Предоставление услуг по диагностике трубопроводов с минимальным временем простоя.

Как наиболее надежный поставщик решений по внутритрубной диагностике и обеспечению бесперебойной транспортировки продукта, компания Т.Д. Вильямсон предоставляет индивидуальные услуги по внутритрубной диагностике трубопроводов, разработанные специально для оптимизации производительности систем трубопроводов с минимальным временем простоя. Технологии внутритрубной диагностики компании Т.Д. Вильямсон рассчитаны на обеспечение целостности трубопровода при самых сложных условиях среды, а также на предоставление наиболее точных данных, как правило, за один проход.

Слишком высокая скорость прохождения снаряда влияет на качество данных. Технология активного управления скоростью диагностического снаряда специально разработана для совместного применения с технологией диагностики MFL в газопроводах с высокой скоростью потока.

Технология разработана с применением датчиков, рассчитанных на проход непосредственно по внутренней стенке трубы, а не перед снарядом, что увеличивает их чувствительность. Данные высокого разрешения, полученные с помощью этих инструментов, могут быть проанализированы на признаки наличия вмятин и помогают точно измерить участки расширения труб.

Обеспечивает точное обнаружение и определение размеров внутренней и внешней потери металла и других аномалий. Рассчитана на преодоление сужений и снижение сопротивлений трению для обеспечения более стабильной скорости прохождения снаряда.

Обеспечивает точное обнаружение и определение размеров внутренней и внешней потери металла и других отклонений.

Экономичный и удобный с точки зрения эксплуатации метод диагностирования коротких, неудобных для внутритрубной диагностики участков трубопровода.

Обеспечивает наиболее точную на сегодняшний день диагностику продольных сварных швов без значительного увеличения длины снаряда.

Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов

2. Внутритрубная диагностика газонефтепроводов

Внутритрубная дефектоскопия зарекомендовала себя как наиболее информативный метод и по существу является основным при диагностике линейной части газопроводов. Многолетний опыт работы по внутритрубной дефектоскопии на трубопроводах позволил сформулировать основные критерии выбора метода внутритрубной инспекции для различных трубопроводов.

Решение об обследовании промысловых трубопроводов приборами внутритрубной дефектоскопии принимает заказчик. Обследование следует проводить исходя из технико-экономической целесообразности и в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:

Пропуск скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами, для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода;

Пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;

Пропуск профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5-7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа;

Пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов, а также удаления посторонних предметов;

Пропуск дефектоскопа. Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5-2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропуска снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации. Перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.

Внутритрубная ультразвуковая диагностика газонефтепроводов

Техническое диагностирование трубопровода - определение технического состояния трубопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния...

Динамометрирование скважинной штанговой насосной установки

В ПО "DinamoGraph" используются следующие алгоритмы (разработка ООО НПП "ГРАНТ"): - расчета периода и начала динамограммы, позволяющие автоматизировать обработку данных...

Капитальный ремонт линейной части магистрального газопровода Уренгой-Помары-Ужгород с заменой трубы

На каждый газопровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает: Рисунок 1...

Методы диагностики тягового электродвигателя (ТЭД)

Методы оценки технического состояния газоперекачивающих агрегатов

При вполне удовлетворительном техническом состоянии агрегата и его опорных узлов необходимо иметь сведения об интенсивности и характере износа поверхностей трения...

Моделирование неисправностей шарикоподшипников качения на примере двухрядного сферического подшипника

Подшипник качения является самым распространенным и наиболее уязвимым элементом любого роторного механизма...

Основные этапы монтажа аппаратуры автоматического регулирования и управления

Приводы путевых машин

Испытание проводится в рабочем режиме для каждого контура. Присутствует напряжение на соленоидах распределителя Р и клапана КП. Шток Ц полностью выдвинут...

Приводы путевых машин

Испытание проводится в режиме холостого хода для каждого насоса. КП находится в режиме переливного. Напряжение на соленоидах распределителей и клапанов отсутствует. Вторичная защита отключена. ГТ установлен в напорной линии насоса перед КП...

Приводы путевых машин

Испытание ГЦ осуществляется в рабочем режиме. Производится переключение Р1 или Р2 во все рабочие позиции и втягивание/выдвижение штоков цилиндров на полный ход. Вторичная защита отключена...

Приводы путевых машин

Испытание гидромотора производится в рабочем режиме путем установки гидротестера в линии после распределителя. Распределитель переведен в рабочую позицию. КП первичной защиты работает в режиме предохранительного, вторичная защита отключена...

