Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение нормального состояния линейной части промысловых и магистральных трубопроводов. Подземные трубопроводы, работающие при нормальных режимах, сохраняются, по крайней мере, несколько десятков лет. Так, например, некоторые трубопроводы, проработавшие около двадцати лет, полностью сохранились и не требуют ремонта. Этому способствовало то большое внимание, которое уделяется систематическому контролю состояния подземных и надземных трубопроводов и своевременная ликвидация появляющихся дефектов.
Как правило, большинство дефектов на трубопроводах появляются в результате коррозионных и механических повреждений, определение места и характера которых связаны с рядом трудностей и большими материальными затратами. Совершенно очевидно, что вскрытие трубопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. К тому же обследовать можно только внешнюю поверхность трубопровода. Поэтому в течение последних лет в нашей стране и за рубежом усилие специализированных научно-исследовательских и проектных организаций направлено на решение проблемы определения состояния подземных и надземных промысловых, магистральных нефтепродуктопроводов без их вскрытия. Эта проблема связана с большими техническими трудностями, однако при использовании современных методов и средств измерительной техники она успешно решается.
В настоящее время уже имеются некоторые методы и средства, которые позволяют контролировать состояние трубопроводов, и появляется новое направление «Техническая диагностика».
Целью технической диагностики являются определение возможности и условий дальнейшей эксплуатации диагностируемого оборудования и в конечном итоге повышение промышленной и экологической безопасности.
Задачами технической диагностики, которые необходимо решить для достижения поставленной цели, являются:
- обнаружение дефектов и несоответствий, установление причин их появления и на этой основе определение технического состояния оборудования;
— прогнозирование технического состояния и остаточного ресурса (определение с заданной вероятностью интервала времени, в течение которого сохранится работоспособное состояние оборудования).Решение перечисленных задач, особенно для сложных технических систем и оборудования, позволяет получить большой экономический эффект и повысить промышленную безопасность соответствующих опасных производственных объектов.
Эксплуатация трубопроводов промышленных предприятий
... трубопроводы. Для трубопроводов и арматуры проектной организацией устанавливается расчетный срок эксплуатации. Ответственный за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов ... общих затрат на монтаж оборудования. [1] 1. Определение Трубопровод является совокупностью деталей и ... неисправностей, или дефектов до пуска трубопровода в эксплуатацию. К обслуживанию трубопроводов могут быть ...
1. Объект диагностирования
Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа, прошедшего подготовку из района добычи в районы его потребления. Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через определенные расстояния.
Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.
Магистральные газопроводы классифицируются по величине рабочего давления и по категориям.
В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:
- класс — рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;
- и класс — рабочее давление от 1,2 МПа до 2,5 МПа включительно.
Газопроводы, эксплуатируемые при, давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным, это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах, а также другие газопроводы.
В зависимости от назначения и диаметра, с учетом требований безопасности эксплуатации магистральные газопроводы и их участки подразделяются на пять категорий: В,I, II, III и IV . Категория газопроводов определяется способом прокладки, диаметром и условиями монтажа.
Основные объекты и сооружения магистрального
газопровода
В состав МГ входят следующие основные объекты (рис. 15.2):
- головные сооружения;
- компрессорные станции;
- газораспределительные станции (ГРС);
- подземные хранилища газа;
- линейные сооружения.
На головных сооружениях производится подготовка добываемого газа к транспортировке (очистка, осушка т п).
В начальный период разработки месторождений давление газа, как правило, настолько велико, что необходимости в головной компрессорной станции нет. Ее строят позднее, уже после ввода газопровода в эксплуатацию.
Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.
Газ из магистрального газопровода через открытый кран поступает в блок пылеуловителей. После очистки от жидких и твердых примесей газ компримируется газоперекачивающими агрегатами (ГНА) далее он проходит через аппараты воздушного охлаждения (АВО) и через обратный клапан 8 поступает в магистральный газопровод .
Объекты компрессорной станции, где происходит очистка, компримирование и охлаждение, т.е. пылеуловители, газоперекачивающие агрегаты и она, называются основными, для обеспечения их нормальной работы сооружают объекты вспомогательного назначения: системы водоснабжения, электроснабжения. вентиляции, маслоснабжения и т.д.
Газораспределительные станции сооружают в конце каждого магистрального газопровода или отвода от него.
Высоконапорный газ, транспортируемый по магистральному газопроводу, не может быть непосредственно подан потребителям, поскольку газовое оборудование, применяемое в промышленности и в быту, рассчитано на сравнительно низкое давление. Кроме того, газ должен быть очищен от примесей (механических частиц и конденсата), чтобы обеспечить надежную работу оборудования. Наконец, для обнаружения утечек газу должен быть придан резкий специфический запах. Операцию придания газу запаха называют одоризацией.
Безопасное обращение с электричеством, бытовым газом и средствами бытовой химии
... безопасности. А ведь это надо знать всем, даже тем, кто по своей специальности и образованию очень далёк от электричества – ведь все мы пользуемся бытовыми электрическими приборами. При ... и запросов современного человека привели к резкому увеличению выпуска продукции бытовой химии. Глава 1. Безопасное обращение с электричеством. 1.1. Меры электробезопасности в быту. Почему-то сложилось так, ...
Понижение давления газа до требуемого уровня, его очистка, одоризация и измерение расхода осуществляются на газораспределительной станции (ГРС).
Принципиальная схема ГРС приведена на рис. 15.4.
Газ по входному трубопроводу 1 поступает на ГРС. Здесь он последовательно очищается в фильтре 2, нагревается в подогревателе Зи редуцируется в регуляторах давления 4. далее расход газа измеряется расходомером 5 я в него с помощью одоризатора б вводятся одорант — жидкость, придающая газу запах.
Необходимость подогрева газа перед редуцированяем связана с тем, дросселирование давления сопровождается (согласно эффекту джоуля-Томсона) охлаждением газа, создающим опасность закупорки трубопроводов ГРС газовыми гидратами.
Подземные хранилища газа служат для компенсации неравномерности газопотребления. Использование подземных структур для хранения газа позволяет очень существенно уменьшить металлозатрат и капиталовложения в хранилища
Линейные сооружения газопроводов отличаются от аналогичных сооружений нефте- н нефтепродуктопроводов тем, что вместо линейных задвижек используются линейные шаровые краны, а кроме того для сбора вытпадающего конденсата сооружаются конденсатосборники.
