Диагностика состояния стенок труб и арматуры

Определение наличия скрытых дефектов в металле труб и арматуры производится методами разрушающего и неразрушающего контроля.

Диагностируемые параметры при контроле ТС МТ

Одним из наиболее распространенных методов выявления скрытых де­фектов является испытание трубопроводов (разрушающие методы). Различают

заводские испытания, предпусковые испытания и испытания действующего магистрального трубопровода. На заводе-изготовителе в соответствии с ГОСТ 3845-75 все трубы подвергаются кратковременным (20...30 с) испытаниям дав­лением, вызывающем в металле труб напряжения, равные 90...95% предела те­кучести.

По окончании строительства трубопровода проводятся приемо­сдаточные испытания давлением, равным заводскому испытательному давле­нию. Испытания проводятся циклично, причем число циклов нагружения должно быть не менее трех. Испытательное давление между циклами снижа­ется на 25%, общее время выдержки (не учитывая время снижения и поднятия давления) составляет не менее 24 ч, время выдержки после устранения по­следнего выявленного дефекта - не менее 3 ч.

Периодическое переиспытание является одним из эффективных методов обнаружения скрытых дефектов в процессе эксплуатации магистральных тру­бопроводов. Переиспытания необходимы не только вследствие "старения" ме­талла, но и в связи с тем, что до 1984 г. нормативы предпусковых испытаний МТ были занижены (табл. 3.2):

Таблица 3.2

Нормативы предпусковых испытаний магистральных трубопроводов, действовавших в разные годы

Нормативный документ		Параметры	испытаний
	Срок действия	испытательное	продолжитель­
		давление	ность, ч
1	2	3	4
Инструкция по
сварке и укладке стальных трубо­	1940...1950 гг.	Рраб	2
проводов
ГОСТ 5870-51 1	1951...1955 гг.	(1Д6...1,22) Рраб	0,75
ТУ 121-56	1956... 1959 гг.	1,25 Pp:„j	2
СН 83-60	1960... 1962 гг.	1,1 Р«б	6
СНиП Ш-Д10-62	1963...1972 гг.	L_L[J»«	6
СНиПШ-Д 10-72	1973...1975 гг.	1,1 PJM6	6
СНиП Ш-45-75	1976...1980 гг.	(0,9... 1,0) Pm6	24
СНиП Ш-42-80	1981 г. - настоящее время	РзавОд	24
СНиП 2.05.06-85	1985 г. - настоящее время	Р!аио^	24

 

В настоящее время нормы испытаний действующих МТ регламентиру­ется РД 39-30-859-83 "Правила испытаний линейной части действующих ма­гистральных нефтепроводов".

Решение о проведении испытания принимается либо на основании пер­спективного плана периодических испытаний, либо на основе результатов анализа аварийности и коррозионного износа трубопровода, а также в связи с решением об изменении схем и режимов перекачки или о реконструкции тру­бопровода, после проведения капитального ремонта и др.

На каждый испытываемый трубопровод разрабатывают проект органи­зации испытаний и проект производства испытаний с учетом конкретных ус­ловий прокладки и технического состояния трубопровода. Проект организации испытаний разрабатывается эксплуатирующей организацией или по ее заказу сторонней организацией, а утверждается вышестоящей организацией. Проект производства испытаний разрабатывается и утверждается эксплуатирующей организацией.

Основными видами испытания линейной части МТ являются гидравли­ческие и пневматические. Для нефте- и нефтепродуктопроводов наиболее предпочтительны гидравлические испытания. Давление гидравлического ис­пытания определяется по формуле:

2-R-5

Рисп ~ 9

D_H - 2-5

где R - расчетное значение напряжения в стенке труб, принимаемое равным 95 % от нормального предела текучести металла; 5 - минимальная (с учетом минусового допуска) толщина стенки трубы;

D_H - номинальный наружний диаметр трубы.

