Способ внутритрубной диагностики.

До проведения внутритрубной диагностики выбор участка для капитального ремонта проводился на основе статистики аварий, результатов электрометрических испытаний, данных визуального контроля при проведении шлифования.

Ограниченность информации при таком выборе участка под ремонт не обеспечивала достоверность и не позволяла своевременно выявить участки трубопровода, нуждающиеся в ремонте в первую очередь. При проведении гидроиспытания на предмет обнаружения дефектов также, как и при ремонте участков необходимо было останавливать трубопровод на длительный период, а сброс воды после гидроиспытаний значительно ухудшал экологическую обстановку. К началу 90-х годов в связи с увеличением сроков эксплуатации традиционно применяемые средства и методы по предотвращению аварий и прямых потерь нефти исчерпали свои возможности, возникла необходимость поиска новых подходов к решению задачи обеспечения безопасности эксплуатации магистральных трубопроводов, основанных на анализе их фактического технического состояния и обеспечивающих целенаправленное использование на выборочный ремонт с экономическим эффектом.

Применение подобного направления привело к созданию в 1991г. на базе АК “ Транснефть” дочернего предприятия по диагностике “Диаскан”.

1.1.Общие понятия и определения технической диагностики трубопроводов

Диагностирование – это направленное воздействие на объект или систему для сохранения, поддержания функционирования их количественных и качественных характеристик.

Качественные оценки предполагают проверку соответствия системы в целом общим принципом и ее отдельных подсистем, имеющимся частным рекомендациям.

Для количественных оценок определяют критерии эффективности как для всей системы, так и отдельных ее частей, сравнивают полученные критерии, а также различные варианты, рассчитанные с учетом полученных критериев с заданными значениями и находят рациональные показатели при едином экономическом критерии функционирования системы.

При диагностировании применяют параметрические и непараметрические методы контроля. Параметрические методы предусматривают первоначально контроль и оценку самих параметров во времени, определяется их изменение в процессе работы оборудования. По значениям комплекса контролируемых параметров принимают решение в системе диагностирования оборудования. При непараметрических методах контроля используют значения изменения выходных величин элемента или подсистемы (их статистические и динамические характеристики). Чаще всего применяют непрерывные функции или интегрально осредненные величины, куда явно или неявно входят значения параметров элемента или подсистемы.

При решении технической диагностики не только определяют техническое состояние объекта в данное время, но и прогнозируют его состояние на некоторое время вперед, что очень важно для определения структуры ремонтных циклов и интервалов между проверками оборудования, машин и механизмов. Для этого применяют интегральный подход, с помощью которого строятся математические модели, с помощью которых можно будет получить информацию об изменении параметров. Кроме того с помощью математических моделей, построенных с учетом эксплуатационных данных и соответствующих алгоритмов, находят рациональные способы воздействия на технологические процессы технического или экономического характера. При этом должно предусматриваться максимальное использование существующих организационных структур системы трубопроводного транспорта.

Методы внутритрубной диагностики направлены на определения размеров и месторасположения дефектов в стенках труб, а также на выявление и оценку факторов, оказывающих влияние на возникновение и развития коррозионных процессов.

Радиационный метод

В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в форме рентгеновских лучей и гамма-излучения. С одной стороны объекта устанавливают источник излучения – рентгеновскую трубку, с другой – детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).

Диагностика трубопроводов ультразвуком

Ультразвуковой метод контроля основан на способности энергии ультразвуковых колебаний распространять с малыми потерями в однородной упругой среде и отражаться от наружной оплошности этой среды. По интенсивности и времени отражения определяется размер и местоположение дефекта.

Звуковые волны не изменяют траектории движения в однородном материале. Отражение акустических волн происходит от раздела сред с различными удельными акустическими сопротивлениями. Чем больше различаются акустические сопротивления, тем большая часть звуковых волн отражается от границы раздела сред. Так как включения в металле часто содержат воздух, имеющий на несколько порядков меньшее удельное акустическое сопротивление, чем сам металл, то отражение будет практически полное.