Проектирование цеха роликовых подшипников

Большое количество роликовых подшипников, находящихся в эксплуатации, выдвигает повышенные требования к надежности их работы в буксовых узлах колесных пар...

Развитие теоретических принципов технической диагностики

С начала 1970-х годов проблеме диагностики и изоляции отказов динамических процессов стали уделять все большее внимание. Было изучено и разработано большое количество методологий основанных на физической и аналитической избыточности...

Системы обнаружения утечек в нефте- и нефтепродуктопроводах

Метод основан на звуковом эффекте (в ультразвуковом диапазоне частот), возникающем при истечении жидкости через сквозное отверстие стенке трубопровода. Ультразвуковые волны создают звуковое поле внутри трубопровода...

Современные технологии ремонта оборудования производства на базе аутсорсинга

Диагностика осуществляется с помощью специальных систем мониторинга и диагностических устройств...

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.

В настоящее время целый ряд технических и физических методов диагностики (акустические методы, методы использования магнитной памяти металла и др.) с тем или иным успехом используются при исследовании технического состояния тепловой сети. Технические данные, получаемые при диагностике тепловых сетей различными методами, подлежат качественной расшифровке и количественному анализу, в результате которого весь спектр обнаруженных потенциально опасных участков на исследуемом объекте должен классифицироваться по степени своей опасности для дальнейшей безопасной эксплуатации тепловых сетей.

ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно с научно-исследовательскими институтами и другими научными организациями проводятся работы по опытному применению известных и разработке новых технических методов диагностирования для практического применения в обследовании трубопроводов тепловых сетей.

Акустический метод. В период с 2005 - 2009 гг. диагностической организацией с использованием оборудования фирмы НПК «Вектор» (ныне данную технологию внедряет ООО «НПК «КУРС-ОТ») с помощью корреляционного анализатора шумов было обследовано более 50 км тепловых сетей (рис. 2).

Данный метод диагностики не требует отключения трубопровода. Существует возможность диагностировать за небольшое время подающий и обратный трубопроводы. В отчетах в наглядной форме представлена информация об участках с докритическим и критическим утонением стенок, причем по согласованию с нашей компанией под ними понимались соответственно значения 40-60% и менее 40% от номинальной толщины стенки металла трубопровода, что существенно отличается от допустимых для дальнейшей эксплуатации величин, указанных в РД 153-34.0-20.522-99. Критические участки в сумме составили в среднем около 12% всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов. Докритические участки в сумме составили в среднем около 47% от всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов. К примеру, на участке 100 м критических участков в среднем по результатам диагностики было выявлено общей протяженностью 12 м, а докритических - 47 м. В удовлетворительном состоянии - 41 м. Учитывая трудозатраты, эффективность данного метода диагностики можно считать высокой, т.к. без нарушения технологического режима, без вскрытия теплотрасс, при небольших объемах подготовительных работ продиагностированы десятки километров участков трубопроводов тепловых сетей. Следует отметить, что по результатам анализа диагностических данных, полученных при обследовании и при последующем вскрытии теплотрасс, подтвердилось, что данным методом лучше выявляются протяженные коррозионные участки, а для обнаружения локальных язвенных повреждений в металле метод мало пригоден. По оценкам авторов, при повреждении (утонении стенок) протяженностью 1 м вероятность его обнаружения - 80%, а протяженностью 0,2 м - 60%. Строго говоря, с помощью данного акустического метода диагностики выявляются места механических перенапряжений конструкции трубопровода, которые в ряде случаев могут быть обусловлены не утонением стенки трубы (являющимся одним из важных факторов при принятии решения о ремонте), а другими факторами, например, разрушением скользящих опор, температурными деформациями и напряжениями. Для подтверждения полученных по отчету результатов хотя бы только на критических участках пришлось бы вскрывать километры теплотрасс. Такая работа реально ведется только при аварийном устранении повреждений и при плановых реконструкциях. На основании статистической выборки порядок достоверности этого метода диагностики составляет около 40% по обобщенным данным специалистов службы диагностики ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» и подрядчика. По нашему мнению, данный метод не дает информацию о толщине стенки металла трубопровода, необходимую для принятия решения о ремонте и прогнозировании сроков дальнейшей эксплуатации.