Найденная по формуле величина испытательного давления должна дос­тигаться в наиболее низкой точке профиля испытываемого участка. Это требо­вание обусловлено тем, что при гидравлических испытаниях к давлению, соз­даваемому опрессовочными агрегатами или магистральными насосами в каж­дом конкретном сечении прибавляется гидростатическое давление, обуслов­ленное разностью высотных отметок.

Испытательное давление в наивысшей точке профиля должно быть не менее 1,1 Р_рав. Для трубопроводов, построенных из цельнотянутых труб, испы­тательное давление назначается, в наиболее низкой точке профиля трассы - 1,5 Рраб, в наиболее высокой - 1,25 Р_раб- Испытания проводятся в несколько циклов с изменением давления по схеме Р_исп - 0,75 Р_исп - Р_исп - 0,75 Р_испи т. д. Общее время выдержки участка под испытательным давлением без учета вре­мени снижения и восстановления давления должно составлять 24 ч. Время вы­держки участка под испытательным давлением до первого цикла снижения давления назначается не менее 6 ч, между циклами снижения давления - не менее 3 ч. Общее время гидравлических испытаний трубопроводов с учетом времени заполнения и опорожнения в зависимости от их длины и диаметра со­ставляет от 30 до 165 ч.

Протяженность испытываемых участков трубопровода определяется по профилю участка с учетом расстановки линейных задвижек. При этом макси­мальная разность давлений испытания на участке не должна превышать 20% максимального давления испытаний. Длина испытываемых участков не долж­на превышать 35...40 км.

Для проведения гидравлических испытаний в качестве испытательной среды применяется вода, которая должна быть чистой и химически нейтраль­ной. Объем закачиваемой в трубопровод воды перед началом испытания опре­деляют с учетом объема максимального по протяженности испытуемого уча­стка, профиля его трассы, наличия и расположения источников воды по трассе, потерь воды при возможных разрушениях трубопровода в процессе испыта­ний, наличия технических средств закачки воды и других факторов. Общий запас воды, необходимый для проведения испытания всего трубопровода, должен составлять 30...35 % его объема. Это связано с тем, что партия воды закачивается в трубопровод как правило единовременно, а потом только по­полняется по мере перемещения по трубопроводу.

В отдельных случаях гидравлические испытания могут проводится пере­качиваемой нефтью (нефтепродуктами). Это позволяет избежать проблем с вытеснением воды из полости трубопровода, внутренней коррозии труб и об­воднения перекачиваемого продукта. Однако гидравлические испытания го­рючей жидкостью в определенной степени пожаровзрывоопасны, а при разры­вах труб происходит загрязнение окружающей среды.

Источники воды определяют и согласовывают с соответствующими органи­зациями и органами. Разрабатывают схему размещения необходимых объемов воды с использованием части емкости резервуарных парков НПС, а также рек, озер и др.

В местах расположения опрессовочных агрегатов должно быть преду­смотрено размещение запасов воды в котлованах при передвижных емкостях. Заполнение трубопровода водой целесообразно предусматривать рабочими на­сосными агрегатами головной или промежуточной HIIC или передвижными насосными агрегатами высокой производительности. Для уменьшения смесе­образования на границах контакта воды с нефтью (нефтепродуктом) применя­ются механические или гелеобразные разделители.

Впервые в отечественной практике испытания действующего трубопро­вода были проведены в 1976 г. испытаниям был подвергнут магистральный нефтепровод диаметром 820 мм и протяженностью 288 км. Величина испыта­тельного давления соответствовала пределу текучести металла и изменялось в пределах 7,1...8,05 МПа. Это больше, чем было давление при испытаниях на заводе (6,4...7,1 МПа) и во время предпусковых испытаний (6,6...7,1 МПа).