Разрешающая способность акустического исследования определяется длиной используемой звуковой волны. Это ограничение накладывается тем фактом, что при размере препятствия меньше четверти длины волны, волна от него практически не отражается. Это определяет использование высокочастотных колебаний - ультразвука. С другой стороны, при повышении частоты колебаний быстро растет их затухание, что ограничивает доступную глубину контроля. Для контроля металла наиболее часто используются частоты от 0.5 до 10 МГц.

Применение ультразвукового метода для определения линейной части МГ связано с измерением толщины стенки трубы, выявления слоистости, различных тешен, а также дефектов сварки (непровар, пористость, пустоты, сколы).

Диагностика трубопроводов при помощи видеосъемки

Применение разнообразных методик анализа состояния трубопроводных систем часто на заключительном этапе, при выявлении дефектов и недостатков, сопровождается визуальным осмотром с помощью специальной видеосистемы. Диагностика труб изнутри проводится специальными роботами-автоматами, которые передвигаясь по определённым участкам трубопроводных коммуникаций, передают непрерывный видеосигнал, чётко отражающийся в виде качественного цветного изображения на экране монитора оператора. С помощью данного метода в трубе можно обнаружить механические дефекты, трещины, пробои, нарушения сварных соединений, приводящие к утечке, а также участки с большими нарастаниями различных отложений или засорами.

Опрессовка труб

В качестве самого старого и надежного способа, обладающего высокой точностью и надежностью, в комплексе с низкой себестоимостью проведения, используется метод опрессовки труб высоким давлением. После монтажа трубопровода в него подается под высоким давлением газовая смесь, преимущественно инертные газы или водяной пар. Превышающее рабочее давление примерно в пять раз, далее наблюдаются стыки, сварные швы и места крепления трубопроводов к котельному оборудованию. За счет разности давлений внутри и снаружи трубы, утечка сразу становится видна из-за потока конденсированного пара, выпадающего в осадок при резком падении давления.

Акустические - шумометрия (измерение звуковых колебаний в потоке газа) позволяет по записанным данным строить диаграммы интервалов пласта, из которых газ поступает в скважины, и производительность каждого из них.

Термометрия (измерение температуры по стволу скважины) позволяет определить места притока газа в скважину, наличие и места утечек газа из скважины при нарушении герметичности колонн или цементного кольца.

Метод магнитной дефектоскопии

Метод магнитной дефектоскопии основан на рассеивание магнитного потокаMFL(MagneticFluxLeakage).

Принцип метода рассеяния магнитного потока заключается в следующем. Локальное однородное статическое магнитное поле прикладывается изнутри к магнитопроницаемой стенке трубы. Магнитное поле связано в теле трубы. Наличие коррозии или других потерь металла уменьшает эффективную толщину стенки трубы. Это обуславливает возмущения магнитного поля, которые называются полями рассеяния, поскольку поле вытекает из трубы. В таких местах величина магнитного потока, регистрируемая датчиками Холла, уменьшается.

Трубопроводы подвергаются инспекции при помощи снарядов (автономные устройства, использующие технологию MFL). Снаряды оборудованы магнитной системой, наборов датчиков Холла для обнаружения утечек магнитного потока рассеяния из стенки трубы и бортовым компьютером для регистрации хранения измеренных величин магнитных полей, получаемых при обследовании металлических труб в течение всего времени прохождения снаряда по трубопроводу. Снаряд запускается вместе с потоком газа со средней скоростью 3 м/с. Диагностической информацией для внутритрубного дефектоскопа является двумерный магнитный сигнал (магнитограмма), характеризующий топографию поля рассеяния на внутренней поверхности трубопровода. Этот сигнал формируется кольцом датчиков Холла. С учетом расположения датчиков и шага сканирования дискретизация распределения магнитного поля осуществляется на сетке (3х5) ÷(5х10) мм. Полученный таким образом сигнал позволяет восстановить топологию поля, на основании которой определяется тип дефекта и его геометрические параметры – длина, ширина и глубина.

Изобретение относится к измерительной технике и может найти применение в диагностике стенок трубопроводов. Способ внутритрубной диагностики включает определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, совмещение и дополнение результатов исследований в процессе анализа полученных данных, согласно изобретению дополнительно производится исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого совмещаются с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений. Техническим результатом изобретения является повышение надежности внутритрубной диагностики за счет повышения точности определения длины трещины и возможность диагностирования, в частности, паутиной и многоканальной коррозии и длинношовного усталостного растрескивания, питтинга.