Длина магистрального газопровода может составлять от десятков до нескольких тысяч километров, а диаметр — от 150 до 1420 мм. Большая часть газопроводов имеет диаметр от 720 до 1420 мм Трубы и арматура магистральных газопроводов рассчитаны на рабочее давление до 7,5 МПа
Трубы
Для сооружения магистральных газопроводов применяются бесшовные или сварные трубы из низколегированных или малоуглеродистых мартеновских спокойных сталей с максимальным содержанием углерода в металле труб не более 0,27%. Сталь труб должна хорошо свариваться дуговыми методами и стыковой контактной сваркой. Показатели, характеризующие химический состав и механические свойства металла труб, допускаемых к применению для магистральных газопроводов, должны удовлетворять требованиям специальных технических условий или ГОСТ.
Рис. №1 Схема магистрального газопровода; 1 — газосборные сети; 2 — промысловый пункт сбора газа; 3 — головные сооружения; 4 — компрессорная станция; 5 — газораспределительная станция; 6 — подземные хранилища; 7 — магистральный трубопровод; 8 — ответвления отмагистрального трубопровода; 9 — линейная арматура; 10 — двухниточный проход через водную преграду.
Поставляемые для сооружения магистральных газопроводов трубы имеют сертификаты завода-изготовителя, в которых должны быть указаны: а) номинальный размер труб; б) номер ТУ, по которым изготовлены трубы; в) марка стали; г) результаты механических испытаний; д) результаты гидравлических испытаний.
На каждой трубе на расстоянии около 500мм от одного из концов должны быть выбиты клейма: марка стали, месяц и год изготовления трубы, номинальные размеры по толщине стенки и диаметру, товарный знак завода и клеймо ОТК, номер трубы, номера плавок, из которых изготовлена труба. Клеймо выбивается вблизи от продольного шва. Участок клеймения обводится черной краской.
Каждая труба, предназначенная для сооружения магистральных газопроводов, должна подвергаться на заводе-изготовителе гидравлическому испытанию внутренним давлением, создающим в металле труб кольцевые напряжения, равные 90% от текучести металла в готовой трубе. Расчет напряжении по минимальной толщине стенки трубы.
Таблица 1. Характеристика электросварных труб
|
Диаметр труб» мм |
Толщина стенки, мм |
Теоретический вес 1 пог. м,кг |
Марка стали |
Длина труб, м |
Завод-изготовитель |
|
529 |
7 |
90,11 |
10Г2СД (МК) |
Ждановский металлургический завод им. Ильича |
|
|
529 |
8 |
102,9 |
19Г |
10,5-12,0 |
Челябинский трубопрокатный |
|
529 |
8 9 |
102,9 115,4 |
14ХГ СилиМК |
10,0-12,0 |
Xарпизский трубный |
|
630 |
7 |
107,5 |
10Г2СД (МК) |
8,0 |
Ждановский металлургический завод им. Ильича |
|
720 |
8 9 10 |
140,5 157,8 175,1 |
19Г |
10,5-12,2 |
Челябинский трубопрокатный |
|
820 |
9 10 11 |
180,0 199,8 219,5 |
14ГН |
10,5-12,2 |
Челябинский трубопрокатный |
|
1020 |
10 |
249,1 |
114ГН 17ГС 15Г2С |
5-12 |
Новомосковский |
.2 Неисправности и дефекты объекта диагностирования
Дефекты в магистральном проводе:
а) трещины в сварных стыках;
б) коррозионные свищи;
в) разрывы трубы вследствие коррозионного проржавления и недоброкачественного заводского проката;
г) прорывы прокладок в задвижках и фланцевых соединениях;
д) повреждение электрических распределительных, устройств и трансформаторов;
е) обрыв проводов и падение столбов, а также повреждение устройств телефонной связи.
Аварией на трубопроводе считается:
а) повреждение трубопровода, сопровождающееся пожаром или безвозвратной лотерей нефти или нефтепродуктов свыше 500 т;
б) взрыв трубопровода, сопровождающийся пожаром;
в) повреждение трубопровода вследствие землетрясения, оползня, наводнения, урагана и других стихийных бедствий.
Повреждения всех видов, в зависимости от тяжести вызываемых последствий для производства, разделяются на три категории.
К повреждениям I категории относятся повреждения, повлекшие за собой потерю более 100 т нефти или нефтепродуктов, или порчу качества последних более 200 т; повреждения, вызвавшие остановку перекачки продолжительностью более 8 ч, а также повреждения, сопровождающиеся тяжелым травматизмом. К повреждениям II категории относятся повреждения, повлекшие за собой остановку перекачки продолжительностью менее 8 ч; повреждения, повлекшие за собой одновременную потерю от 10 до 100 т нефти или нефтепродуктов или же порчу качества 100-200 т их; обрывы телефонных проводов и другие обстоятельства, вызвавшие нарушение телефонной связи и остановку перекачки по трубопроводу. К повреждениям III категории относятся коррозийные свищи, трещины сварных стыков трубопроводов, течи сальников задвижек и другие дефекты, не приводящие к остановке перекачки и сопровождающиеся потерями нефти и нефтепродуктов до 10 т.
Повреждения трубопроводов возникают в основном из-за некачественного выполнения работ при строительстве, а также из-за несоблюдения правил технической эксплуатации магистральных трубопроводов.
Так, неудовлетворительная защита трубопроводов от почвенной коррозии и коррозии, вызываемой блуждающими токами, приводит к повреждению стенки трубы в виде сквозных проржавлений свищей; неправильно назначенный тип изоляционного покрытия, а также некачественно приготовленная мастика и несоблюдение толщины наносимого покрытия при изоляционных работах также приводят к сквозным проржавлениям трубопровода. Нарушение технологии сварки, а также применение некачественных сварочных материалов, в частности электродов приводит к разрушению сварных стыков трубопроводов (рис№2)
Дефекты, наблюдаемые в сварных стыках трубопроводов, могут быть разделены на две группы.
К первой группе относятся дефекты, вызывающие нарушение герметичности трубопровода, как, например, сквозные поры, трещины, разрывы.
Поры имеют обычно групповой характер и приводят к образованию в стыках свищей. Наиболее часто поры наблюдаются в замыкающих участках стыков (замках) при газовой и электродуговой сварке.
Ко второй группе относятся дефекты, выявляемые внешним осмотром или просвечиванием швов гамма-лучами радиоактивных элементов в процессе строительства, но не вызвавшие нарушения герметичности трубы. К числу таких дефектов сварных швов относятся:
а) несквозные поры и шлаковые включения;
б) подрезы;
в) непровар;
г) несквовные трещины, расположенные как в корне шва, так и по кромкам.
Несмотря на то, что эти дефекты не нарушают герметичности
сварных соединений, наличие их значительно уменьшает прочность
часто приводит к последующему разрушению стыков.