Начальный участок нефтепровода протяженностью 180 км был освобож­ден от нефти путем закачки в него воды с головной НПС. Всего в нефтепровод на первом этапе было закачано около 90 тыс. м³ воды. Для уменьшения смесе­образования и более полного вытеснения нефти на границе воды с нефтью применяли разделители. Содержание нефти в воде контролировали путем от­бора из нефтепровода проб и их анализа. Для исключения дополнительных врезок в нефтепровод И ускорения работ по его испытаниям опрессовочные аппараты подключали к существующим вантузам для выпуска воздуха.

Общая продолжительность работ по испытаниям нефтепровода состави­ла 57,5 сут, т.е. около 5 ч/км. Чистое время испытаний каждого отдельного участка нефтепровода (без учета времени, необходимого для восстановления трубопровода при выявлении дефекта) составляло 31...46 ч. В процессе испы­таний было выявлено 14 дефектных труб. Разрушения произошли при напря­жениях, равных 71...98 % от минимального предела текучести металла труб, т.е. в диапазоне между напряжениями, достигнутыми при предпусковых испы­таниях Нефтепровода и рекомендуемыми РД 39-30-859-83.

Об эффективности проведенных испытаний можно судить по тому, что за 9 лет последующей эксплуатации на нефтепроводе не произошло ни одного ч| кнза, связанного с нарушением герметичности линейной части.

Начиная с 1983 г., испытания действующих нефтепроводов повышен­ным давлением проводятся в нашей стране регулярно. Так. за 1983...1985 гг. испытано 2100 км нефтепроводов. Структура выявленных при этом дефектов гакова: коррозионные - 23,6 %, повреждения строительными механизмами - 3,7 %, дефекты сварных монтажных швов - 23,6 %, дефекты заводских свар­ных швов - 23,6 %, расслоение металла трубы - 9,1 %, дефекты тройников, конструктивных элементов - 16,3 %.

Установлено, что испытание трубопроводов повышенным давлением не только позволяет выявлять дефекты труб и арматуры, исключая внезапные от­казы в процессе эксплуатации, но и приводит к их своеобразному "залечива­нию". Под действием высокого давления происходит выравнивание напряже­ний в металле, особенно в зонах геометрических несовершенств, понижается опасность раскрытия оставшихся микротрещин за счет возникновения полей остаточных напряжений сжатия в зонах концентраторов напряжений.

На основании приобретенного опыта время выдержки нефтепроводов диаметром 377...529 мм под испытательным давлением разрешено увеличить до 48 ч. Это объясняется тем, что при выявлении на теле трубы свищей малого диаметра вода за 24 ч не успевает выйти на поверхность земли в количестве, достаточном для визуального обнаружения с аварийной автомашины или пат­рульного вертолета.

Для сокращения времени поиска мест выхода воды из испытуемого тру­бопровода признано целесообразным производить закачку воды, подкрашен­ную флуоресцентным красителем.

При проведении испытаний была отмечена недостаточность ширины ох­ранной зоны для проведения испытаний, принимаемой согласно РД 39-30-859-83 равной 50 м по обе стороны от оси испытуемого трубопровода.

Для уменьшения смешения воды и нефти в лупингах рекомендовано предусматривать сооружение на них узлов приема и пуска разделителей.

Метод повышения надежности действующих трубопроводов путем их периодических испытаний давлением хорошо себя зарекомендовал и за рубе­жом. Еще в период с 1961 по 1966 гг. в США были проведены испытания 24 тыс. км магистральных трубопроводов давлением, вызвавших напряжения в теле труб, близкие к действительному пределу текучести металла. На конец 1971 г. в США эксплуатировалось 59,6 тыс. км трубопроводов большого диа­метра, испытанных повышенных давлением. Эти трубопроводы находились в эксплуатации в среднем 6 лет без единого случая разрыва из-за первоначально существующего дефекта.

Существенным препятствием к проведению испытаний МТ повышен­ным давлением является необходимость остановки перекачки и вывода трубо­провода из эксплуатации на относительно длительное время, что создает пере­бои в обеспечении потребителей нефтепродуктами. Кроме того, метод перио­дических испытаний трубопроводов не дает достаточно полной и достоверной информации о количестве и размерах потенциально опасных дефектных мест.