Ультразвуковой метод. В период с 2005 по 2009 гг. диагностической организацией с использованием ультразвуковой системы Wavemaker проводились работы по диагностике тепловых сетей, было обследовано более 5 км тепловых сетей (рис. 3).

Данный метод диагностики не требует отключения трубопровода. На предварительно подготовленную поверхность, свободную от теплоизоляции, надевается надувное кольцо с преобразователями. Спиральная акустическая волна распространяется в обе стороны от кольца и по ее отражению от неоднородностей можно судить об изменении площади поперечного сечения металла. В процессе диагностики выявляются места с изменением площади поперечного сечения на 5% и более от номинальной толщины стенки металла трубопровода. Акустическая волна, создаваемая генератором, имеет ограниченную мощность, ее затухание определяется наличием сварных швов, углов поворота, переходов диаметра. До нас этот метод никогда не использовался для проведения диагностики трубопроводов тепловых сетей. Таким образом, при подземной прокладке можно использовать метод Wavemaker только для диагностики участков трубопроводов, прилегающих к тепловым камерам, а также при шурфовках (плановых и аварийных). Самым большим достоинством метода является сравнительная быстрота получения результата диагностики, что в ряде случаев делает возможным получение информации о состоянии металла непосредственно на месте производства аварийных работ. Применение данного метода на тепловых сетях требует значительных усилий по подготовке рабочего места и, самое главное, снятия теплоизоляции, площадью 300x300 мм, с последующим выполнением зачистки трубопровода и восстановлением разрушенной изоляции. В результате проведения диагностики из-за затухания акустической волны, создаваемой генератором, большие по длине участки трубопроводов оказываются не обследованными. После шурфовок и осмотров трубопроводов был сделан вывод, что достоверность метода составляет не более 50% и не дает полной информации о состоянии трубопровода и такой информации, как толщина стенки металла трубопровода, необходимой для принятия решения о ремонте и прогнозированию сроков дальнейшей эксплуатации.

Метод акустической эмиссии. В период с 2005-2008 гг. с использованием метода акустической эмиссии специализированной организацией проводились работы по диагностике тепловых сетей. Было обследовано более 2 км тепловых сетей (рис. 4).

Метод основан на принципе генерации (эмиссии) акустических сигналов в местах нарушения структуры металла при постепенном ступенчатом повышении давления рабочей среды. При одном подъеме давления данным методом можно продиагностировать около 1000 м трубопровода.

Как показал опыт практического применения, для обследования участка тепловой сети нужна тщательная подготовка рабочего места. Датчики устанавливаются на трубопроводе продольно по длине участка, расстояние между соседними датчиками должно быть около 30 м. В местах установки датчиков металл необходимо тщательно зачищать до зеркального блеска «пятнами» диаметром около 7 см. Для проведения диагностических работ давление теплоносителя необходимо поднять не менее чем на 10% от эксплуатационного значения и затем в течение 10 минут произвести запись акустических сигналов. После компьютерной обработки полученной информации в отчете предоставляются координаты дефектов в металле с указанием степени их опасности (от 1-го до 4-го класса). Один комплект аппаратуры включает в себя 16 датчиков.

Учитывая трудоемкость подготовительных работ для обследования данным методом подземного трубопровода, более целесообразным представляется его применение на участках надземной прокладки. Эффективность метода акустико-эмиссионного контроля можно условно оценить как среднюю. Достоверность результатов при диагностике методом акустической эмиссии участков оказалась, по нашей оценке, на уровне 40%. Данный метод не дает информацию о толщине стенки металла трубопровода, необходимую для принятия решения о его ремонте и прогнозирования сроков дальнейшей эксплуатации.

Описанные выше методы технического диагностирования не позволяют полностью осуществить техническую диагностику состояния подземных теплопроводов и выявить все участки, требующие ремонта, т.е. не позволяют полностью получить требуемую информацию о фактическом состоянии трубопроводов, что вызывает необходимость совершенствования этих методов, а также разработку новых инструментальных методов на основе современного развития технических средств.

Одним из примеров совершенствования существующих методов является работа, проводимая ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно со специализированными диагностическими организациями, по оценке состояния коррозионно-опасных зон с использованием программных комплексов для анализа статистической информации и результатов тепловизионной съемки, а также аппаратов, перемещаемых внутри трубы, которые оснащены телевизионной и ультразвуковой техникой.

Но прежде, чем говорить о разработанных модулях, предназначенных для проведения внутритрубной диагностики, остановимся на принципах формирования программ проведения данного вида диагностики.

