close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

713.Кузнецов С.Н. Диагностика трубопроводов

код для вставкиСкачать
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Воронежский государственный архитектурно-строительный университет»
Диагностика трубопроводов
Учебное пособие
Составитель С.Н. Кузнецов
Воронеж 2015
УДК 621.64
ББК О 77я73
Д44
Составитель: С.Н. Кузнецов
Д44
Диагностика трубопроводов: учеб. пособие
/ сост. С.Н. Кузнецов; Воронежский ГАСУ. – Воронеж, 2015. –
78 с.
Приводятся принципы работы основного оборудования для диагностики
трубопроводов и методы его использования.
Предназначены для студентов 4 курса дневной формы обучения
направления 08.03.01 «Строительство» профиль «Теплогазоснабжение и
вентиляция» и для студентов 3 курса дневной формы обучения направления
21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиль «Проектирование, строительство и
эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ».
Ил. 45. Табл. 2. Библиогр.: 7 назв.
УДК 621.64
ББК О 77я73
Рецензенты:
кафедра «Теоретическая и промышленная теплоэнергетика»
Воронежского государственного технического университета;
А.В.Ларин, главный инженер ОАО «Газпром газораспределение Воронеж»
Печатается по решению учебно-методического совета
Воронежского ГАСУ
ISBN 978-5-89040-539-5
Кузнецов С.Н.,
составление, 2015
Воронежский ГАСУ, 2015
Введение
С увеличением сроков эксплуатации и неуклонным старением
трубопроводных систем разного масштаба и назначения возрастает вероятность
их отказов по причине развития коррозии. В обеспечении эксплуатационной
надежности неуклонно возрастает роль системы диагностического
обследования.
В настоящее время основным инструментом системы диагностического
обследования трубопроводов является внутритрубная диагностика. Для
эффективного решения этой задачи необходимо определить оптимальные сроки
проведения внутритрубной диагностики с учетом времени на ремонт, т. е.
назначить такое время между обследованиями трубопроводов, чтобы дефекты
не смогли достичь критических размеров и не привели к отказу.
Диагностическое обслуживание трубопроводов на этапе эксплуатации
представляет взаимосвязанную систему трех компонент:
управления системой диагностического обслуживания;
планирования диагностического обслуживания;
выполнения технического диагностирования трубопроводов.
Техническое диагностирование линейной части магистральных
трубопроводов разделяется:
на функциональное (плановое);
специальное (выборочное);
тестовое.
Учебное пособие призвано оказать помощь студентам в освоении
методов технического диагностирования трубопроводов и формировании
планов диагностического обследования трубопроводных систем.
1. Причины понижения эксплуатационной надежности магистральных
трубопроводов и пути продления их срока службы
Магистральные
трубопроводы
(МТ)
находятся
в
сложных
«взаимодействиях» с перекачиваемой жидкостью и с окружающей средой.
Линейная часть МТ постоянно испытывает нагрузки, имеющие различную
природу как по степени и типу воздействия, так и по виду происхождения.
К числу постоянных нагрузок и воздействий можно отнести массу
(собственный вес) трубопровода и устройств, воздействие предварительного
напряжения (упругий изгиб и др.), давление (вес) грунта/воды. К числу
переменных длительных нагрузок можно отнести внутреннее давление, массу
перекачиваемого продукта, температурные воздействия, воздействия
3
неравномерных деформаций грунта для некоторых типов магистральных
трубопроводов. К кратковременным относятся нагрузки, возникающие при
пропуске очистных или диагностических устройств, при испытаниях
трубопровода, при ремонте, который сопровождается подъемом или другим
перемещением трубопровода, и др. Анализу влияния нагрузок и их оценки
посвящен ряд работ [1, 6].
Рабочее давление является причиной кольцевых и продольных
напряжений в стенках труб, которые могут изменяться при повышении или
понижении внутреннего давления. Испытательное давление создает в
трубопроводах такие напряжения, при которых разрушение труб, имеющих
различные дефекты, достигает высокой степени вероятности. В процессе
создания и эксплуатации МТ существенно влияют на их надежность
динамические процессы, проявляющихся в виде нагрузок, возникающих:
при перевозке на транспортных средствах к месту укладки;
при погрузке и выгрузке;
при пропуске очистных устройств;
при укладке;
при взаимодействии транспортируемой жидкости с трубопроводом.