Более перспективны методы неразрушающего контроля состояния сте­нок трубопровода.

Анализ научно-технической и патентной литературы показывает, что во всем мире ведутся разработки диагностической аппаратуры для контроля со­стояния магистральных трубопроводов. Аппараты для диагностирования, по­ступающие на мировой рынок, делятся на две группы:

· самоходные;

· перемещаемые потоком перекачиваемой жидкости.

Аппараты первой группы применяются для диагностирования участков фубопровода небольшой длины; перемещаются они с помощью какого-либо внешнего устройства (например, штанги). Достоинством таких аппаратов яв­ляется возможности многократного контроля (за счет обратного хода) интере­сующего участка, что повышает его качество. Однако они тихоходны и из-за ограниченной длины соединительных кабелей не могут быть использованы для обследования протяженных участков магистральных трубопроводов.

Аппараты второй группы получили большое распространение, т.к. они не требуют остановки перекачки и затрат электроэнергии на передвижение по тру­бе. Скорость перемещения таких аппаратов практически равна скорости потока.

Обследование трубопровода автономными приборами позволяет:

· обнаружить с высокой точностью местоположение дефектов, произве­сти оценку их величины;

· обеспечить сплошное обследование по всему периметру трубопровода;

· оценить техническое состояние магистрального трубопровода, возмож­ности и сроки его дальнейшей эксплуатации при заданном уровне надежности;

· оценить эффективность действия электрохимзащиты;

· сформулировать рекомендации по выбору оптимального способа уст­ранения неисправности и корректировке эксплуатационных режимов работы трубопровода.

Для внутреннего контроля стенок трубопроводов используются механи­ческие, магнитные, электрические, ультразвуковые, визуальные и радиоактив­ные устройства.

Масса наиболее крупных аппаратов для внутреннего диагностирования трубопроводов достигает 6,3 т, длина - свыше 6 м, скорость перемещения - 25 км/ч. Недостатком таких аппаратов являются: подверженность механиче­ским ударам при прохождении через выступы в сварных швах и через колена, ухудшение технических качеств аппаратов в коррозионно-активных средах, тыможность деформации и т. д.

Поэтому в настоящее время ведется разработка аппаратов с уменьшен­ным диаметром корпуса, которые могут свободно проходить по участкам тру­бопроводов с уменьшенным диаметром и внутренними выступами сварных швов. Для предотвращения перетоков жидкости такие аппараты оснащаются эластичными уплотнительными манжетами.

К числу современных эффективных аппаратов, выполняющих функции очистных устройств и приборов для обследования трубопроводов, относятся ап­параты Linalog фирмы AMF Tuboscope (США). Аппарат, пропускаемый в потоке транспортируемой по трубопроводу Среды, состоит из трех шарнирно- соединенных секций. Проволочные щетки, контактирующие со стенками трубо­провода, служат источником формирования магнитного поля, изменения которо­го, соответствующие расположению и размерам дефектов внутренней поверхно­сти трубопровода. Фиксируются на непрерывной регистрирующей диаграмме. Источником питания аппаратуры служат батареи, рассчитанные на непрерывный пробег аппарата продолжительностью от 24 до 40, а иногда до 100 ч.

Специальное контактное колесо служит для измерения пройденного ап­паратом расстояния, что дает возможность точно определить координаты де­фектных мест при последующей расшифровке записей. Номенклатура выпус­каемых аппаратов достаточно широка: они могут быть использованы для ди­агностирования трубопроводов диаметром от 100 до 1200 мм.

Аналогичные аппараты разработаны фирмами Vetco (США), International Pipeline Eng. (Великобритания), PLS Pipeline Service (Франция), H. Rosen Engineering, Pipetronix (Германия) и другими.

