3.12 исполнитель технического диагностирования: Организация, принявшая на себя обязательства по проведению работ по техническому диагностированию на объекте.
3.13 камера приема средств очистки и диагностирования: Специальное устройство, обеспечивающее прием внутритрубных очистных, диагностических, разделительных и герметизирующих устройств в потоке перекачиваемого продукта из магистрального нефтепровода или нефтепродуктопровода.
3.14 камера пуска средств очистки и диагностирования: Специальное устройство, обеспечивающее пуск внутритрубных очистных, диагностических и разделительных устройств в потоке перекачиваемого продукта в магистральный нефтепровод или нефтепродуктопровод.
3.15 капиллярный контроль: Метод неразрушающего контроля, использующий возможности проникновения специальных жидкостей в несплошности на поверхности объекта контроля с целью их обнаружения.
3.16 линейная часть магистрального нефтепровода [нефтепродукгопровода]: Комплекс объектов магистрального трубопровода, включающий в себя трубопроводы, в том числе переходы через естественные и искусственные препятствия, запорную и иную арматуру, установки электрохимической защиты от коррозии, вдольтрассовые линии электропередачи, сооружения технологической связи, иные устройства и сооружения, обеспечивающие его безопасную и надежную эксплуатацию, и предназначенный для перекачки нефти [нефтепродукта] между площадочными объектами магистрального трубопровода.
3.17 магистральный трубопровод [для нефти и нефтепродуктов]: Технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки подготовленной в соответствии с требованиями законодательства государств, входящих в Содружество Независимых Государств, нефти [нефтепродукта] от пунктов приема до пунктов сдачи приобретателю (потребителю), передачи на иной вид транспорта и (или) хранения.
3.18 магнитопорошковый контроль: Метод неразрушающего контроля, основанный на регистрации магнитных полей рассеяния над дефектами с использованием в качестве индикатора ферромагнитного порошка или магнитной суспензии.
3.19 маркерный знак: Опознавательный знак трубопровода на местности.
3.20 маркерный пункт: Заранее выбранная точка на поверхности земли над осью трубопровода в месте установления маркерного передатчика, предназначенного для точной привязки к местности данных внутритрубного диагностирования.
3.21 наружное диагностирование: Техническое диагностирование, проводимое с наружной поверхности трубопровода без введения оборудования в полость трубопровода.
3.22 неразрушающий контроль: Контроль соответствия параметров технических устройств, материалов, изделий, деталей, узлов, сварных швов требованиям нормативных документов, при котором не нарушается пригодность объекта контроля к применению и эксплуатации.
3.23 очистное устройство: Внутритрубное устройство, предназначенное для проведения очистки внутренней полости и стенок трубопровода нефтепровода (нефтепродуктопровода) от парафина и асфальтосмолопарафиновых отложений, посторонних предметов, загрязнений.
3.24 подрядная организация: Организация, являющаяся юридическим лицом, осуществляющая один или несколько видов работ по договору подряда.
Проведение какого вида работ не предусматривается при техническом диагностировании трубопроводов
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ВНУТРИТРУБНОЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДОВ
In-line inspection of gas pipelines. General requirements
Дата введения 2015-02-01
Предисловие
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Техника и технология добычи и переработки нефти и газа»
6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Октябрь 2019 г.
Введение
Стандартизация внутритрубного технического диагностирования газопроводов вызвана необходимостью создания единой нормативной базы требований, выполнение которых повышает эффективность и качество внутритрубного технического диагностирования газопроводов, надежность и безопасность эксплуатации газопроводов, снижает риск негативного воздействия на окружающую среду и повышает безопасность и защищенность населения, что составляет суть социальной эффективности национального стандарта.
В настоящем стандарте обобщен передовой отечественный и зарубежный опыт проведения внутритрубного технического диагностирования газопроводов, установлены требования к эксплуатирующей и специализированной организациям, к внутритрубному оборудованию, к системе технического диагностирования, к газопроводам, к безопасному проведению работ и к приемке, обработке, оформлению, применению и хранению результатов внутритрубного технического диагностирования газопроводов.
1 Область применения
1.2 Настоящий стандарт не распространяется на нефтепроводы и нефтепродуктопроводы.
1.3 Настоящий стандарт устанавливает общие требования к основному и вспомогательному диагностическому оборудованию, к эксплуатирующим организациям, к специализированным организациям, выполняющим внутритрубное диагностирование и разрабатывающим внутритрубное диагностическое оборудование, а также требования к оформлению, использованию и хранению результатов внутритрубного технического диагностирования.
1.4 Настоящий стандарт предназначен для применения организациями:
— являющимися собственниками или арендаторами трубопроводов;
— разрабатывающими внутритрубное оборудование;
— выполняющими внутритрубное техническое диагностирование трубопроводов (в том числе иностранные фирмы).