Линейная часть магистрального трубопровода подвержена также
действию дополнительных внешних нагрузок, таких как гидравлические удары,
дополнительные продольные усилия, случайные нагрузки, вызывающие
местный изгиб трубопровода во время эксплуатации.
Гидравлические удары являются следствием внезапного отключения
станций, сброс перекачиваемого продукта с нескольких участков трубопровода
на один, что приводит к скачкообразному повышению давления жидкости в
трубе. Попадание и транспортирование воздушных масс по трубопроводу в
ряде случаев может также вызывать толчки давления, подобные
гидравлическому удару.
Часто отказы на нефтепроводах возникают из-за циклических колебаний
величины внутреннего давления, приводящих к накоплению повреждений,
развитию исходных и появлению новых трещиноподобных дефектов, которые,
в свою очередь, приводят к появлению и росту усталостных трещин. Отдельные
участки трубопроводов могут испытывать до нескольких повторных
нагружений в сутки, вызванных различными причинами: отключением насосов
перекачивающей станции из-за отказов электрооборудования, автоматики,
механического оборудования и ошибок обслуживающего персонала;
изменением режима перекачки и другими обстоятельствами.
За год некоторые участки магистральных трубопроводов могут
испытывать в среднем до 300-350 циклов нагружений внутренним давлением, а
за время амортизационного срока службы (33 года) эта величина составляет от
103 до 104 циклов, что соответствует малоцикловому нагружению.
4
Совместное протекание в металле стенки трубы коррозийных и
усталостных процессов идентифицирует процесс снижения несущей
способности трубопровода.
Большое влияние на надежность трубопровода оказывает наличие
концентраторов напряжения. К концентраторам напряжений можно отнести:
дефекты механического происхождения: царапины на внешней
поверхности трубы (риски), задиры, забоины, вмятины, эрозионное
повреждение внутренней поверхности трубопровода, лыска на
внешней поверхности трубы;
дефекты технологического происхождения: вмятина, включение,
окалина, трещина, пузырь, раскатанный пузырь, расслоение, закат,
вкат, царапина, риска, подрез;
дефекты коррозийного происхождения;
дефекты эрозийного происхождения;
дефекты выполнения сварных швов.
Сварной шов как конструктивный элемент трубопровода сам по себе
является концентратором напряжений в стенке трубы и увеличивает
напряжения в 1,5-1,6 раза. Дефектный сварной шов представляет собой
серьезную опасность, так как увеличивает напряжения более, чем в 2 раза.
Важным фактором, приводящим к снижению надежности, является
коррозийное повреждение наружных поверхностей трубопроводов и
эрозионное повреждение внутренней области трубопроводов вследствие
наличия межкристаллической коррозии и гидродинамических ударов
транспортируемого продукта.
Конструктивные элементы магистральных трубопроводов в процессе
эксплуатации подвержены такому явлению, как «старение». Под старением
подразумевается процесс изменения физических и механических свойств
металла во времени. Известны три вида старения: естественное, термическое и
деформационное. При старении закономерно возникающие в процессе
эксплуатации изменения приводят к нарастающему уменьшению устойчивости
функционирования трубопровода. В результате описанных изменений даже
небольшие отклонения нагрузки от номинальной могут вызвать необратимые
структурные изменения и последующее разрушение объекта, которое зачастую
носит катастрофический характер.
Линейная часть магистрального трубопровода (ЛЧ) является объектом с
распределенными параметрами, что обусловлено ее значительной
протяженностью. В процессе эксплуатации техническое состояние ЛЧ
оказывается чувствительным к вариациям внешних условий (флуктуации
температуры, давления перекачки продукта, концентрации химических
реагентов коррозии, электрических токов и т.д.) и внутренних причин
(флуктуации химического состава материала труб, прочностных свойств,
состаренности металла труб, изготовления и строительства и т.д.).
5
В последние годы беспокойство вызывает рост отказов на газопроводах,
связанных с коррозийным растрескиванием металла труб под напряжением.
Анализ причин появления коррозийных дефектов показывает, что
развитию внешней коррозии способствуют как технологические (брак
строительно-монтажных работ), так и природно-климатические факторы.