Отечественным средством контроля состояния трубопроводов является автоматизированная система технической диагностики (АСТД), разработанная ВНИИСПТнефть (ИПТЭР). АСТД предназначена для выявления таких дефек­тов геометрии сечения труб как вмятины, гофры, овальность и др., а также для измерения их размеров и определения местонахождения, установление вида и формы дефектов в сечении, параллельном оси трубы. АСТД позволяет изме­рять также радиусы поворотов и давление перекачиваемой среды.

АСТД может применяться для обследования трубопроводов диаметром от 500 до 1200 мм.

АСТД состоит из автономного прибора (АЛ) - дефектоскопа, пульта расшифровки информации (ПРИ), зарядного устройства (ЗРУ), комплекта электромагнитных маркеров, сигнализатора местонахождения, запасных инст­рументов и принадлежностей (ЗИП).

Принцип действия АСТД основан на применении контактного метода поиска дефектов геометрии сечения трубы. Чувствительными элементами сис­темы являются механические щупы, количество которых определяется диа­метром магистрального трубопровода. Изменение угла наклона щупов, вызы­ваемые дефектами геометрии трубопровода, преобразуются в электрические сигналы, обрабатываются и регистрируются в электронном блоке (ЭБ).

Длина дефектоскопа - 3,3 м, масса - не более 1,7 т. Он состоит из двух секций, соединенных между собой шарнирами с двумя степенями свободы. Передняя секция дефектоскопа (приборная) содержит герметичный контейнер, куда помещаются блоки электронного управления, памяти и аккумуляторов. Она снабжена также датчиками давления и пути, сигнализатором местонахож­дения, приемной антенной маркера и герметизирующими манжетами.

Задняя секция (измерительная) включает центрирующие манжеты, изме­рительные щупы, блок датчиков дефектов и датчик измерения углов поворотов.

Электронный блок дефектоскопа обеспечивает:

· прием (опрос) с заданной периодичностью значений информационных сигналов датчиков;

· занесение диагностической информации в блок памяти;

· обследование по крайней мере, каждые 10... 15 мм длины трубопровода, независимо от скорости движения дефектоскопа.

Работоспособность дефектоскопа сохраняется:

· при скорости движения от 0,4 до 2 м/с;

· при температуре продукта от -5 до +50 °С;

· при избыточном давлении до 8 МПа;

· при уменьшении условного диаметра трубы на величину до 35%.

Протяженность обследуемого участка за один запуск составляет не ме­нее 250 км, а относительная погрешность измерения пройденного дефектоско­пом расстояния не превышает 0,1 %.

Дефектоскоп АСТД позволяет измерять:

· вмятины (сужения) - высотой от 10 до 150 мм и выпуклости (расшире­ния) - высотой от 10 до 100 мм;

· радиусы поворотов трубопровода от 2,5 D до 5,5 D;

Погрешности измерения им составляют, не более:

· гофр по высоте - 5 мм

· радиуса поворота - 0,25 D

· давления - 0,1 МПа

· расстояния - 0,1 % от расстояния между маркерами.

Для выполнения задач по инспектированию объектов АК "Транснефть" инструментальными методами контроля в 1991 г. был создан Центр техниче­ской диагностики (ЦТД) в г. Луховицы Московской области.

ЦТД располагает полным технологическим рядом приборов внутри- фубной диагностики труб диаметром от 400 до 1200 мм и оборудованием для проведения испытаний конструкций трубопроводного транспорта и резервуа­ров акустико-эмиссионным методом.

ЦТД имеет и эксплуатирует следующее оборудование:

· скребки повышенной очистки;,

· скребки специальные;

· снаряды-калибры;

· профилемеры ("Калипер", АСТД);

· ультразвуковые дефектоскопы "Ультраскан";

· магнитные дефектоскопы;

· акустико-эмиссионное оборудование "Спартан-Локан". Диагностические приборы предназначены для контроля трубопроводов,

по которым перекачивается вода, нефть, нефтепродукты, двухфазные газо­жидкостные среды и природный газ.