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 2.501 Единая система конструкторской документации. Правила учета и хранения
ГОСТ 12.2.007.0 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники. Термины и определения
ГОСТ 18353-79 Контроль неразрушающий. Классификация видов и методов
Утратил силу в РФ. Действует ГОСТ Р 56542-2015.
ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения
ГОСТ 26828 Изделия машиностроения и приборостроения. Маркировка
ГОСТ Р 52319 Безопасность электрического оборудования для измерения, управления и лабораторного применения. Часть 1. Общие требования
Отменен. Действует ГОСТ 12.2.091-2012 (IEC 61010-1:2001).
ГОСТ Р 53697-2009 Контроль неразрушающий. Основные термины и определения
ГОСТ Р 54907-2012 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Техническое диагностирование. Основные положения
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
3.1 аномалия: Особенности трубопровода или дефекты в металле трубопровода, зарегистрированные диагностическим оборудованием, тип которых по результатам внутритрубного технического диагностирования невозможно идентифицировать.
верификация: Подтверждение на основе преставления объективных свидетельств того, что установленные требования были выполнены.
3.3 вероятность обнаружения: Вероятность, с которой при внутритрубном техническом диагностировании обнаруживаются дефекты или особенности.
3.4 вероятность распознавания: Вероятность, с которой при внутритрубном техническом диагностировании распознается (идентифицируется) тип дефекта или особенности трубопровода.
3.5 внутритрубное техническое диагностирование (ВТД): Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах, сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля.
внутритрубный инспекционный прибор (ВИП): Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта, снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении.
дефект геометрии трубопровода: Дефект, вызывающий изменение проходного сечения трубы вследствие изменения ее формы в поперечном сечении.
3.8 дефект трубопровода: Отклонение параметров (характеристик) трубопровода или его элементов от требований, установленных в нормативных документах.
дополнительный дефектоскопический контроль: Комплекс работ, проводимых с целью уточнения параметров дефектов участка после выполнения внутритрубного диагностирования, акустико-эмиссионного контроля или электрометрического диагностирования.
3.10 камеральная обработка результатов внутритрубного технического диагностирования: Обработка и анализ данных внутритрубного технического диагностирования трубопровода, подготовка и оформление отчетных материалов.
капитальный ремонт: Ремонт, выполняемый для восстановления исправности и полного или близкого к полному восстановлению ресурса изделия с заменой или восстановлением любых его частей, включая базовые.
3.12 контролируемое шлифование: Технология ремонта трубы, заключающаяся в шлифовании дефекта с контролем в процессе ремонта его остаточной глубины, а также контролем результатов ремонта, включая подтверждение устранения дефекта и определение размеров зоны шлифования.
3.13 магистральный газопровод: Технологически неделимый, централизованно управляемый имущественный производственный комплекс, состоящий из взаимосвязанных объектов, являющихся его неотъемлемой технологической частью, предназначенных для транспортировки подготовленной в соответствии с требованиями национальных стандартов продукции от объектов добычи и/или пунктов приема до пунктов сдачи потребителям и передачи в распределительные трубопроводы или иной вид транспорта и/или хранения.
магнитопорошковый метод: Метод неразрушающего контроля, основанный на регистрации магнитных полей рассеяния над дефектом с использованием в качестве индикатора ферромагнитного порошка или магнитной суспензии.
3.15 маркер: Приспособление, устанавливаемое над осью трубопровода, для привязки к трассе трубопровода данных внутритрубного технического диагностирования.
3.16 методика обработки данных внутритрубного технического диагностирования: Совокупность конкретно описанных операций, специализированного программного обеспечения и алгоритмов, использование которых обеспечивает получение результатов с установленными показателями точности.
неразрушающий контроль (НК): Область науки и техники, охватывающая исследования физических принципов, разработку, совершенствование и применение методов, средств и технологий технического контроля объектов, не разрушающего и не ухудшающего их пригодность к эксплуатации.
3.18 особенность трубопровода: Соединительные детали трубопровода, а также посторонние физические объекты, обнаруженные при проведении внутритрубного технического диагностирования трубопровода.
3.19 погрешность: Отклонение результата определения значения величины от ее истинного (действительного) значения.
3.20 порог чувствительности: Характеристика системы технического диагностирования в виде наименьшего значения физической величины, начиная с которого может осуществляться ее определение.
3.21 предельная погрешность: Максимальная допустимая погрешность определения (плюс, минус) данных при внутритрубном техническом диагностировании трубопровода.
распознавание дефекта: Определение характера обнаруженного дефекта, установление его вида, формы и размеров и принятие решения о том, является ли дефект значимым, незначимым или ложным.