Кроме того, важнейшим фактором, влияющим на скорость развития коррозии,
является состояние электрохимической защиты: несовершенство системы
защиты от коррозии снижает сопротивляемость труб и способствует развитию
коррозийных процессов. Статистика распределения коррозийных дефектов
показывает, что в южных регионах количество коррозийных повреждений
заметно выше, чем в центральных регионах России. На развитие внутренней
коррозии большое влияние оказывает уровень подготовки нефти,
нефтепродуктов и газа к транспортировке. Так, например, наличие
сероводорода в перекачиваемой нефти создает предпосылки для развития
коррозийных повреждений на внутренней поверхности трубопровода.
Снижение скорости перекачки приводит к тому, что в низких точках
трубопровода скапливается вода, различные отложения, также способствующие
развитию внутренней коррозии.
Выделяют три основных вида коррозии наиболее опасных для линейной
части трубопроводных систем: коррозионное растрескивание (КР),
зарождающееся на внешней, катоднозащищенной поверхности труб,
коррозионная усталость и общая коррозия, усиленная воздействием
механических напряжений. Причем первый вид коррозионно-механических
разрушений характерен для магистральных газопроводов, второй – для
магистральных нефтепроводов. Проявление третьего вида разрушений
наблюдается при контакте напряженного металла с агрессивной средой, в
частности, в системах сбора и транспорта сырых неподготовленных
углеводородов.
Как при таком широком спектре нагрузок на трубопровод обеспечить
высокую надежность эксплуатации и продлить срок службы?
Для обеспечения безаварийной работы системы МТ проще всего
выполнять замену участков трубопровода, срок службы которых приближается
к нормативному или уже исчерпан. Но на восстановление тысяч километров
стальных магистралей не хватит средств и технических возможностей даже у
такой компании–гиганта, как «Газпром». Традиционные методы,
применявшиеся на протяжении ряда лет для повышения надежности и
предупреждения аварийности отечественных магистральных трубопроводов,
такие как:
капитальный ремонт магистральных трубопроводов;
капитальный ремонт подводных переходов МТ;
замена неисправной трубопроводной арматуры, трубопроводных деталей
полевого изготовления;
6
реконструкция камер пуска/приема средств диагностики и очистных
сооружений - для длительно эксплуатирующихся трубопроводов,
исчерпывают свои возможности.
Строительство и капитальный ремонт средств электрохимической
защиты и очистка внутренней полости магистральных трубопроводов могут
лишь отчасти решить вопрос продления срока службы трубопроводного
транспорта.
Еще один вариант решения данной задачи - это выборочный капремонт
наиболее опасных участков трубопроводов. Но каким образом определить
очередность участков, нуждающихся в ремонте? Существует несколько путей
определения текущего состояния участков трубопроводов, в основе которых
лежат:
внутритрубная диагностика. Но около 60 % газопроводов не
приспособлено
к
проведению
внутритрубной
диагностики
(неравнопроходная запорная арматура и т.д.). По данным предприятия
ОАО «Газпром», в срочном обследовании нуждаются не менее трети всех
труб;
диагностика наружными аппаратными средствами, перемещающимися
вдоль трубопровода. Но использование подобных средств весьма
ограничено ввиду сложных условий пролегания трубопроводов и их
заглубления в грунт;
гидравлические переиспытания. Но данный метод содержит в себе
опасность возникновения аварий, что в условиях дефицита финансов
может привести к длительной остановке процесса транспортировки газа,
нефти и нефтепродуктов, а следовательно, к остановке производства;
методики экспертной оценки относительного риска эксплуатации. Но
данные методики требуют досконального знания состояния
трубопровода.
В силу перечисленных обстоятельств усилился интерес к так
называемому «виртуальному» контролю, основанному на моделировании
процесса нарастания напряжений в трубе в процессе ее эксплуатации с учетом
развития коррозии, так как коррозия составляет порядка 31 % от общего числа
отказов на магистральных трубопроводах России. Априори предполагается, что
с помощью «виртуального» контроля можно указать те участки транспортной
сети, дальнейшая эксплуатация которых опасна и требуется либо их замена,
либо переход на щадящий режим работы.
1.
2.
3.
4.
Контрольные вопросы
Виды нагрузок на магистральные трубопроводы.
Переменные нагрузки на магистральные трубопроводы.
Виды коррозии линейной части трубопроводных систем.
Планирование ремонта трубопроводных систем.
7
2. Классификация дефектов труб
Все дефекты труб МТ можно разделить на следующие классы:
1. Отклонение оси трубы от проектного положения (рис. 1).