Имеются также случаи разрывов труб в сварных стыках, не имеющих дефектов. Это объясняется главным образом большим расхождением механических свойств металла шва и основного металла вследствие применения электродов, которые не обеспечивают пределa прочности и предела текучести металла шва, приблизительно равными соответствующим прочностным характеристикам основного металла.
Разрушение в этом случае объясняется действием значительных напряжении, возникающих в трубопроводе при изменении темпера туры металла трубы во время эксплуатации, а также в процессе укладки трубопровода в траншею.
Если прочность трубопровода, выполненного из цельнотянутых труб зависит главным образом от качества сварочно-монтажных и изолиционных, то прочность и герметичность трубопровода, сооружением из труб с продольной или спиральным швом, зависит, кроме того, и от качества заводских швов. Разрыв трубы по продольному шву показан на рис. 2
Нарушения прочности швов свидетельствует в первую очередь о том что принятая на заводе изготовителе технология сварки труб не обеспечивает стабильного провара корня шва.
Сравнительно редко встречаются разрывы труб не в местах сварки а в самом теле трубы.
Это объясняется либо недоброкачественностью металла трубы, либо наличием вмятин, образовавшимся в результате метода в результате производства строительно-монтажных работ.
Иногда не учитывается разница в физических свойствах металла и грунта, в котором уложены трубы.
Известно, что при изменении температуры в пределах от +2 до -2° С характер напряжений и деформаций не может влиять на механические свойства металла труб. Совершенно другое воздействие оказывает подобное изменение температуры на грунт, в котором уложен трубопровод. При замерзании или оттаивании грунтов эти изменения в большинстве случаев приводят к разрушению трубопровода.
Замороженные влажные грунты при оттаивании дают значительную осадку как за счет происшедшего уплотнения, так и вследствие понижения сопротивления сдвигу; при этом чем больше глинистых частиц в грунте, тем меньшим сопротивлением сдвигу он обладает.
Поэтому весной, при оттаивании, имеют место два вида осадки грунта:
) нарушается сцепление в грунте и происходит скольжение массы засыпного грунта вдоль стенок траншеи, при этом в зависимости от рыхлости засыпки и степени подбивки грунта под трубу при ремонте трубопровода с нарушением «постели», интенсивное оседание трубы может сопровождаться ударом;
) паводковые и ливневые воды, протекая вдоль валика трассы, дренируют сквозь рыхлый неслежавшйся грунт засыпки и размывают дно траншеи, вызывая неравномерную осадку трубы.
Следовательно, изгиб трубопроводов, уложенных в грунт, происходит в результате неравномерной осадки, возникающей под действием веса трубы, лежащего над ней насыпного грунта и неоднородности основания. При этом установлено, что осадка труб неизбежна; она тем больше, чем более рыхлый и влажным является грунт дна траншей.
Неравномерность осадки трубопроводов, вызываемая различными свойствами грунтов, является наиболее важной среди прочих причин изгиба трубы.
Создание в трубопроводе дополнительных изгибающих напряжений при наличии других неблагоприятных факторов (например, плохого качества сварки), как правило, приводит к нарушению прочности отдельных стыков. Поэтому при строительстве нефте- и газопроводов, а также при их ремонте качеству постели и правильной укладке труб в траншею следует уделять серьезное внимание.
Рис 2. Размыв дна траншей паводковыми и ливневыми водами: 1- места просачивания вод в засыпную траншею; В — трубопровод; S — размытое дно траншей под уложенным трубопроводом.
Нарушение прочности сварных стыков трубопроводов может произойти из-за продольных растягивающих напряжений, особенно если они действуют в сочетании с другими неблагоприятными факторами.
Издание в трубопроводе растягивающих напряжений обусловливается в основном следующим.
. Разностью температур укладываемого в траншею и эксплуатирующегося трубопровода.
Так как укладывают трубопровод наиболее часто в летние месяцы при сравнительно высокой температуре, а эксплуатируется он круглый, перепад температур в зимние месяцы может достигать 40- 50 С, что ведет к возникновению дополнительных напряжений порядка 1000-1250 кГ/см.
. Напряжениями, возникающими в трубопроводе при oпycкании в траншею. Эти напряжения могут достигать весьма большой величины, близкой к пределу текучести металла.
. Продольными напряжениями, образующимися под действием внутреннего давления перекачиваемого продукта и достигающими как известно, 30% кольцевых напряжений.
При одновременном действии всех этих факторов, а также других случайных явлений растягивающие напряжения в трубопроводе могут быть весьма значительными.
Причиной разрушения сварных стыков могут являться также напряжения, возникающие при сварке, наличие в сварных швах значительных дефектов, понижение температуры металла, хрупкость металла шва и др.
Повреждения трубопроводов в большинстве случаев происходят после многолетней эксплуатации их без профилактических ремонтов. На основе анализа причин повреждения трубопроводов можно наметить некоторые пути их предотвращения.
При строительстве новых и ремонте действующих трубопроводов особое внимание следует обращать на качество монтажа, сварки и изоляции труб. Для повышения качества сварных соединений очень важно, чтобы проверка стыков осуществлялась на трассе сразу же после окончания процесса сварки.
Для предотвращения разрушения трубопровода по причине некачественной изоляции необходимо строго соблюдать требования технических условий на производство изоляционных работ; битумную мастику необходимо готовить при строгом температурном режиме, наносить изоляционное покрытие только на сухую поверхность изолируемой трубы.
Технология сооружения и ремонта трубопровода должна предусматривать возникновение минимальных растягивающих напряжений в трубах и сварных стыках в процессе строительства и ремонта. Для этого необходимо в процессе укладки создавать запас длины трубопровода по сравнению с длиной траншеи в виде изгибов.
Так как наиболее высокие напряжения в трубопроводе возникают при изоляционно-укладочных работах, подъем и укладку трубопровода следует производить большим числом трубоукладчиков; поднимать трубы над уровнем лежек следует на минимальную высоту. Особое внимание следует уделять подъемным операциям при ремонте действующего трубопровода. Опускать трубы в траншею и присыпать их грунтом необходимо при минимальной суточной температуре.
За режимом эксплуатации должен быть установлен контроль, в частности, следует проверять перепад давления на разных участках, исправность задвижек и др. Все операции с задвижками должны выполняться строго в соответствии с существующими правилами во избежание возникновения гидравлического удара.
Большое значение для снижения числа аварий и повреждений и предупреждения больших потерь перекачиваемого продукта в случаи аварии имеет своевременный уход за линейными сооружениями трубопровода: дюкерами, линейной арматурой, а также за мостами и переходами через дороги, расположенными вдоль трассы. При обнаружении крупных повреждений или угрозы нарушения прочности трубопровода в следствии размыва берегов, вымывания грунта из под трубы водные препятствия, вибрации участков трубопровода, выхода нефтепродуктов обходчик обязан немедленно сообщить об этом на ближайшую насосную станцию и диспетчеру для принятия срочных мер по устранению повреждения. Для сокращения случаев повреждений трубопроводов по причине коррозионных разрушений большую роль играет своевременный и качественный капитальный ремонт.