Изобретение относится к измерительной технике и может найти применение в диагностике стенок трубопроводов. Известен способ магнитооптической дефектоскопии, заключающийся в нахождении трещин в ферромагнитном материале с помощью устройства, состоящего из источника поляризованного света, формирователя светового пучка, пленки магнитооптического материала с защитным покрытием, анализатора, оптической системы формирования изображения дефектов, расположенных последовательно по ходу светового пучка, источника постоянного магнитного поля для возбуждения магнитного потока в исследуемом образце параллельно плоскости магнитооптического материала, полюса источника магнитного поля расположены симметрично с двух сторон относительно магнитооптического материала (Вилесов Ю.Ф, Вишневский В. Г. , Грошенко Н.А. Устройство для визуализации и топографирования магнитных полей. ИЛ 38-98, Крымский ЦНТИ, 1998). Устройство позволяет визуализировать скрытые дефекты в ферромагнитных материалах. Для этого в исследуемом образце создается магнитный поток. На дефектах исследуемого образца, например в трещинах в его объеме, образуются магнитные заряды, которые создают поле рассеяния, перпендикулярное поверхности образца. Поля рассеяния индуцируют в магнитооптическом материале структуру намагниченности, перпендикулярную ее поверхности, которая визуализируется за счет эффекта Фарадея. Скрытые дефекты ферромагнетика проявляются и наблюдаются в виде соседствующих темной и светлой областей. Недостатком способа является невозможность точного определения глубины дефекта. Магнитооптическим способом формируется детальное "плоское" изображение дефекта, но его глубина определяется с меньшей точностью. Дефекты, имеющие равные размеры, но расположенные на разной глубине, имеют различную яркость изображения. И наоборот, дефекты, видимые как равной интенсивности, могут иметь разную глубину. Поэтому затруднено точное определение степени опасности выявленного дефекта и эксплуатационной пригодности исследуемой части трубопровода. Известен также способ внутритрубной диагностики, включающий ультразвуковое сканирование стенки трубопровода, и исследование по истечениям магнитного потока (К.В. Черняев Анализ возможностей внутритрубных снарядов различных типов по обнаружению дефектов трубопроводов. //Трубопроводный транспорт нефти. 4, 1991. С.27-33.). В способе производят последовательное исследование трубопровода ультразвуковым и магнитным методом, сопоставляют результаты обследований, определяют дефекты, препятствующие возможности дальнейшей эксплуатации участка трубопровода. Недостатком способа является ограниченная разрешающая способность, уменьшающая точность определения параметров дефектов и не позволяющая диагностировать, в частности, паутинную и многоканальную коррозию и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитную проникающую коррозию, питтинги. Низкая точность определения длины трещины снижает надежность внутритрубной диагностики. В основу изобретения поставлена задача усовершенствовать способ внутритрубной диагностики путем повышения надежности диагностики за счет увеличения точности определения параметров дефектов и расширения спектра регистрируемых дефектов. Поставленная задача решается тем, что в способе внутритрубной диагностики, включающем определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, сопоставление результатов исследований в процессе анализа полученных данных, согласно изобретению дополнительно производится исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого сопоставляются с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений. Магнитооптическим способом хорошо обнаруживаются дефекты с малыми геометрическими размерами, например паутинная и многоканальная коррозия и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитная проникающая коррозия, питтинги. За счет более высокого разрешения повышается точность определения длины обнаруженных трещин в стенке трубопровода и формируется детальное, с высоким разрешением, "плоское" изображение дефекта. Каждый из способов внутритрубной диагностики по отдельности хорошо регистрирует отдельные типы дефектов и неудовлетворительно другие типы дефектов. Наиболее качественное, с высоким разрешением, изображение дефекта формируется магнитооптическим способом. Однако глубина дефекта магнитооптическим способом определяется с ограниченной точностью. Сопоставление магнитооптического способа с акустическим и методом магнитных истечений позволяет преобразовать "плоское" изображение дефекта в "объемное". Акустооптический способ диагностики формирует "глубину" магнитооптического изображения дефекта. Совмещение трех типов диагностики позволяет