2. Нарушение формы поперечных сечений труб.
3. Дефекты стенки трубы и сварных соединений.
К первому классу относятся:
всплывшие участки трубопровода;
арочные выбросы и выпучины;
провисы, просадки.
Рис. 1. Отклонение оси трубы от проектного положения
К всплывшим участкам относятся участки магистрального газопровода,
потерявшие проектное положение оси в обводненном грунте с выходом на
поверхность воды.
К арочным выбросам относятся участки магистрального газопровода,
потерявшие в процессе эксплуатации проектное положение оси с выходом на
дневную поверхность. По форме арочные выбросы подразделяются на
симметричные и несимметричные (в виде одной полуволны синусоиды), на
косогоре (со смещением оси в вертикальной плоскости) и типа «змейки» в
горизонтальной плоскости (с двумя и более полуволнами).
К выпучинам относятся участки трубы, выпучившиеся в результате
морозного пучения грунтов, обычно при промерзании талых грунтов,
вмещающих трубопровод.
8
К провисам относятся оголенные участки трубы без опирания на грунт,
возникающие, к примеру, в результате карстовых явлений или оттаивания
вечномерзлых грунтов.
К просадкам относятся участки трубы на глинистых и лессовых грунтах,
ось которых при повышении влажности выше определенного значения
опускается ниже проектного уровня, или участки труб, проседающие при
оттаивании вечномерзлых грунтов.
Ко второму классу относятся:
овальность трубы;
вмятины;
гофры.
Овальность сечения - дефект геометрической формы сечения трубы
(трубопровода), возникающий в результате превращения начального
кольцевого сечения трубы в эллиптическое (рис. 2).
Рис. 2. Схема измерения параметров дефекта «овальность». Фактический центр овальности
может быть смещен от центра трубы с номинальным диаметром
Овальность сечений образуется при действии значительных внешних
поперечных (радиальных) нагрузок на трубу (трубопровод). Овальность
сечения определяется как отношение разности между максимальным и
минимальным диаметрами в одном и том же сечении к номинальному
диаметру.
Вмятина - местное изменение формы поверхности трубы, не
сопровождающееся утонением стенки (рис. 3). Вмятина образуется в результате
взаимодействия трубы с твердым телом, не имеющим острых кромок. Это
взаимодействие может быть как статическим, так и динамическим. Вмятина
имеет, как правило, плавное сопряжение с остальной поверхностью трубы и
поэтому не вызывает пиковой концентрации напряжений. В области вмятины
имеются значительные остаточные изгибные (по толщине стенки трубы)
пластические деформации. Эти деформации возникают как в поперечных, так и
в продольных сечениях вмятины, но обычно максимальные их значения имеют
место в поперечном (кольцевом) направлении.
9
Рис. 3. Вмятина трубопровода
Вмятина характеризуется поверхностными величинами (вдоль трубы и в
кольцевом направлении) и глубиной.
При обследовании МТ рекомендуется обращать внимание на
возможность наличия вмятины в зоне нижней образующей газопровода. Зона
нижней образующей (5–6–7 часов) является наиболее подверженной
образованию вмятин, как в процессе сооружения, так и эксплуатации.
Гофр - поперечная складка на поверхности трубы. Характеризуется
глубиной, которую обычно соизмеряют с толщиной стенки трубы (рис. 4).
Рис. 4. Гофр трубы магистрального трубопровода
Гофры обычно образуются при изоляционно-укладочных работах или при
холодном изгибе труб. В редких случаях гофры могут образовываться в
10
процессе эксплуатации МТ на углах поворота трассы при значительных
перемещениях криволинейного участка МТ вследствие действия внутреннего
давления и температуры и при прохождении трубопровода в слабонесущих
грунтах.
К третьему классу относятся дефекты стенок труб металлургического
происхождения и образовавшиеся при транспортировке, сооружении и
эксплуатации МТ.
Дефекты стенок труб металлургического происхождения:
расколы;
расслоения;
закаты;
плены;
рванины;
ликвация;
риски.
Расколы - узкий разрыв металла, направленный к поверхности стенки
трубы под углом, близким к 90°. Могут быть сквозными и несквозными.
Расслоение - несплошность металла, ориентированная параллельно
поверхности стенки трубы (рис. 5).