Формирование программ диагностики и критерии выбора участка для проведения внутритрубной диагностики (ВТД). Выбор участков под обследование методом ВТД осуществляется специалистами службы диагностики с использованием географической информационно-аналитической системы «Теплосеть» (ГИАС «Теплосеть») и результатов обследования инфракрасной тепловизионной аэрофотосъемки, загружаемых в ГИАС «Теплосеть» (рис. 5).

Ввод паспортной информации о трубопроводах, а также информации, полученной в результате обследований дефектов, диагностики, коррозионных измерений, выполняется по определенному алгоритму в электронную схему тепловой сети. В нашем случае система мониторинга - это, по существу, программная оболочка на основе цифровой пространственной модели, позволяющая работать с информацией по всем базам данных, относящимся к тепловой сети, и представлять ее в виде, удобном для просмотра и восприятия. Рабочее название этой системы - ГИАС «Теплосеть» (подробнее см. статью И.Ю. Никольского на с. 19-24 - прим. ред.). В настоящее время система мониторинга позволяет рационально составлять программы как реконструкции, так и выборочного капитального ремонта с целью продления ресурса трубопровода до его вывода в реконструкцию и определяет участки для диагностики.

Критерии выбора участка для диагностики в ГИАС «Теплосеть»:

■ коэффициент удельной повреждаемости;

■ наличие внешних факторов, ускоряющих коррозионный износ;

■ технологическая значимость данного участка тепловой сети, которая напрямую связана с величиной прогнозируемого недоотпуска тепловой энергии при аварийном устранении повреждений в зимний период;

■ социальная значимость, определяемая тяжестью возможных социально-экономических последствий в случае повреждений;

■ результаты тепловизионной съемки и градиента температуры на участке.

Площадная аэрофотосъемка в ИК-диапазоне (рис. 6) выполняется с помощью тепловизора, в качестве транспортного средства используется вертолет Ми-8.

Отчетные материалы представляются в виде каталога температурных аномалий. В удобной для сравнения форме приводятся фрагменты карты расположения тепловых сетей, съемки в оптическом и инфракрасном диапазонах волн. Метод очень эффективен для планирования ремонтов, диагностики и выявления участков с повышенными тепловыми потерями. Съемка проводится весной (март - апрель) и осенью (октябрь - ноябрь), когда система отопления работает, но снега на земле нет. На обследование и получение результатов по всей территории г. Санкт-Петербурга уходит всего две недели. Данный метод позволяет не только определить места разрушения изоляции и разгерметизации трубопроводов, но и отслеживать развитие во времени такого рода изменений. По результатам тепловизионной съемки специалисты службы диагностики с целью определения причины аномалии (мест повышенных тепловых потерь) выполняют надземное обследование с использованием приборов корреляционной и акустической диагностики.

Диагностический модуль для внутритрубной диагностики Ду700-1400. В 2009 г. нашим предприятием совместно с диагностической организацией был опытно внедрен новый метод диагностики - внутритрубная диагностика (ВТД) с использованием телеуправляемого диагностического комплекса (ТДК) (рис. 7).

Созданный для внутритрубной диагностики телеуправляемый диагностический комплекс включает в себя взрывозащищенное средство доставки (внутритрубный дефектоскоп), на которое могут быть установлены различные сменные модули неразрушающего контроля: визуального и измерительного контроля (модуль ВИК), а также бесконтактного («сухого») ультразвукового контроля с применением электромагнитно-акустических преобразователей (ЭМАП) прямого и наклонного ввода УЗ-импульса (ЭМА-модуль).

Загрузка внутритрубного дефектоскопа с установленными диагностическими модулями производится через имеющиеся горловины теплофикационных камер и смотровых колодцев (люк - лазы Ду600), а при необходимости - в местах ремонта. Для подготовки места запуска внутритрубного дефектоскопа внутрь трубопровода осуществляется вырезка козырька размером 800x800 мм (рис. 8), в прилегающих камерах выполняется вырезка размером 200x200 мм для осуществления вентиляции диагностируемого участка трубопровода. Внутритрубный дефектоскоп может перемещаться как по горизонтальным трубопроводам Ду700-1400 со скоростью 50 мм/с, так и по наклонным и вертикально расположенным участкам Ду700-1000 со скоростью 25 мм/с, а также проходить крутозагнутые отводы и равнопроходные тройники. Внутритрубный дефектоскоп способен перемещаться внутри технологических трубопроводов на расстояние до 240 м от мест загрузки. Диагностическое и вспомогательное оборудование размещается в передвижной автолаборатории на базе автомобиля «Газель».