как расширить спектр диагностируемых дефектов, так и повысить достоверность диагностики за счет сопоставления независимых результатов измерения. Способ реализуется следующим образом. Производится очистка внутренней поверхности трубопровода от грязи и ржавчины. Далее последовательно производят внутритрубную диагностику ультразвуковым и магнитным методами. Определяются дефекты, допускающие дальнейшую эксплуатацию, дефекты, не допускающие эксплуатацию трубопровода без проведения ремонтных работ, и дефекты, идентификация которых затруднена. После чего производится исследование неидентифицированных дефектов магнитооптическим способом диагностики. Если трещина в металле развивается, то ее концы имеют меньшую ширину, чем центральная часть, и не обнаруживаются способом-прототипом. Причем узкая часть трещины может иметь длину, превышающую продиагностированную способом-прототипом, и зафиксированную как допускающую процесс дальнейшей эксплуатации. Кроме того, несколько относительно мелких дефектов (допускающих по отдельности эксплуатацию трубопровода) могут быть связаны между собой трещинами в единый большой дефект, но способом-прототипом этот дефект не диагностируется вследствие малого пространственного разрешения. Дополнительное магнитооптическое исследование устраняет неточность определения длины трещины и повышает надежность диагностики. Пример. Дефект, обнаруженный ультразвуковым методом и методом магнитных истечений, дополнительно подвергается исследованию магнитооптическим методом. Для этого в исследуемом образце создается магнитный поток и производится визуализация полей рассеяния дефектов. На дефектах в стенках трубопровода, например трещинах, образуются магнитные заряды, которые создают поля рассеяния, силовые линии которых выходят из образца и наводят в магнитооптическом материале визуализатора структуру намагниченности, перпендикулярную ее поверхности. Геометрия структуры намагниченности, перпендикулярной поверхности магнитооптического материала, совпадает с геометрией дефектов. Освещают пленку магнитооптического материала поляризованным светом. Свет, отраженный от участков магнитооптического материала, соответствующих бездефектным областям исследуемого образца, гасится. Свет, прошедший через участки магнитооптического материала, содержащие перпендикулярную поверхности структуру намагниченности, изменит вследствие эффекта Фарадея ориентацию плоскости поляризации на ортогональную первоначальной и будет зарегистрирован. Сформируется изображение бездефектной области в виде темного поля и дефектов в виде светлых участков. Геометрические размеры и формы светлого участка на изображении воспроизводят геометрические размеры и форму дефекта в исследуемом образце, что позволяет дополнить картину изображения дефекта, полученного ультразвуковым способом и способом магнитных истечений новыми деталями и, соответственно, более точно определить параметры дефекта и эксплуатационную пригодность данного участка трубопровода. При наличии трещин в стенках трубопровода, отходящих от обнаруженного способом-прототипом дефекта, или связи между несколькими дефектами через трещины, не обнаруживаемые способом-прототипом, заявляемый способ позволяет более точно определить истинные диагностируемые параметры трубопровода. Точность определения параметров дефекта определяется периодом доменной структуры магнитооптического материала и разрешающей способностью оптики. Характерные размеры периода доменной структуры лежат в диапазоне 5 - 50 мкм. Соответственно магнитооптический метод позволяет обнаруживать дефекты с минимальными размерами порядка 10 - 100 мкм, что значительно превышает разрешающую способность заявляемого способа по сравнению со способом-прототипом. Более высокая разрешающая способность магнитооптического метода повышает точность определения параметров дефекта, например длины трещины и позволяет повысить надежность диагностики. Заявляемый способ позволяет повысить надежность внутритрубной диагностики за счет повышения точности определения параметров дефекта, например длины трещины, и позволяет диагностировать, в частности, паутинную и многоканальную коррозию и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитную проникающую коррозию, питтинги. Более точная диагностик позволяет сократить расходы на обслуживание трубопровода и определение параметров дефекта визуальными методами. Дополнительная магнитооптическая диагностика трубопровода незначительно увеличит эксплуатационные расходы на диагностику, так как производится после ультразвуковой и методом магнитных истечений, и только тех дефектов, которые являются потенциально опасными для продолжения эксплуатации трубопровода.