Рис. 5. Расслоение - несплошность металла
Закат - несплошность металла в направлении прокатки листа на
значительной длине (рис. 6).
11
Рис. 6. Закат металла в направлении прокатки листа
Плена - отслоение металла различной толщины и величины, вытянутое в
направлении прокатки и соединенное с основным металлом одной стороной.
Рванина - раскрытый глубокий окисленный разрыв поверхности металла
разнообразного очертания, расположенный поверх или под углом к
направлению прокатки (рис. 7).
Рис. 7. Рванина металла
12
Ликвация - повышенное содержание неметаллических включений.
Риска - продольная канавка, образовавшаяся в результате взаимодействия
трубы с острыми выступами при прокатке (изготовлении) труб.
Дефекты стенок труб, образовавшиеся при транспортировке труб,
сооружении и эксплуатации МТ:
утонения стенки трубы на значительной площади;
локальные повреждения стенки трубы как единичные, так и групповые;
линейно-протяженные дефекты.
Утонение стенки трубы на значительной площади обычно вызывается
сплошной (равномерной или неравномерной) коррозией трубопровода.
Критерием именно такого повреждения является то, что максимальные
напряжения в ослабленной зоне не зависят от поверхностных размеров дефекта,
а определяются только в зависимости от минимальной толщины стенки в зоне
утонения.
В дефектах типа утонений практически отсутствуют пиковые
концентрации напряжений.
Локальное повреждение стенки трубы - это дефект стенки с присущими
величинами, сопоставимыми с ее толщиной (но не более 5 толщин). К этим
повреждениям относится питтинговая коррозия (рис. 8), каверны различного
происхождения, забоины.
Рис. 8. Питтинговая коррозия стенки трубы
Линейно-протяженные дефекты - относительно длинные поверхностные
повреждения стенок труб, у которых один размер - длина во много раз
превышает два других - ширину и глубину. К линейно-протяженным дефектам
относятся:
царапины;
задиры.
13
Царапины - дефект, при котором поперечное сечение имеет треугольную
или трапециевидную форму малой ширины (рис. 9).
Рис. 9. Царапины на внутренней поверхности трубы
Задир – дефект, который отличается от царапины несколько большей
шириной и зазубренными краями.
Происхождение этих дефектов имеет механический характер.
Прочность газопровода с подобными дефектами определяется степенью
концентрации напряжений в сечении дефекта.
Линейно-протяженные дефекты дополнительно характеризуются углом
между направлением дефекта и образующей трубопровода. Чем этот угол
меньше, тем опаснее дефект.
Указанная классификация является качественной, а количественные
оценки и расчеты опасности дефектов представлены в специально
разработанных методиках по классам дефектов.
Дефекты
сварных соединений - дефекты технологического
происхождения, возникающие при выполнении сварочных работ.
Контрольные вопросы
дефекты отклонения оси трубы
1. Перечислить
от проектного
положения.
2. Охарактеризовать дефекты нарушения формы поперечных сечений
труб.
3. Привести классификацию дефектов стенок труб.
4. Перечислить дефекты стенок труб, образовавшиеся при их
транспортировке.
5. Привести дефекты сварных соединений.
14
3. Основания для формирования плана диагностического
обследования нефтепроводов
Формирование планов диагностического обследования МН выполняется с
учетом обеспечения максимальной эффективности диагностических приборов.
Повторное обследование подводных переходов с дефектами
первоочередного ремонта (ПОР) выполняется в соответствии с табл. 1.
Таблица 1
Описание дефектов ПОР
Тип ВИП,
Тип ВИП для
по РД 153-39.4-067-00 «Методы ремонта
которым
дополнительного
дефектных участков действующих
выявлен
обследования
магистральных нефтепроводов»
дефект
1. Дефект геометрии без зафиксированных
К, WM
MFL
дополнительных дефектов и примыкания к
сварным швам
2. Дефект геометрии, примыкающий к
К, WM
MFL
сварному шву: поперечному и
CDL
продольному
3. Потеря металла (внешняя и внутренняя)
WM
MFL *, CDL**
4. Риска, царапина, задир
WM
CDL **, MFL*
MFL
CDC
5. Несплошность плоскостного типа по
MFL
СDC
телу трубы, ориентированная в
поперечном направлении или в
поперечном сварном шве
6. Расслоение в околошовной зоне,
WM
CDC *, CDL**
расслоение с выходом на поверхность
CD
WM
7. Аномалия поперечного шва
MFL
CDC
Примечания:
* - для дефектов с поперечной ориентацией;
** - для дефектов с продольной ориентацией.
Принятые сокращения:
К - профилемер,
WM - ультразвуковой дефектоскоп (Wall thickness Measurement измерение толщины стенки),
MFL - магнитный дефектоскоп,
CD - ультразвуковой дефектоскоп,
CDL - ультразвуковой дефектоскоп с носителем датчиков для выявления
дефектов с продольной ориентацией,
CDC - ультразвуковой дефектоскоп с носителем датчиков для выявления
дефектов с поперечной ориентацией.