2. Метод диагностирования
Методы диагностирования позволяют обнаружить дефекты различного происхождения, определять их характер и размеры, а, следовательно, появляется возможность классифицировать их по степени опасности и устанавливать очередность ремонта. При этом значительно сокращаются общие объемы работ, так как ремонт производится выборочно. Методы диагностирования позволяют резко сократить и аварийные ситуации.
.1 Определение размеров сварных труб
Промысловые трубопроводы, построенные, из углеродистой и низколегированной стали, подвержены коррозии и эрозийному износу, приводящие к локальному утонению стенки трубы. Соответственно происходит изменение размеров, связанных с увеличением внутреннего диаметра трубопровода. В связи с этим изменяется режим течения перекачиваемой жидкости, может возникнуть аварийная ситуация, которая может привести к выходу промысловых систем из строя.
Для определения размеров существует таблица №4 «Оценка применяемости видов НК и Д при определении размеров сварных труб»
Таблица №2
|
Объект контроля |
Виды неразрушающего контроля диагностики |
||||||
|
Трубы сварочные диаметром мм: 156÷1000 |
Вихревой |
Магнитный |
Тепловой |
Оптический |
Радиоволновой |
Радиоционый |
Акустический |
|
3 |
4 |
3 |
5 |
3 |
3 |
5 |
|
По представленным оценкам можно провести выбор метода, который наиболее подходит по условиям для эффективного определения размера сварных труб.
По данным таблицы 1 при определении размеров труб мы можем выделить три метода неразрушающего контроля и диагностики: оптический, акустический и магнитный.
Оптический метод основан на взаимодействии электромагнитного излучения с контролируемым объектом и регистрации результатов этого взаимодействия. Методы, относящиеся к оптическому НК по ГОСТ 2452 1-80, различаются длиной волны излучения или их комбинацией, способами регистрации и обработки результатов взаимодействия излучения с объектом. Общим для всех методов является диапазон длин волн электромагнитного излучения, охватывающим диапазоны ультрафиолетового (УФ), видимого (ВИ) и инфракрасного (ИК) излучения, а также информационные параметры оптического излучения, которыми являются пространственно-временное распределение его амплитуды, частоты, фазы, поляризации и степени когерентности.
Оптическое излучение — это электромагнитное излучение, возникновение которого связано с движением электрически заряженных частиц, переходом их с более высокого уровня энергии на более низкий. При этом происходит испускание световых фотонов.
Оптические методы НК разделяют на три группы. В первую группу входят визуальный и визуально-измерительный методы, которые являются наиболее простыми и доступными, имеют наибольшее распространение и обязательны для применения при диагностировании технических устройств и объектов всех типов. Ко второй группе относятся фотометрический, денсиметрический, спектральный и телевизионный методы, которые основаны на результатах измерений с использованием электронных приборов. К третьей группе относятся интерферометрический, дифракционный, рефрактометрический, нефелометрический, поляризационный, стробоскопический и голографический методы, использующие волновые свойства света и отличающиеся наивысшей точностью измерения — с точностью до десятых долей длины волны излучения, но сложностью в реализации.
Для контроля внутренних поверхностей и обнаружения дефектов в труднодоступных местах используют промысловые эндоскопы. В нефтегазовой промышленности применяют следующие типы промышленных эндоскопических систем: жесткие эндоскопы, гибкие оптоволоконные эндоскопы, видеоэндоскопы. Они состоят из источника света для освещения объекта (блока подсветки), передающей оптической системы, насадки или дистального конца, изменяющих направление и размеры поля зрения прибора, объектива с окулярами для визуального наблюдения и подключения фото или видеокамеры, механизм фокусировки объектива и управления насадкой или артикуляции дистального конца.
И так мы можем сказать, что весь контроль должен сводиться к обеспечению нормальных условий освещенности контролируемого объекта, установлению требуемого режима работы и взаимного расположения объекта контроля и аппаратуры.
Акустический метод основан на индикации акустических колебаний, возбуждаемых в контролируемом объекте, грунте или окружающей газовой среде (воздухе) при вытекании пробного газа или жидкости через сквозные дефекты. Молекулы пробного вещества взаимодействуют со стенками сквозных дефектов объекта и генерируют в нем колебания звукового и ультразвукового диапазонов. Эти колебания фиксируются с помощью устанавливаемого на поверхности объекта ультразвукового или виброакустического датчика течеискателя, преобразовывающего ультразвуковые колебания в электрические сигналы, передаваемые далее на показывающие и записывающие устройства течеискателя. В настоящее времакустические методы течеискания занимают важнейшее место в контроле герметичности трубопроводов.
Генерация вибраций грунта или акустических колебаний окружающей газовой среды при протечке газа или жидкости через течи обусловлена превращением кинетической энергии струи в энергию упругих колебаний. Частотный спектр этих колебаний широк: от десятков герц до сотен килогерц. Он зависит от вида и размеров течи, параметров протекающего через нее вещества (плотности, температуры, давления и др.).
Принцип действия таких течеискателей основан на преобразовании вибрации грунта или колебаний газовой среды (воздуха) в электрические сигналы, частотной и амплитудной селекции этих сигналов. Непосредственного контакта датчика с объектом при этом не требуется. Например, в переносном акустическом искателе утечек в подземных трубопроводах «AI4CT-4» датчик в процессе контроля последовательно устанавливается на грунт вдоль трассы.
Контроль акустическим методом не требует применения специальных пробных веществ и высокой квалификации исполнителей. Недостатком метода является относительно низкая чувствительность и влияние посторонних шумов различного происхождения.
Магнитный метод заключается в измерении потоков рассеяния дефектов контролируемого участка трубопровода, намагниченного постоянным магнитным полем. Причиной намагничивания считаются постоянные токи, существующие в молекулах и атомах ферромагнитного вещества. Магнитные характеристики таких материалов являются информативными параметрами, так как зависят от их физико-механических свойств, химического состава, вида механической и термической обработки, а также от размеров и сплошности изделий.