Использование ЭМАП позволяет проводить диагностику трубопроводов, в том числе диагностику объектов, имеющих загрязненную поверхность (ржавчина, коррозия и т.д.), без использования контактной жидкости, по неподготовленной поверхности, через воздушный зазор до 1,5 мм. Диапазон толщин стенок, доступных для контроля, находится в пределах 6-30 мм. Для проведения контроля ЭМАП располагаются диаметрально-противоположно в ЭМА-модуле, установленном на узел ротации внутритрубного дефектоскопа. Узел ротации обеспечивает поворот преобразователей по окружности трубопровода, а телескопические манипуляторы - выдвижение преобразователей до поверхности трубопровода для обеспечения постоянного воздушного зазора между контролируемой поверхностью и преобразователями. Внутритрубный дефектоскоп обеспечивает поступательное и спиральное перемещение модуля внутри трубопровода, за счет чего реализуются динамические режимы контроля - сплошное сканирование тела трубы или сканирование с заданным шагом от 10 до 200 мм.

Сплошной и пошаговый ЭМА-контроль осуществляется на прямолинейных участках трубопровода, а внутри отводов проводится измерение остаточной толщины стенки. Результаты внутритрубного сканирования с применением ВИК- и ЭМА-модулей выводятся на экраны мониторов принимающего и управляющего компьютеров (рис. 9), установленных в автолаборатории, с целью оценки контролером обнаруженных дефектов тела трубы.

С целью получения информации об остаточной толщине стенки трубы в потенциально опасных участках принято решение о дооснащении телеуправляемого диагностического комплекса модулем вихретокового контроля, который позволит определять утонения стенки в диапазоне 0,5-6 мм на корродированных поверхностях.

Для обеспечения полноценного контроля технического состояния трубопроводов теплосетей в 2010-2011 гг. была выполнена следующая модернизация:

■ усовершенствована конструкция для обеспечения функционирования ТДК в условиях повышенной влажности (до 100%), а также в частично погруженном в воду состоянии;

■ дооснащен ТДК модулем вихретокового контроля для определения остаточной толщины на участках коррозионного поражения трубопроводов в диапазоне 0,5-6,0 мм;

■ разработан новый сканер для перемещения ЭМАП вдоль оси трубопровода с обеспечением производительности контроля не менее 10 м/ч;

■ доработан ЭМАП для обеспечения контроля в условиях состояния внутренних поверхностей, специфичных для трубопроводов тепловых сетей;

■ разработано специализированное программное обеспечение, обеспечивающее архивирование и отображение результатов контроля в реальном времени.

Основным критерием, учитываемым при принятии решения по замене трубопровода, являлась информация о фактической толщине стенки металла трубопровода, необходимая для расчета на прочность и наработки на отказ трубопровода тепловой сети. В программу немедленного аварийного ремонта включались участки с утонением толщины металла от 40% и более, участки с утонением металла от 20 до 40% планируются к замене в последующие периоды.

В 2009 г. выполнена диагностика 800 пм, обнаружено 24 потенциально опасных участка, заменено 11 п м подающего трубопровода.

В 2010 г. выполнена диагностика 1400 пм, обнаружено 33 потенциально опасных участка, заменено 106 п м подающего трубопровода.

В 2011 г. выполнена диагностика 2700 пм, обнаружено 52 потенциально опасных участка, заменено - 240 п м подающего трубопровода.

Диагностический модуль для внутритрубной диагностики Ду 300-600 . Учитывая технологическую потребность в диагностике трубопроводов диаметром от 300 до 600 мм ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно с диагностическими организациями продолжило разработку аппаратов, погружаемых внутрь трубопровода и позволяющих определить фактическую толщину стенки металла трубопровода, оснащенных телевизионной и ультразвуковой техникой.

В 2011 г. впервые был применен диагностический модуль, позволяющий диагностировать трубопроводы диаметром Ду300-600, который разрабатывался подрядной организацией в тесном контакте с ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» (рис. 10).