Формула изобретения

Способ внутритрубной диагностики, включающий определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, совмещение и дополнение и результатов исследований в процессе анализа полученных данных, отличающийся тем, что дополнительно производят исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого сопоставляют с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений.

Похожие патенты:

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для контроля движения очистных и диагностических объектов в трубопроводах в потоке перекачиваемого продукта, например скребков, разделителей, контейнеров, дефектоскопов и т.д

Изобретение относится к защитным устройствам, предотвращающим большие потери рабочей среды при разрушении трубопроводов (внезапной разгерметизации), и может быть использовано в гидро- и пневмосистемах в качестве пассивной защиты, перекрывающей расход рабочей среды в замкнутом контуре при аварийной ситуации, в частности для отсечения разгерметизированной части контура охлаждения ядерного реактора корпусного типа и предотвращения опорожнения (обезвоживания) активной зоны

Внутритрубное обследование проводится в четыре уровня :

1. Обследование трубопровода с помощью снарядов – профилемеров. Они определяют дефекты геометрии стенки труб (гофры, овальность, вмятины).

2. С помощью ультразвуковых снарядов – дефектоскопов ведут поиск, измеряют коррозионные дефекты, расслоение металла труб

3. С помощью магнитных снарядов – дефектоскопов выявляют дефекты кольцевых сварных швов.

4. С помощью более современных ультразвуковых дефектоскопов СД ведут обнаружение и измеряют трещиноподобные дефекты в продольных швах и в теле трубы.

Классиф-ция деф-ов труб, опр-ых с помощью ВТД .

4 класса дефектов:

1. дефекты геометрии(гофры, вмятины, овальности).Приводят к снижению несущ-ей спос-ти трубы,к сниж-ю произв-ти.

2. Деф-ты стенки трубы (расслоение Ме трубы,включения,трещины, царапины,корроз-е поврежд-ия, потери Ме местного происх-ия). Приводят к сниж-ию несущ. спос-ти трубы.

3. Деф-ты попер-х сварных швов (непровары,поры и смещ-ие кромок шва).

4.Деф-ты прод-го заводс-го шва (те же).

ВТД . Перед провед-ем ВТД нужно произв-ти очистку внутр-ей полости трубы от отложений.В кач-ве мат-ов очистных дисков для очистных снар-ов прим-ся полиуретан.

ВТД пров-ся в 4 этапа: 1.Выявл-ся деф-ты геометрии трубы с пом-ю снарядов профилемеров.

2.выявл-ся деф-ты стенки трубы с пом-ю ультразвук-х снарядов «Ультраскан».

3.Деф-ты попер-ых сварных швов с пом-ю магн-ых снарядов «Магнискан»

«-« намагн-ся труба

4. Выявл-ся деф-ты прод-ых свар-х швов,деф-ты,ориент-ые в прод-ом напр-ии-ультразв-ми снарядами большого разрешения «Ультраскан».

По рез-ам диагн-го обслед-ия все деф-ты классиф-ют на 3 гр-пы:

Дефекты типа ПОР;-деф-ты ДПР (деф-ы, подл-ие рем-ту);-деф-ты,не треб-ие провед-ие рем-та.Они заносятся в банк данных для послед-го мониторинга.

По рез-ам диагн-ки пров-ся выборочный рем-т или сплошной (при скопленни деф-ов)

С помощью программ определяют степень опасности выявленных дефектов.

Диагностика линейной части газопровода .