По способу получения первичной информации различают следующие методы магнитного контроля:
- магнитопорошковый (МП), основанный на регистрации магнитных полей рассеяния над дефектами с использованием в качестве индикатора ферромагнитного порошка или магнитной суспензии;
- магнитографический (МГ), основанный на регистрации магнитных полей рассеяния с использованием в качестве индикатора ферромагнитной пленки;
- эффекта Холла (ЭХ), основанный на регистрации магнитных полей датчиками Холла;
- индукционный (И), основанный на регистрации магнитных полей рассеяния по величине или фазе индуктируемой ЭДС;
- пондеромоторный (ПМ), основанный на регистрации силы отрыва (притяжения) постоянного магнита или сердечника электромагнита от контролируемого объекта;
- магниторезисторный (MP), основанный на регистрации магнитных полей рассеяния магниторезисторами;
- магнитооптический (МП), основанный на визуализации доменной структуры материала с помощью феррит-гранатовой пленки с зеркальной подложкой.
.2 Определение нарушения сплошности сварных труб
Для определения сплошности существует таблица 2. «Оценка применяемости видов НК и Д при определении нарушения сплошности сварных труб».
По оценкам таблицы 2 для определения нарушения сплошности сварных труб мы можем выделить шесть методов неразрушающего контроля и диагностики: оптический, акустический, магнитный, вихретоковый, тепловой, радиоволновой.
Таблица №2
|
Объект контроля |
Вид неразрушающего контроля и диагностики. |
||||||
|
Трубы сварные диаметром, мм: 156-1000 (t = 3…300) t-толщина стенки трубы. |
Вихретоковый |
Магнитный |
Тепловой |
Оптический |
Радиоволновой |
Радиационный |
Акустический |
|
5 |
5 |
5 |
5 |
4 |
0 |
4 |
|
Вихретоковый метод контроля заключается в следующем: контролируемая труба помещается в магнитное поле катушки, питаемой от генератора переменного тока. В металле возникают вихревые токи, которые текут по замкнутым круговым путям и создают собственное магнитное поле, взаимодействующее с первоначальным полем катушки, или воздействующее на специальную измерительную катушку. Величина и фаза вихревых токов характеризует качество трубы, однако их величину непосредственно определить нельзя. О величине вихревых токов судят по изменению напряжения тока, мощности или комплексного сопротивления в возбуждающей или измерительной катушках.
Задачей теоретической разработки метода вихревых токов является установление математической связи между физическими свойствами испытуемого объекта, его геометрическими размерами и величинами электрических параметров подносимого контура.
В настоящее время разработано большое количество различных конструкций преобразователей, которые принято классифицировать по
- по типу преобразования параметров объекта контроля в выходной сигнал вихретокового преобразователя;
- по способу соединения катушек преобразователя;
- по расположению преобразователя относительно объекта контроля.
По первому признаку преобразователи разделяют на параметрические и трансформаторные. Параметрический преобразователь имеет лишь одну индуктивную возбуждающую катушку, активное и реактивное сопротивление которой зависит отпараметров объекта и условий его контроля. Трансформаторный вихретоковый преобразователь содержит не менее двух индуктивно связанных катушек (возбуждающих и измерительных) и преобразует контролируемый параметр в ЭДС измерительной катушки.
По второму признаку вихретоковые преобразователи делят на абсолютные и дифференциальные. Абсолютным называют вихретоковый преобразователь, сигнал которого определяется абсолютным значением параметра объекта контроля, дифференциальным — сигнал которого определяется приращением параметра объекта контроля.
В зависимости от расположения относительно объекта контроля преобразователи разделяют на проходные, накладные и комбинированные. В свою очередь проходные разделяют на наружные, внутренние, погружные и экранные.
Помимо обнаружения дефектов вихретоковьий вид неразрушающего контроля широко применяют в целях структуроскопии для контроля физико-механических свойств объектов, связанных со структурой, химическим составом и внутренними напряжениями их материалов. Кроме того, вихретоковые приборы и установки используют для контроля размеров объекта, параметров его вибрации, обнаружения электропроводящих объектов (металлоискатели) и других целей.
Магнитный метод описан выше.
Тепловой вид неразрушающего контроля (по ГОСТ 23483-79) основан на взаимодействии теплового поля объекта с термометрическим чувствительным элементом (термопарой, фоторезистором, термоиндикаторами и т.п.) и преобразовании параметров поля (интенсивности, температурного градиента, контраста, лучистостей и др.) в параметры электрического или другого сигнала и передаче его на регистрирующий прибор. Температурное поле поверхности определяется особенностями процессов теплопередачи, зависящими в свою очередь от конструктивного исполнения контролируемого объекта и наличия внешних и внутренних дефектов. Основной характеристикой теплового поля, используемой в качестве индикатора дефектности, является величина локального температурного градиента.
Для контроля применяют пассивные и активные методы. При активном контроле объект подвергают воздействию от внешнего источника энергии, при пассивном такое воздействие отсутствует. Пассивный контроль в общем случае предназначен: для контроля теплового режима объектов; для обнаружения отклонений от заданной формы и геометрических размеров объектов контроля. В свою очередь активный контроль предназначен для обнаружения дефектов типа нарушения сплошности (трещин, пористости, расслоений, инородных включений), а также изменений в структуре и физико-химических свойствах объекта контроля (неоднородность структуры, теплопроводность структуры, теплоемкость и коэффициент излучения).
В зависимости от способа получения информации различают также контактные и бесконтактные способы. В процессе технической диагностики чаще всего применяют бесконтактные способы, обладающие высокой оперативностью и минимальной трудоемкостью. Информация, получаемая бесконтактными тепловыми методами контроля, переносится оптическими электромагнитными излучениями в инфракрасной области. Интенсивность и частота инфракрасного излучения определяется энергией колебательного и вращательного движения молекул и атомов объекта и зависит от его температуры. Основным способом генерирования инфракрасного излучения является нагрев объекта, поэтому это излучение чаще называют тепловым.
Оптический метод также приведён и описан выше.
Радиоволновой вид контроля основан на способности радиоволновых колебаний распространяться с малыми потерям и в однородной упругой среде отражаться от нарушений сплошности этой среды. Существуют два основных метода контроля — метод сквозного прозвучивания и метод отражения.
Для радиоволнового метода контроля используются упругие колебания высокой частоты в диапазоне 1 25 МГц. Однако отдельные установки работают на низких (25 кГц) и на весьма высоких (200 МГц) частотах.
Акустический вид неразрушающего контроля представлен выше в определение размеров сварных труб.
.3 Определение физико-механических свойств сварных труб
Усталостное разрушение промысловых трубопроводов, обусловливается необратимым изменением физико-механических свойств и снижением характеристик трещиностойкости сварных соединений и основного металла. Усталостные трещины, развивающиеся при этом в результате циклических температурных напряжений и пульсации рабочего давления (физико-механические свойства), возникают в зоне технологических дефектов сварных швов (непровар корня шва, поры, шлаки и т.д.) и далее переходят на основной металл труб. В связи с тем, что стенки трубопроводов вследствие их упругой деформации аккумулируют большое количество энергии перекачиваемого продукта, возникновение усталостных трещин в условиях пониженных температур может вызвать квазихрупкие или хрупкие разрушения большой протяженности.