Данный модуль представляет из себя электромеханическую каретку с приводом на задние колеса. Максимальная дальность доставки видео- и ультразвукового оборудования ограничивается тяговым усилием двигателя каретки и составляет 130 м. Измерительное оборудование установлено в головной части робота, представляющее собой конструктивный элемент с возможностями производить вращательные движения вокруг своей оси на 180 О по часовой и против часовой стрелки за счет установленного в роботе электромеханического привода (рис. 11). Пневматические болгарки имеют круги лепесткового типа, используемые для зачистки внутренней поверхности трубопровода от коррозии. Воздух на пневмоинструмент подается через пневмопредохранители по пневмотрубкам высокого давления от автономного бензинового компрессора. Толщинометрия производится посредством двух толщиномеров, установленных в корпус каретки робота. Датчики толщиномеров выведены на голову робота и расположены на одной оси с зачистными пневмоболгарками. В качестве контактной жидкости между датчиками и поверхностью металла используется вода, подающаяся через электроклапан по пневмотрубке при помощи водяного насоса. Выдвижение пневмоболгарок и плотное прилегание датчиков толщиномеров к контролируемому участку стенки трубы осуществляется при помощи пневмоцилиндров.

Загрузка внутритрубного дефектоскопа с установленными диагностическими модулями производится через шурфы (рис. 12), габаритные размеры оборудования в настоящее время не позволяют осуществлять его загрузку через люк - лазы Ду600. Для подготовки места запуска внутритрубного дефектоскопа внутрь трубопровода осуществляется вырезка металла трубопровода в верхней части в месте шурфовки длиной не менее 1,2 м и шириной 0,5Ду трубопровода, а в прилегающих камерах выполняется вырезка размером 200x200 мм для осуществления вентиляции диагностируемого участка трубопровода. Внутритрубный аппарат может перемещаться только горизонтально, скорость контроля более 100 мм/с.

Диагностическое и вспомогательное оборудование размещается в передвижной автолаборатории на базе автомобиля «Газель». Управление внутритрубным дефектоскопом осуществляется через ноутбук с помощью специализированной программы. Контроль осуществляется с заданным шагом 100 мм. Результаты внутритрубного сканирования с применением визуально измерительного контроля и выполнением ультразвуковой толщинометрии выводятся на экраны монитора принимающего и управляющего компьютера, с целью оценки контролером повреждений, обнаруженных в результате контроля (рис. 13).

С целью адаптации существующего дефектоскопа и обеспечения полноценного контроля технического состояния трубопроводов теплосетей в 2011 г. была выполнена следующая модернизация:

■ установлена на ультразвуковой датчик демпферная подушка, обеспечивающая более ровный контакт поверхности стенки металла трубопровода и ультразвукового датчика;

■ для повышения надежности передачи данных о толщине стенки металла обследованного трубопровода заменена технология передачи информации по протоколу Ethernet между внутритрубным дефектоскопом и оператором на протокол Com.

В 2011 г общая протяженность продиагностированных участков составила 1665 п м, заменено 132 п м подающего трубопровода. Оперативно до возникновения повреждения устранено более 30 потенциально опасных участков тепловых сетей и два перекоса сильфонных компенсаторов, обнаруженных по результатам ВИК.

Достоинства внутритрубной диагностики с применением телеуправляемого диагностического комплекса следующие.

1. Отображение результатов диагностики (в первую очередь, фактической толщины стенки) в режиме реального времени и обеспечение их архивирования.

2. Получение достоверной информации о реальной геометрии трубопровода, фактическом расположении сварных соединений, а также о состоянии внутреннего пространства трубопровода.

3. Значительное сокращение объема земляных и подготовительных работ для проведения контроля трубопровода снаружи по сравнению с шурфовочными работами.

4. Применение различных модулей неразрушающего контроля при проведении ВТД позволяет выявлять:

■ поверхностные дефекты сварных соединений (непровары, подрезы, утяжины и т.д.);

■ вмятины, посторонние предметы, загрязнения во внутритрубном пространстве;

■ внутренние дефекты тела трубы (расслоения, неметаллические включения);

■ участки наружной поверхности трубопровода со сплошной и язвенной коррозией, забоины и пр.;

■ трещиноподобные дефекты, ориентированные вдоль оси трубопровода;

■ толщину стенки трубы.

Ограничения внутритрубной диагностики. Опыт работы показал ряд существенных отличий внутреннего состояния трубопроводов теплосетей от газопроводов, что внесло свои коррективы в сложившуюся методику проведения контроля трубопроводов тепловых сетей, они следующие.

1. Наличие твердых коррозионных отложений (рис. 14), недемонтированных врезок временного трубопровода (рис. 15), деформации сильфонных компенсаторов (рис. 16), не позволяющие проводить ЭМА и УЗК-контроль в динамическом режиме (а также ВИК кольцевых сварных швов).