Акустико-эмиссионная диагностика позволяет определять местоположе­ние объектов, не выводя объект исследования из эксплуатации, при этом тре­буется только локальный доступ к поверхности объекта.

Калипер

Профилемер предназначен для измерения внутреннего проход­ного сечения и радиусов поворота трубы, что необходимо для оценки возмож­ности обследования нефтепровода дефектоскопами. Механические рычажные датчики сканируют стенку трубы и точно обнаруживают даже мельчайшие изъяны. Отклонения рычагов преобразуются в электрические сигна­лы и охраняются внутри снаряда для дальнейшей обработки.

Для записи пройденного расстояния и местоположения профилемер ос­нащен одометрической системой.

Основные технические данные прибора:

1. Длина

 при диаметре 426,530 мм 1516 мм 720,820 мм 2014/ 2203 мм 1020 мм 3000 мм 1220 мм 3590 мм

 

Максимальная длина трубопровода, диагностируемая за один пропуск прибора: - в газе и воде 250 км., в нефти 500 км.

2. Минимальное проходное сечение трубы 0,7 D

3. Рекомендуемая скорость движения прибора 0,2...3 м/с

Обнаруживаемые дефекты: вмятины, овальности, сварные швы, изменения толщины стенок, радиус изгиба трубы

4. Точность определения места дефекта ± 1.

Ультраскан

Дефектоскоп позволяет определять дефекты стенок трубы (внутреннюю и внешнюю коррозию, царапины, задиры, расслоения, газовые пары, отложе­ния шлаков). Принцип работы дефектоскопа основан на измерении разности длины пути ультразвукового луча (прямого и отраженного) на дефектных уча- с1 ках стенки трубы.

Дефектоскоп состоит из четырех шарнирно соединенных секций (моду­лей): батарейной, управления и регистрации, электронной и сенсорной (рис. 3.4).

Батарейная секция (секция питания и движения) дает всю энергию, не­обходимую для работы устройства. Она включает аккумуляторную батарею, мощность которой зависит от диаметра трубопровода. Батарея может быть включена или выключена в любой точке трубопровода. Подача энергии пре­кращается автоматически, если движение устройства замедляется или оно ос­танавливается. Только при возобновлении движения устройства питание опять включается.

Секция управления и регистрации содержит микропроцессоры, необхо­димые для обработки и хранения данных. Результаты измерения, полученные сверхзвуковым источником, счетчиком пройденного пути, маркировочным устройством и позиционные данные хранятся на магнитной ленте. 28- ленточное записывающее устройство имеет память 40 Gbit.

Электронная и сенсорная секции служат для выработки и приема ультра­звуковых сигналов.

Основные технические данные прибора:

1. Длина

	- при диаметре 426, 530 мм	4150 мм
	- при диаметре 720, 820 мм	6000 мм
	- при диаметре 1020,1220 мм	4500 мм
2.	Максимальная длина трубопровода, диагностируемая
	за один пропуск прибора	120 км
3.	Минимально допустимое проходное сечение	0,75 D
4.	Рекомендуемая скорость движения прибора	0,2... 1 м/с
5.	Максимальное время работы в трубопроводе	72 ч
6.	Обнаруживаемые дефекты
	а) выщербины минимального диаметра	6 мм
	минимальной глубины	1,5 мм
б)	площадь коррозии минимальной глубины	1 мм
7.	Точность определения места дефекта	± 0,25 м

 

6 5 4,3

Рис. 7.1. Принципиальная схема системы "Улыраскан" 1 - корпус снаряда, 2 - носитель датчиков, 3 - трубопровод, 4 - одометр, 5 - манжеты, 6 - блок локаторов

Рис. 7.2, Принципиальная схема лодютючения трассоискателя к трубопроводу

Задачи акустико-эмиссионной диагностики:

1. Контроль резервуаров с целью выявления зон, подвергнутых корро зии, толщинометрия, определение местоположения и степени опасности де фектов, в том числе на днищах резервуаров (без вывода последних из эксплуа тации).