Для определения этих свойств существует таблица 3. «Оценка применяемости видов НК и Д при определении физико-механических свойств сварных труб».
|
Объект контроля |
Вид неразрушающего контроля и диагностики. |
||||||
|
Трубы сварные диаметром, мм: 156-1000 (t = 3…300) t-толщина стенки трубы. |
Вихретоковый |
Магнитный |
Тепловой |
Оптический |
Радиоволнового |
Радиационный |
Акустический |
|
3 |
4 |
4 |
0 |
0 |
3 |
5 |
|
По оценкам таблицы 3 для определения физико-механических свойств сварных труб мы можем выделить три метода неразрушающего контроля и диагностики: акустический, магнитный, тепловой.
Все эти три метода уже были приведены выше, но остался не описанным радиационный метод.
Радиационный неразрушающий контроль основан на использовании основных свойств радиоактивных излучений. Эти лучи неодинаково проникают через различные материалы и поглощаются в них в зависимости от толщины, рода материала и энергии излучения. Излучения бывают двух типов: так называемые жесткие излучения, обладающие большей энергией, и мягкие излучения, обладающие малой энергией. Жёсткие излучения в меньшей степени поглощаются веществом, через которые они проходят, а мягкие они сильней и они не могут проникать через толстые слои вещества.
Для контроля подземных трубопроводов к радиационным источникам предъявляются следующие основные требования:
изотоп должен излучать гамма-лучи определённой жесткости, достаточной для получения заметного обратного рассеяния от всей толщины стенки трубы;
изотоп должен иметь достаточную продолжительность жизни, чтобы не производить частой его замены и не слишком часто вносить поправки в расчёты на уменьшение интенсивности излучения;
изотоп должен иметь большую удельную активность, которая позволяла бы получать большую интенсивность излучения гамма-лучей при малых геометрических размерах препарата;
физические свойства препарата радиоактивного изотопа должны обеспечивать удобства обращения с ним.
Наиболее доступными и широко используемыми изотопами являются кобальт-60, туллий-170, цезий-137, иридий-192.
В нефтегазовой отрасли радиационный неразрушающий контроль применяется, прежде всего, для контроля сварных соединений промысловых и магистральных трубопроводов, резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов, сосудов под давлением и других объектов.
И так, наиболее обоснованно из перечисленных методов для диагностики промысловых трубопроводов применять магнитный и акустический виды неразрушающего контроля, потому что эти два метода имеют наибольший средний бал по результатам всех таблиц.
дефект труба скребок профилемер
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.
Проведение работ по внутритрубной инспекции производится с применением комплексов технических средств, соответствующих типам определяемых дефектов.
На первом уровне диагностирования (для участков, обследуемых впервые), получаем информацию об особенностях и дефектах геометрии трубопровода, вызывающих уменьшение его проходного сечения. Для получения такой информации используем комплекс технических средств в составе скребка-калибра и снаряда-профилемера. Проведение диагностических работ начинается с пропуска скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами. 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. Для получения полной информации о внутренней геометрии трубопровода на всем протяжении, после успешного пропуска скребка-калибра (т.е. подтверждения необходимого для безопасного пропуска профилемера проходного сечения трубопровода) осуществляется двукратный пропуск снаряда-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.
На втором уровне диагностирования производится выявление дефектов типа потерь металла, вызывающих уменьшение толщины стенки трубопровода, а также расслоений и включений в стенке трубы с использованием комплекса технических средств, в состав которого входят: ультразвуковой снаряд-дефектоскоп с радиально установленными ультразвуковыми датчиками; снаряд-профилемер; скребок-калибр; стандартные и специальные (щеточные) очистные скребки.
На третьем уровне диагностирования производится выявление поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах с использованием комплекса технических средств в составе магнитного снаряда-дефектоскопа, магнитного скребка, снаряда-шаблона, стандартных и специальных (щеточных и магнитных) очистных скребков.
На четвертом уровне диагностирования производится выявление продольных трещин в стенке трубы, трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах с применением комплекса технических средств в составе ультразвукового снаряда-дефектоскопа с наклонно расположенными ультразвуковыми датчиками, снаряда-профилемера, скребка-калибра, стандартных и специальных (щеточных) очистных скребков.
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 пропука снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.
.1 Организация пропуска внутритрубных снарядов
Проведение конкретных работ по диагностическому обследованию нефтепровода производится в следующем порядке.
Не менее чем за 3 дня до начала транспортирования диагностического оборудования для выполнения работ по договору (срок начала работ предварительно согласовывается с предприятием, выполняющим диагностические работы) региональная управляющая организация системы магистральных нефтепроводов должна письменно подтвердить готовность участков к проведению диагностических работ и готовность принять оборудование и персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, для проведения работ. Все участки магистрального нефтепровода, включенные в договор на проведение диагностических работ, должны быть подготовлены к диагностированию.
Обследование участков магистрального нефтепровода проводится последовательно, в соответствии с утвержденным “Технологическим планом-графиком”, без перерывов в работе.
В случае обслуживания диагностируемого участка нефтепровода двумя эксплуатирующими предприятиями, инициатором согласования пропуска является предприятие, на чьей территории находится камера пуска внутритрубных инспекционных снарядов и очистных устройств. Предприятие, на чьей территории находится камера приема, подтверждает готовность к принятию инспекционного снаряда и организации его сопровождения по своей территории. Координирует это согласование диспетчерский отдел центральной управляющей организации системы магистральных нефтепроводов.
Персонал предприятия, выполняющего диагностические работы на трассе нефтепровода, по прибытии на место проведения работ должен совместно с персоналом предприятия, эксплуатирующего участок трубопровода, выполнить следующие работы:
- осуществить контрольный пропуск очистных скребков для принятия решения о готовности участка к пропуску внутритрубного снаряда-дефектоскопа или по продолжению очистки;
- пропуск снаряда-дефектоскопа, как правило, должен выполняться не позднее 6 месяцев после контрольного пропуска снаряда-профилемера по данному участку нефтепровода;
- определить необходимое количество и места расстановки маркерных пунктов;
- определить схему связи персонала, сопровождающего ВИС по трассе участка нефтепровода, с диспетчером и операторами пусковой и приемной камер;
- определить действия, которые должны быть предприняты при возможном возникновении нештатных ситуаций при пропуске ВИС;
- перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы.