2. Двухстороннее коррозионное повреждение тела трубы (наружная и внутренняя поверхность), вызывающее нестабильный акустический контакт.

3. Значительная температура и влажность внутри трубопровода, что требует проведения серьезных подготовительных работ перед началом диагностики.

В этой связи на трубопроводах проводилось внутритрубное обследование с выявлением вмятин, посторонних предметов, загрязнений во внутритрубном пространстве, а также УЗТ и ЭМА-толщинометрия в статическом режиме. В плоскости сечения трубопровода замеры толщины выполнялись через каждые 60 О (2 часа) по окружности и с шагом 100 мм вдоль оси трубы, по результатам замеров строилась толщинограмма по каждой проконтролированной трубе.

1. Выполнение ВТД и проведение ремонтных работ по результатам диагностики позволили в значительной мере повысить эксплуатационную надежность трубопроводов ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга».

2. Применение ВТД обеспечивает выявление мест коррозионных повреждений без предварительной подготовки поверхности в диапазоне от 3 мм и выше.

3. В целях совершенствования внутритрубной диагностики и ее широкого применения необходима следующая доработка оборудования ВТД:

■ доработка существующих образцов внутритрубных дефектоскопов с целью их адаптации для контроля трубопроводов тепловых сетей с повышенной влажностью внутри трубопровода и высокой температурой до 60 О С;

■ разработка дополнительных методов зачистки, таких как гидродинамическая очистка трубопроводов и др.;

■ уменьшение габаритов модулей и осуществление возможности прохода нескольких углов поворота трубопроводов (более 2-х на одном участке тепловой сети);

■ увеличение расстояния перемещения от места загрузки до 500 м.

Заключение

Подводя итог, следует отметить, что на сегодняшний день существующие методы внутритрубной диагностики не способны дать 100% представления о фактическом состоянии трубопровода и его рабочем ресурсе. Необходимо выполнять комплекс диагностических мероприятий с использованием целого ряда других видов неразрушающего контроля (инфракрасная диагностика, акустическая и корреляционная диагностика и т.д.). Достоверность имеющихся методов внутритрубной диагностики находится на уровне - 75 - 80%, которая в 1,5-2 раза выше, чем достоверность других методов неразрушающего контроля, дающих информацию о состоянии металла трубопровода и используемых ранее в ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга». Благодаря совершенствованию метода внутритрубной диагностики и модулей неразрушающего контроля, а также разработке новых инструментальных методов контроля трубопроводов на основе современного развития технических средств, станет возможным заменить гидравлические испытания на диагностику трубопроводов тепловой сети неразрушающими методами контроля.

В связи с этим необходимо продолжать работы по совершенствованию используемых методов внутритрубной диагностики, модернизировать оборудование, снижать себестоимость, увеличивать объемы диагностических работ.

Ни один из современных способов внутритрубной диагностики трубопроводов с применением интеллектуальных поршней, использующих магнитные и ультразвуковые методы обследования, не позволяет выявить за один прогон снаряда 100% дефектов. Объясняется это, прежде всего тем, что каждый из применяемых методов имеет те или иные ограничения по выявлению дефектов определённого типа. В частности, серьёзным недостатком ультразвукового метода обследования является необходимость наличия контактной жидкости или геля, что делает его практически неприемлемым для диагностирования газопроводов.

Одним из методов, лишённых такого недостатка является метод электромагнитно-акустического преобразования (ЭМАП).

Принцип действия ЭМАП способа заключается в трансформации электромагнитных волн в упругие акустические. Как и в контактных ультразвуковых методах контроля, при дефектоскопии с применением ЭМАП используют преимущественно два способа генерации и регистрации ультразвуковой волны - импульсный и резонансный. Для реализации импульсного метода, наиболее часто применяемого для целей диагностики, в основном применяют те же электронные блоки, что и в традиционных ультразвуковых приборах, в которых возбуждение и приём ультразвука осуществляется с помощью пьезопреобразователей. Различие заключается в том, что вместо пьезоэлемента используется катушка индуктивности и имеется устройство для возбуждения поляризующего магнитного поля. В результате взаимодействия силы Лоренца и магнитострикции (магнитострикция - явление изменения формы и размеров тела при намагничивании; характерна для ферромагнитных веществ и измеряется относительной величиной удлинения ферромагнетика при намагничивании) с металлической поверхностью возникает акустическая волна, распространяющаяся в стенке трубы. В данном случае обследуемый материал сам является преобразователем.