При эксплуатации мг происходит загрязнение его внутренней поверхности частицами породы, окалиной, отслоившейся от труб, конденсатом, водой, метанолом и.т.д. Это приводит к увеличению коэффициента гидравлического сопротивления и соответственно к снижению пропускной способности газопровода. Внутреннюю поверхность газопровода от загрязнений очищают следующими способами: периодически очистными устройствами без прекращения перекачки газа; разовым использованием очистных устройств с прекращением подачи газа;; установкой конденсатосборников и дренажей в пониженных точках газопровода; повышением скоростей потоков газа в отдельных нитках системы газопроводов и последующим улавливанием жидкости в пылеуловителях КС. В качестве очистных устройств применяют очистные поршни, скребки, поршни-разделители. В зависимости от вида загрязнений применяют и определенные очистные устройства. Основное требование к ним: быть износостойкими, обладать хорошей проходимостью через запорные устройства, простыми по конструкции и дешевыми. Наиболее часто применяют очистные устройства типа ДЗК-РЭМ, ОПР-М, позволяющие одновременно очищать полость газопровода от твердых и жидких веществ. Для очистки газопроводов больших диаметров применяют поршни-разделители ДЗК-РЭМ-1200, ДЗК-РЭМ-1400, ОР-М-1200, ОПР-М-1400. Поршень монтируют с двумя, тремя, и более очистными элементами. Для движения поршня по газ-ду на нем создается определенный перепад давления, который зависит в основном от его конструкции. Создаваемый перепад р на поршне в среднем равен 0,03-0,05 Мпа. На всех проектируемых и вновь вводимых мг предусматривают устройства по очистке внутренней полости газопровода от загрязнения при помощи пропуска очистных поршней. В состав устройства входят узлы пуска и приема очистных поршней, система контроля и автоматического управления процессов очистки. Узлы пуска и приема очистных поршней изготавливают на рабочее р 7,5 Мпа и температуру рабочей Среды от -60 до 60 оС. Для контроля за прохождением очистных устройств по газопроводу в отдельных его точках стоят анализаторы прохождения поршня. Разработан комплекс Волна-1, предназначенный как для сигнализации прохождения очистных устройств по газопроводу, так и для отыскания их в случае застревания в нем.

11. Переходы трубопроводов через водные преграды и классификация их по способу строительства.

Переходы через водные преграды делятся по способу строительства на:

1. подводные;

2. воздушные: балочные на опорах, вантовые переходы, арочные.

В границу воздушного перехода трубопровода через водную преграду входят надземная часть и участки подземного трубопровода длиной по 50 м от места выхода трубы на поверхность.

К подводным трубопроводам относятся линейная часть, проходящая через водные преграды шириной более 10 м по зеркалу воды в межень (наименьший уровень воды) и глубиной более 1,5 м.

Границами подводного перехода являются:

1. для многониточных переходов – это участок, ограниченный запорной арматурой, расположенной на берегах.

2. для однониточных – это участок, ограниченный горизонтом высоких вод не ниже отметок 10% обеспеченности.

Трубопроводы основной и резервной ниток на участке подводного перехода и от подводного перехода до КППСОД должен проектироваться в соответствии с высшей категорией сложности.

ПП через водные преграды, шириной более 75 м по зеркалу воды в межень, в обязательном порядке оборудуются резервными нитками.

ПП по способу строительства делятся на:

1. Построенные траншейным способом. Традиционный способ строительства. Недостатки: необходимость ежегодного обследования, неэкологичность способа, необходимость капительного ремонта через 10-15 лет.

2. Построенные методом наклонно-направленного бурения. Достоинства: обеспечивает надежность эксплуатации подводного участка трубопровода (до 30 лет); экологичность способа.

3. Построенные методом микротоннелирования. Применяется значительно недавно. Преимущества: надежность и долговечность. Подводные переходы построенные методом микротонелирования разделяются на: переходы с тоннелем межтрубное пространство, которого заполнено инертным газом под избыточным давлением; переходы с тоннелем межтрубное пространство которое заполнено жидкостью с антикоррозийными свойствами покрытием с избыточным давлением.

4. Построенные методом «труба в трубе».