Операции запасовки и выемки снарядов выполняет персонал предприятия, эксплуатирующего диагностируемый участок нефтепровода под наблюдением персонала предприятия, выполняющего диагностические работы. Персонал предприятия, эксплуатирующего участок нефтепровода, должен:
- определить меры по обеспечению заданной постоянной скорости движения внутритрубного инспекционного заряда в период пропуска, расчет и согласование графика прохождения снаряда по трассе;
- обеспечить полное открытие линейных задвижек и закрытие задвижек боковых отводов, лупингов и резервных линий нефтепровода на блокировку их от несанкционированного открытия во время пропуска ВИС.
Сопровождение снаряда, при его движении по трассе нефтепровода, существляет персонал предприятия, выполняющего диагностические работы.
Контроль за движением снаряда производим в точках, расположенных за задвижками (вниз по потоку продукта) и в точках, расположенных за несколько десятков метров перед маркерными пунктами (вверх по потоку продукта).
Контроль качества подготовки участка МН к диагностированию проводится силами заказчика путем пропуска снаряда-калибра с мерными калибровочными дисками. Пропуск снарядов-калибров и очистных устройств заказчик в обязательном порядке оформляет актом с подробным перечислением технического состояния этих устройств перед пуском и после, обращая внимание на целостность манжет и деформацию калибровочных дисков. При обнаружении механических повреждений снарядов-калибров (СК) заказчик выявляет причины повреждения и устраняет их. При отсутствии возможности точного определения на предназначенном для диагностирования участке места, где произошло повреждение СК, такой участок не подлежит диагностированию до устранения дефектов препятствующих прохождению ВИС дефектов.
Организация и контроль выполнения работ по подготовке участка МН к диагностированию осуществляется отделом эксплуатации ОАО МН.
4. Технические средства диагностирования
.1 Очистные скребки типа СКР1 и СКР1-1
Очистной скребок СКР1 предназначен для очистки внутренней полости трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов и грязи, а также удаления посторонних предметов.
Рабочая среда для скребков — нефть, нефтепродукты, вода.
Качественная очистка является необходимым условием получения достоверных данных при пропуске дефектоскопа. Технические характеристики скребков для проведения очистных работ на нефтепроводах диаметром Dн=720 мм представлены в таблице 3.2.
Корпус скребка представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы, приваренные в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на них: двух ведущих, четырех направляющих дисков, разделенных прокладочными дисками малого диаметра и одной или двух манжет (в зависимости от конструкции).
Прокладочные диски обеспечивают определенное расстояние между ведущим и чистящими дисками. Диски и манжеты изготавливаются из высококачественных полиуританов, стойких к истиранию. На переднем торце скребка расположены байпасные отверстия, ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они предназначены для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней поверхности трубопровода и толкает впереди себя. Байпасные отверстия могут закрываться заглушками-болтами. В задней части скребка в защитной раме может устанавливаться передатчик для скребка. На заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа Ультраскан, на передней и на задних частях скребка вместо одного прокладочного устанавливается щеточный диск. Такой скребок называется скребком типа СКР1-1 или специальным. Минимальное проходное сечение трубопровода необходимое для пропуска очистного скребка, составляет 85% от Dн. Специальная комбинация чистящих и щеточных дисков обеспечивает эффективное удаление отложений с внутренних стенок нефтепровода и из коррозионных углублений в стенках.
Таблица 2.2 Технические характеристики скребков
|
Параметры |
|||
|
Номинальный диаметр трубопровода (мм) |
720 |
||
|
Длина (мм) |
2340 |
||
|
Минимальный проходной диаметр трубопровода (%) |
СКР1 |
85 |
|
|
СКР1-1 |
86 |
||
|
Масса (кг) |
900 |
||
|
Минимальный радиус поворота на 90° |
Полная комплектация |
1,5D |
|
|
Без трансмиттера и защитной рамы |
1,5D |
||
|
Скорость движения в нефтепроводе (м/с) |
0,2 — 5 |
||
|
Тип используемого передатчика для скребка |
ПДС 14-02 |
||
Непосредственно перед запасовкой скребка в трубопровод производится установка передатчика для скребка ПДС14-02 (далее ПДС).
ПДС является генератором электромагнитных сигналов в диапазоне приема наземного локационного оборудования. Корпус выдерживает внутреннее давление взрыва 0,75 МПа и исключает передачу взрыва в окружающую взрывоопасную среду. Специальный вид взрывозащиты обеспечивается герметизацией антенны термореактивным герметиком.
Подъем и перемещение скребка производится за кольцо на бампере или за корпус скребка.
4.2 Профилемер “Калипер”
Профилемеры “Калипер” предназначены для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов отвода трубы, что необходимо для оценки возможности обследования нефтепровода внутритрубными снарядами-дефектоскопами.
Обнаруживаемые дефекты и особенности:
- геометрические отклонения типа вмятин, овальностей, гофр, сужений, препятствий, криволинейных (радиусных) изгибов и т.д.;
- возможность определения наличия дефектов в поперечных сварных швах.
Профилемер “Калипер” (рисунок 3.2) состоит из двух секций, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней частях первой секции и на второй секции установлены манжеты, предназначенные для центрирования и приведения в движение снаряда в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции, предназначена для предотвращения застревания снаряда в тройниках, не оборудованных предохранительными решетками. В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном карболитовом кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах, одометры для измерения пройденного расстояния.
На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый “спайдер”) — для измерения проходного сечения, вмятин овальностей и других геометрических особенностей трубы. На карданном соединении смонтирована система измерения угла поворота, состоящая из неподвижного и подвижного “грибков”. Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для пропуска профилемера, составляет 70% или 60% Dн, в зависимости от конструкции профилемера.
Наличие дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после пропуска Калипера по трубопроводу.
Обнаружение снаряда в трубопроводе осуществляется локатором по сигналам приемопередатчика при залегании трубы на глубине до двух метров.
Подъем и перемещение “Калипер” производится за корпуса при помощи мягких поясов и траверсы.
При прохождении участка “Калипер” производит измерение радиуса кривизны криволинейных участков (колен) и углов поворота колен. Ниже приведены основные параметры снаряда.
Погрешность определения местоположения дефекта (на предварительно очищенной трубе, с использованием одометра, маркерной системы и информации о поперечных сварных швах): 1 м от ближайшего поперечного сварного шва.
Максимальная длина трубопровода, диагностируемая за один пропуск прибора: 250 км в газе или в воде, 500 км в нефти.
Минимальное проходное сечение трубы: 70%Dн.
Минимальный радиус отвода, преодолеваемого снарядом (цельнотянутого колена): 1,5 Dн на 90°.