2. Контроль состояния подводных, подземных, воздушных, переходов трубопроводов с целью раннего обнаружения микротрещин, включений и др.

3. Определение мест утечек на линейной части трубопроводов, во флан цевых соединениях, в запорной арматуре.

4. Дефекты сварных швов.

Запуск сложного и дорогостоящего автономного прибора, каким являет­ся дефектоскоп, в действующий магистральный трубопровод требует предва­рительного проведения тщательной подготовительной работы. В ходе ее необ­ходимо:

· определить участки трубопровода, требующие обследования;

· установить возможность обследования состояния трубопровода средст­вами дефектоскопии;

· произвести подготовку трубопровода к обследованию.

В первую очередь необходимо выявить участки трубопровода, подле­жащие обследованию. Значимость участков и, следовательно, важность их об­следования определяется на основе следующих технических и экономических критериев:

· урбанизация - интенсивность строительных и других работ в районах, где находится рассматриваемый участок трубопровода;

· плотность населения и связанная с ней опасность в случае разгермети­зации трубопровода;

· эксплуатационные характеристики участка, включая характер перека­чиваемого продукта, коррозионную активность грунтов, эффективность дейст­вующей катодной защиты;

· готовность участка к обследованию (наличие камер пуска и приема скребка, подъездных путей к камерам и др.);

· возможность последовательного обследования участков одинакового диаметра, что упрощает организацию работ по обследованию, поскольку соз­дается возможность одновременного обследования сразу нескольких участков и т. д..

После выделения участков, требующих диагностирования, оценивают реальную возможность проведения всех работ по обследованию. На основании технической документации (чертежи, паспорт, план трассы и т. д.) устанавли­вают местонахождение секций труб различного проходного сечения, располо­жение поворотов малого радиуса, расположение задвижек и фасонной армату­ры, места проведенных до этого ремонтов, результаты предыдущих обследо­ваний и др. Основное требование таково - в пределах диагностируемого уча­стка трубопровод должен иметь постоянный внутренний диаметр и равнопро- ходную арматуру без выступающих внутри узлов и деталей.

На основании результатов оценки параметров трубопровода делается вывод о возможности или невозможности пропуска по нему зондового прибо­ра - дефектоскопа.

Подготовка трубопровода к пропуску дефектоскопа предусматривает:

· очистку его полости от инородных предметов и различных отложений;

· пропуск по трубопроводу снаряда-шаблона;

· установку вдоль трассы трубопровода маркеров;

· подготовку камер пуска и приема.

Очистка полости трубопровода выполняется в два этапа. На первом эта­пе производится его очистка от грязи, парафиносмолистых отложений и ино­родных предметов очистным скребком. Необходимость данного этапа обу­славливается тем, что металлические предметы (например, обломки электро­проводов) и окалина регистрируются измерительной системой дефектоскопов как дефекты трубы, а отложения смолопарафиновых веществ - как нарушения геометрии сечения. На втором этапе производится очистка участка трубопро­вода от частиц черных металлов путем пропуска по нему специального маг­нитного скребка.

Если обследование участка трубопровода с помощью дефектоскопов производится впервые, то прежде чем пропустить по нему зондовый прибор, необходимо убедиться, что он свободно и беспрепятственно проходит через обследуемый участок трубопровода. Для этого предусматривается пропуск нему специального снаряда-шаблона. Снаряд-шаблон - это упрощенная ме­таллоконструкция без блоков электроники и питания, тех же размеров, что и дефектоскоп.