Считается, что для уверенной работы ЭМА дефектоскопа необходимы магнитные поля с напряжённостью порядка 106 А/м. Современные дефектоскопы с использованием в конструкции разрезного магнитопровода с контролируемым прижимом постоянных магнитов к внутренней стенке трубы позволяют создать напряжённость магнитного поля в области действия ЭМА преобразователей (ЭМАП) до 30 кА/м.

Трещины и коррозионное растрескивание нарушают направленную ультразвуковую волну, что вызывает отражённый эхо-сигнал. На основе анализа отражённого эхо-сигнала делаются выводы о состоянии стенки трубы.

Таким образом одним из главных достоинств дефектоскопа с использованием ЭМАП является его уникальная способность по выявлению дефектов, обусловленных взаимодействием металла в напряжённым состоянии и коррозионной среды - стресс-коррозионного растрескивания, а также растрескивания вследствие водородного насыщения.

Следует отметить, что стресс-коррозионные поражения характерны для газопроводов высокого давления и являются крайне опасными дефектами, выявление и локализация которых представляет собой очень сложную задачу.

Побочным эффектом разработки внутритрубных инспекционных снарядов с использованием ЭМАП оказалась их способность выявлять состояние изоляционного покрытия. При этом по характеру зарегистрированных сигналов можно разделить состояние изоляционного покрытия трубопровода на категории:

• отслоение без нарушения целостности;
• нарушение целостности (отсутствие) изоляционного покрытия;

что очень важно при реализации программы переизоляции трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительные сроки.

Технические возможности наиболее передовых компаний, занимающихся разработками внутритрубных инспекционных снарядов, позволяют оснастить дефектоскопы инерциальными измерительными системами на базе оптоволоконных гироскопов. Указанная система выполняет картографирование трубопровода, т.е. определяет его пространственное положение в координатах DGPS. В дальнейшем, при обработке данных обследования, для каждого выявленного дефекта определяются координаты DGPS, которые заносятся в общую электронную базу данных обследования, которая передаётся оператору трубопровода.

Оперируя базой данных обследования, оператор трубопровода может самостоятельно разработать программу ремонта. При этом, если ранее, когда исчерпывающая информация о состоянии изоляции трубопроводов была недоступна операторам трубопроводов, т.е. о её состоянии судили по косвенным признакам (результаты дефектоскопии на потерю металла, выборочные шурфовки, обследование состояния системы ЭХЗ и т.п.), то при появлении на внутритрубном диагностическом рынке технологии ЭМАП отпадает необходимость в глобальной переизоляции трубопроводов. Что позволяет операторам трубопроводов экономить колоссальные средства. А если учесть, что данный вид инспекционных снарядов даёт дополнительную информацию по трещиноподобным дефектам, экономический эффект от их применения оказывается ещё больше.

Инспекционный снаряд с использованием ЭМАП состоит из следующих системных компонентов:

• батареи;
• устройства записи и хранения информации;
• блока определения трещин;
• блока определения отслоения изоляции;
• блока одометра;
• блока контроля скорости (опция)

Полевые испытания снарядов ЭМАП подтверждают, что прибор с высокой точностью определяет плоские трещины и различные степени нарушения изоляции:

Изоляция, нанесённая в полевых условиях, и соответствующие данные обследования

К основным преимуществам снаряда ЭМАП можно отнести следующие:

• сенсоры не требуют контактной жидкости, что позволяет использовать снаряд для обследования как жидкостных, так и газовых трубопроводов;
• на сигналы ЭМАП не оказывает влияния среда, вследствие чего достигается высокая точность измерений;
• особые возможности обнаружения стресс-коррозионного растрескивания; колоний трещин и различных видов отдельных трещин (сетка трещин, внешние продольные трещины на границе сварного шва, усталостные трещины), а также трещины в продольных швах или в зоне, примыкающей к ним;
• это единственный внутритрубный инспекционный снаряд, определяющий наружное отслоение изоляции;
• возможность комбинирования с другими инспекционными технологиями для создания высокоэффективного инспекционного снаряда; например, возможна комбинация с блоком картографирования и блоком контроля скорости (скорость снаряда до 5 м/с при скорости потока перекачиваемой среды до 12 м/с - не уменьшается пропускная способность трубопровода).

Отправить заявку на эту услугу