В состав сооружений перехода через водные преграды входят следующие объекты:

1. участок магистрального трубопровода в границах перехода;

2. узлы береговой запорной арматуры и КППСОД;

3. берего- и дноукрепительные сооружения, предназначенные для предотвращения размыва береговой м русловой части перехода;

4. информационные знаки ограждения охранной зоны перехода на судоходных и сплавных реках; указательные знаки оси трубопровода на береговых участках; знаки закрепления геодезической сети перехода;

5. пункт наблюдения (блокпост) обходчика;

6. вдольтрассовая ЛЭП;

7. система ЭХЗ в границах перехода;

8. трансформаторная подстанция для обеспечения электроэнергией запорной арматуры и средств ЭХЗ;

9. средства и оборудования телемеханики;

10. стационарные маркерные пункты для выполнения работ по внутритрубной диагностике;

11. датчики отбора давления, манометрические узлы, сигнализаторы прохождения очистных устройств, системы обнаружения уточек, системы контроля межтрубного пространства;

12. опорные сооружения воздушных переходов.

Требования к оборудованию ПП.

1. ПП должны быть оборудованы системами обнаружения утечек, а переходы, построенные методом «труба в трубе» должны быть оборудованы системами контроля давления в межтрубном пространстве. Информация о давлении должна подаваться на диспетчерский пункт ближайшей станции.

2. Резервные нитки оборудуются КППСОД.

3. ПП через судоходные и сплавные реки шириной более 500 м по зеркалу воды в межень должны иметь блокпост обходчика, оборудованный телефонной и радиосвязью.

4. ПП оборудуются постоянными геодезическими знаками (реперами), которые закладываются ниже глубины промерзания грунта, чтобы предотвратить морозный подъем репера.

5. Задвижки или краны, установленные на переходе, должны быть электрифицированы, телемеханизированы и находится в системе телеуправления. Электроснабжение задвижек и кранов должно осуществляться от двух независимых источников.

6. Задвижки имеют технологический номер, указатели положения затвора, ограждения, предупреждающие аншлаги. Береговые задвижки и краны должны обеспечивать герметичность отключенного участка перехода.

7. Для освобождения ПП от нефти в аварийных ситуациях путем замещения водой с пропуском разделителей, узлы береговых задвижек основной и резервной нитки перехода оборудуются с вантузами с Ду не менее 150 мм.

8. Задвижки и краны переходов должны иметь обвалование. Основные требования к обвалованию: высота обвалования 0,7 м; внутренние откосы обвалования должны быть укреплены протифильтрационным экраном; расстояние от основных задвижек или кранов до подошвы обвалования составляет 1,5 м.

9. Для проведения работ по внутритрубной диагностике в границах перехода должны устанавливаться маркерные пункты.

Требования к оборудованию воздушных переходов.

1. На трубопроводе и опорах ВП устанавливаются реперы для выполнения геодезического контроля положений элементов конструкции перехода.

2. Склоны оврагов и берега водного перехода в местах установки береговых опор должны быть оборудованы гасителями скорости потока (растительный покров, ступенчаты перепады, водопойные колодцы).

3. Русловые опоры балочных переходов должны иметь ледорезы в соответствие с проектом.

Внутритрубная диагностика (ВТД) линейной части магистрального газопровода (ЛЧ МГ) на сегодня является самым эффективным способом получения информации о состоянии магистральных газопроводов и их целостности. Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» (ООО «НПЦ «ВТД») является лидером по достоверности предоставляемых результатов по ВТД (на уровне 90–95%) среди российских и зарубежных компаний.

Текст: Н. Н. Иванова, С.В. Налимов, В. Е. Лоскутов, Б. В. Патраманский.

ООО «НПЦ «ВТД» разрабатывает и производит собственные диагностические внутритрубные комплексы диаметрами от 219 мм до 1420 мм и оказывает услуги по ВТД отечественным и зарубежным операторам трубопроводов.

Среди отечественных - такие крупнейшие компании, как ПАО «Газпром» и дочерние общества ПАО «Роснефть».

Ежегодный объем работ по ВТД, выполняемых ООО «НПЦ «ВТД» на объектах ПАО «Газпром», составляет более 20 тысяч километров, или около 90% всего годового объема работ по внутритрубной диагностике линейной части магистральных газопроводов.

Внутритрубные диагностические комплексы, применяемые ООО «НПЦ «ВТД», обнаруживают практически все встречающиеся в газопроводах дефекты, образующиеся при производстве трубы, при строительстве трубопровода и его эксплуатации.