Перед пропуском инспекционного аппарата по трассе обследуемого уча­стка трубопровода устанавливаются маркеры, которые служат для привязка дефектограмм к местности и предварительной оценки поврежденных участков трубопровода. Маркеры являются генераторами сигналов, воспринимаемы?; дефектоскопом; они размещаются на расстоянии 5...20 км друг от друга. Частота установки маркеров определяется количеством и расположением по дли не участка трубопровода естественных "маркеров" (задвижек, отводов, прс межуточных насосных станций и т.д.).

При подготовке камер пуска и приема дефектоскопа прежде всего должно быть определено соответствие геометрических размеров камер размерам зонда. При необходимости производится переоборудование камер или установка новых. Камеры должны иметь площадки с твердым покрытием, т. i для запуска и приема дефектоскопа необходимо использовать специальные- приемные и запасовочные лотки, а также применять передвижные краны и другие механизмы.

Сборку, настройку и калибровку дефектоскопа для пропуска по обследуемому участку трубопровода производят в стационарных условиях.

Дефектоскоп доставляют к месту запуска с соблюдением мер предосто­рожности. Предпусковую функциональную проверку дефектоскопа выполня­ют непосредственно перед запасовкой в камеру пуска скребка.

Пропуск снаряда-шаблона и дефектоскопа производят при одинаковых режимах перекачки.

Во время движения дефектоскопа по трубопроводу его сопровождает специальная бригада на автомобиле, оснащенная устройством слежения за пе­ремещаемым в трубопроводе аппаратом, что позволяет в любой момент вре­мени точно указать его местонахождение.

Извлечение дефектоскопа из камеры приема производится с помощью шшгных технических средств. После этого аппарат очищается от перекачи­ваемой жидкости и подвергается осмотру с целью определения поломок и ме­ханических повреждений. Для вскрытия дефектоскоп доставляется в удобное невзрывоопасное место. Здесь отключается электропитание, разъединяются все электрические разъемы и извлекается из контейнера электронный блок с "описанной информацией. Далее производят перенос запоминающего устрой­ств с зафиксированной информацией обследования из электронного блока в читывающее и печатающее устройство в передвижной лаборатории.

После предварительного анализа результатов первого пропуска дефекто­скопа по обследуемому участку трубопровода отбираются наиболее крупные, характерные дефекты, местоположение которых следует уточнить. Затем выбираются и подготавливаются места установки маркерных устройств вблизи выделенных дефектных мест.

Второй запуск дефектоскопа в обследуемый трубопровод производят чогично первому. По результатам сопоставления данных обоих пропусков определяются наиболее опасные дефекты и их местоположение.

Результаты обследования участка трубопровода оформляются заключе­нием, в котором отмечается наличие всех выявленных дефектов с указанием их характера, глубины, протяженности, а также дается точная привязка дефектов по длине и азимуту трубопровода.

Зная размеры дефектов и их местоположение, необходимо:

· сделать расчет статической прочности дефектного участка трубы;

• выбрать уровень безопасного доремонтного нагружения дефектного участка;

· определить допустимое число циклов нагружения и, следовательно, время до ремонта;

· выбрать метод ремонта в соответствии с характером повреждения;

· сделать экономический расчет проведения восстановления несущей • способности трубопровода.

На основании проведенной экспертизы могут быть даны рекомендации трех видов:

1. меры срочного характера, выполняемые немедленно или в точно ука­занный срок, т. к. невыполнение их ведет к разрыву трубопровода;

2. меры временного характера, выполняемые в определенный срок, как приостанавливающие процесс изменения состояния трубопровода после обна­ружения опасных отклонений в нем;

3. меры, осуществление которых необходимо, но которые могут быть выполнены спустя довольно значительное время.

Задание

1. Задачи технической диагностики.

2. Этапы проведения технической диагностики.

3. Приборы для проведения диагностики.

4. Работы, проводимые перед пуском диагностирующих снарядов.

 

Практическая работа №8

Тема: Изучение устройства дефектоскопа

Цель работы: Изучение устройства, технических характеристик и основ подготовки к работе дефектоскопа ультразвукового УД2-12. 2.