Снаряд может без повреждений проходить сегментные отводы, состоящие из 5 сегментов с углом 15° и 2 сегментов 7,5° с радиусом поворота 3Dн и более.
Погрешность измерений овальностей и вмятин — 0,4% от номинального диаметра на прямолинейном участке трубопровода и 0,6% от наружного диаметра для колена.
Погрешность одометрической системы: 0,5% от пройденного пути.
Максимальное рабочее давление: 10 МПа.
Рекомендуемая скорость пропуска прибора: 0,2-3 м/с.
Диапазон температур при эксплуатации: от -15ºС до +50ºС.
4.3 Магнитный дефектоскоп
Магнитный дефектоскоп предназначен для высокоточной дефектоскопии трубопроводов методом регистрации рассеяния магнитного потока, обнаружения и определения размеров дефектов потери металла и поперечных трещин по всей окружности трубопровода.
При подготовке нефтепровода к диагностическому обследованию (для удаления мусора, состоящего из металлических предметов в виде остатков электродов, проволоки и т.п.) необходим пропуск магнитных скребков (рисунок 2.4).
Для трубопроводов диаметром 720 мм снаряд выполнен двухсекционным (рисунок 3.5 и 3.6).
Секции соединены между собой буксировочными тягами с универсальными шарнирами.
Передняя секция представляет собой стальной корпус, с обоих концов которого по периметру расположены постоянные магниты со щетками, между которыми расположено кольцо датчиков и другие элементы внешней электроники.
На передней и задней частях корпуса устанавливаются полиуретановые манжеты. В носовой части имеется такелажное кольцо с установленным “грибком” для выемки снаряда из камеры приема, а также поддерживающие колеса. В задней части корпуса расположено такелажное кольцо и универсальный шарнир.
Вторая секция дефектоскопа для трубопроводов диаметром 720 мм представляет собой стальной корпус, в котором размещаются: модуль обработки и записи данных, батарейный модуль. На внешней части корпуса расположены: второе кольцо датчиков, позволяющих уточнить местоположение дефектов, датчики температуры и дифференциального давления, другие элементы внешней электроники. На передней и задней частях корпуса расположены поддерживающие колеса, предназначенные для центрирования снаряда в трубе и такелажные кольца, сзади установлены также три одометрических колеса для измерения пройденной дистанции, на переднем торце имеется универсальный шарнир.
Рабочий диапазон скоростей 0,5 — 4 м/с.
Диапазон инспекции трубопровода при скорости 0,5 м/с 150 км.
Диапазон инспекции трубопровода при скорости 1 м/с 300 км.
Минимальный радиус отвода цельнотянутого колена трубы, проходимый снарядом: 1,5 Dн на 90°.
Полное сужение диаметра трубы (по всей окружности) 85% минимального внутреннего диаметра, длиной менее двух диаметров.
Диапазон рабочих давлений 0,5 — 10 МПа.
Температурный диапазон продукта от 0º до +50ºС.
Обнаруживаемые дефекты и особенности:
1) дефекты потери металла, связанные с коррозией (внешней и внутренней), включая дефекты потери металла в зоне кольцевых швов, дефекты потери металла, связанные с вмятинами и дефекты потери металла, находящиеся под кожухами;
2) дефекты потери металла, связанные с зазубринами;
3) дефекты потери металла, расположенные под ремонтными муфтами;
4) дефекты потери металла, связанные с заводскими дефектами;
5) сварные швы — кольцевые, продольные и спиральные;
6) аномалии сварных соединений, включая поперечные трещины (по окружности) внутри кольцевых швов;
7) вмятины, включая любые связанные с ними поперечные трещины;
8) металлургические заводские дефекты;
9) повреждения, возникшие в ходе
10)изменения номинальной толщины стенки;
11)трубопроводная арматура и фитинги, (включая: тройники, отводы, задвижки, изгибы, аноды, вставки для линейной компенсации, внешние опоры, ремонтные муфты, точки катодной защиты — ферромагнитного типа).
12)металлические предметы вблизи трубопровода, которые обладают потенциалом оказания отрицательного влияния на изоляционное покрытие трубопровода или на систему катодной защиты;
13)кожухи, включая эксцентрические кожухи, где степень эксцентричности представляет угрозу изоляционному покрытию трубопровода или системе катодной защиты;
14)реперные магниты;
15)расслоение поверхности труб.
Точность определения размеров и координат дефектов потери металла — 99% Примечание* — дефект потери металла характеризуется минимальной четырехугольной рамкой, определяемой шириной по окружности (W) и длиной по оси (L), которая является площадью части поверхности трубы, пораженной дефектом.
Заключение
Для диагностики промысловых трубопроводов могут применяться множество методов неразрушающего контроля (вихретоковый, оптический, магнитный, радиоволновой, радиационный, акустический, тепловой).
Но наиболее универсальными являются акустический и магнитный методы.
Эти два метода позволяют обнаружить на более ранних стадиях развитие таких видов дефектов, возникающих в процессе эксплуатации газонефтепроводов, как: коррозия металла, эрозионный износ стенок, трещины в сварных швах и основном металле, нарушение защитных свойств изоляционных покрытий, изменение пространственного положения элементов трубопровода. Соответственно акустический и магнитный виды неразрушающего контроля предотвращают — внезапные отказы в работе промысловых трубопроводов, повышают их надежность, эффективность и безопасность при эксплуатации.
И так, мы можем сказать, что применение технической диагностики позволяет обнаружить дефекты различного происхождения, определять их характер и размеры, а, следовательно, появляется возможность классифицировать их по степени опасности и устанавливать очередность ремонта. При этом значительно сокращаются общие объемы работ, так как ремонт промысловых трубопроводов производится выборочно. По результатам приведённых методов диагностики может быть рассчитана вероятность риска в отказе работы и прогнозируется остаточный ресурс трубопроводов.
Список литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://inzhpro.ru/kursovaya/tehnicheskie-sredstva-diagnostirovaniya-nefteprovodov/
1. Ращепкин К.Е. Обнаружение утечек нефти и нефтепродуктов в трубопроводах. — М.: «Недра», 2009.
. Бондаренко П.М. Новые методы и средства контроля состояния подземных труб. — М.: Машиностроение, 2008.
. Дятлов В.А. Обслуживание и эксплуатация линейной части промысловых трубопроводов. — М.: «Недра», 2009.
4. Гумеров А.Г. Надёжность, техническое обслуживание и ремонт промысловых нефтепроводов. — Уфа: НИИ Нефти и газа, 1996.
. Журнал «Евразия» 2007 №7.
. Гумеров «Обслуживания и ремонт линейной части магистрального газа провода» Москва 2010.