При производстве трубы - это расслоения, дефекты проката, аномалии продольных сварных швов (непроваренные стыки); при строительстве трубопровода - вмятины, гофры, задиры, дефекты сварки кольцевого шва, плохая изоляция, которая в процессе эксплуатации трубопровода становится причиной развития коррозийных повреждений, а также в сочетании с другими факторами (высокое давление в трубопроводе, доступ грунтовых вод, кислотность почв, загрязненный металл трубы и др.) способствует возникновению самого опасного дефекта - мелких трещин КРН (коррозионного растрескивания под напряжением).

Дефекты КРН представляют собой мелкую сетку трещин на поверхности трубы, которые при определенных условиях объединяются в магистральную трещину, и происходит разрушение трубопровода.

Рисунок 1. Диаграмма дефектов, обнаруженных по результатам выполнения работ по ВТД в первом полугодии 2017 года.

На рисунке 1 представлена диаграмма дефектов, обнаруженных по результатам выполнения работ по ВТД в первом полугодии 2017 года. Как видно из диаграммы, более 80% из общего числа дефектов составляют коррозионные повреждения и около 10% - аномалии кольцевых сварных швов.

Дефекты таких типов надежно обнаруживаются внутритрубными инспекционными приборами (ВИП) продольного намагничивания (по зарубежной классификации - MFL).

Однако для поиска и обнаружения продольных трещин и зон трещин КРН создаются ВИП поперечного намагничивания (TFI), поскольку приборами типа MFL их обнаружить невозможно.

Необходимо отметить, что приборы MFL и TFI работают на магнитном принципе контроля, который основан на регистрации полей рассеяния от дефекта в стенке трубы. Зоны трещин КРН при намагничивании организуют достаточно слабые поля, которые трудно зафиксировать датчиковой системой.

Специалистами ООО «НПЦ «ВТД» создан высокочувствительный прибор поперечного намагничивания, способный обнаруживать зоны продольных трещин глубиной 15–20% от толщины стенки трубы.

Одной из самых серьезных задач при выполнении работ по ВТД является создание специальных алгоритмов и программных продуктов, с помощью которых производится обработка и расшифровка записанной внутритрубными приборами информации.

Благодаря участию специалистов компании в обследовании дефектов в более чем 4,5 тысячах шурфов удалось создать алгоритмы, точно отражающие параметры разных типов дефектов.

Количество аномалий кольцевых стыков в приведенной диаграмме составляет 9,6%, в численном же выражении на участок газопровода в среднем приходится 300–400 штук. Поскольку опасность аномалий не определена, оператору трубопровода по действующим нормативным документам необходимо все аномалии отшурфовать, снять изоляцию и обследовать наружными переносными дефектоскопами каждый стык. При этом оператор вынужден проделать огромную работу и понести затраты, хотя опасных стыков под вырезку может быть несколько.

В ООО «НПЦ «ВТД» в дополнение к существующим ВИП создан прибор - интроскоп. Его назначение – контроль внутреннего рельефа поверхности трубы. С помощью интроскопа удалось ранжировать аномалии кольцевых швов на три категории: «а» - опасные, «b» - под наблюдение, «с» - неопасные.

Теперь оператору трубопровода необходимо в течение указанного в отчете периода отшурфовать дефекты категории «а» и отремонтировать, избегая при этом огромных затрат на шурфовку остальных аномалий.

Среди достижений последнего времени необходимо указать создание специалистами ООО «НПЦ «ВТД» методики определения непроектных изгибов трубопроводов.

Если радиус поворота оси трубопровода будет меньше допустимой величины, в нем возникает напряженно деформированное состояние (НДС), которое может привести к пластической деформации или даже к разрыву. Реализация технологии определения непроектных изгибов стала возможной при установке в ВИП высокоточных навигационных систем.

В целом благодаря созданному внутритрубному оборудованию, разработанным алгоритмам и методикам, комплексу ремонтных работ по удалению опасных дефектов по результатам ВТД, выполняемому газотранспортными обществами ПАО «Газпром», и восстановлению несущей способности газопроводов при их периодическом обследовании удается поддерживать безопасную эксплуатацию газотранспортной системы ПАО «Газпром» на необходимом уровне.