15
Обследование дефектоскопами WM, MFL и CD подводных переходов
магистральных нефтепроводов, по которым проводится мониторинг
технического состояния, осуществляется в срок не менее 6 месяцев до
определенного техническим заданием срока выдачи гарантий безопасной
эксплуатации перехода.
Первичное обследование дефектоскопами WM, MFL ,CD магистральных
нефтепроводов со сроками эксплуатации 30 и более лет проводится в
соответствии с планом-графиком аттестации МН за 1 год до наступления
нормативного срока службы.
Первичное обследование дефектоскопами WM, MFL, CD вновь
введенных в эксплуатацию подводных переходов проводится не позднее 3-х
лет со дня ввода в эксплуатацию.
Профилеметрия вновь вводимых в эксплуатацию подводных переходов
осуществляется перед их подключением к МН.
Повторное обследование нефтепроводов проводится:
- дефектоскопом WM для установления реальной скорости роста
коррозионных дефектов в срок не позднее 1 года до перехода дефектов,
подлежащих ремонту (ДПР), в дефекты ПОР по результатам расчета, исходя из
скорости роста коррозии 0 ,18 мм в год;
- дефектоскопами типа WM , MFL и CD с целью определения
развивающихся дефектов в сроки для дефектоскопов: WM - не более 5-и лет,
MFL и CD - не более 6-и лет после предыдущего обследования, если иные
сроки не установлены.
Первичная инспекция нефтепроводов дефектоскопами WM, MFL, CD новых
и вновь подготовленных к диагностике нефтепроводов проводится в течение 5 лет
со дня ввода их в эксплуатацию или подготовки к диагностике, за 1 год до
наступления следующих сроков эксплуатации: 12 лет, 17 лет, 22 года, 27 лет.
Обследование магистральных нефтепроводов дефектоскопами WM, MFL,
CD проводится по завершении капитального ремонта (с заменой труб и заменой
изоляции) и реконструкции для контроля качества строительно-монтажных
работ в срок не более 3-х лет со дня ввода участка в эксплуатацию.
План использования диагностических приборов формируется с учетом
обеспечения их максимальной эффективности. Эффективность определяется по
коэффициенту использования приборов (К кип ):
Nт
К кип
,
NM
где N m - фактическое время в часах на выполнение технологических операций,
NM - месячный фонд времени в часах.
При формировании плана пропуска приборов на квартал рассчитывается
плановый коэффициент эффективности использования Ккип план для каждого
вида приборов.
16
Планы пропуска приборов и выпуска отчетов должны формироваться с
учетом равномерного проведения работ в течение всего года. Диагностика
должна проводиться по участкам нефтепровода последовательно с начального
до конечного с целью обеспечения минимальных транспортных затрат.
Контрольные вопросы
1. Принципы планирования внутритрубных диагностических инспекций.
2. Область использования дефектоскопов WM, MFL, CD.
3. Область использования дефектоскопов WM, MFL, CD.
4. Технологии внутритрубного диагностирования
магистральных трубопроводов
Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:
пропуск скребка-калибра для определения минимального проходного
сечения трубопровода перед пропуском профилемера;
пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования,
имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и
повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;
пропуск профилемера для контроля проходного сечения трубопровода с
целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа и
определения глубины вмятин;
пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности
трубопровода от парафино-смолистых отложений, глиняных тампонов, а
также удаления посторонних предметов;
пропуск дефектоскопа.
Для проведения внутритрубной диагностики магистральный трубопровод
должен отвечать следующим требованиям: все соединительные элементы и
запорная арматура участка трубопровода должны быть равнопроходными с
трубопроводом. Каждый участок диагностируемого магистрального
трубопровода (в том числе лупинги и резервные нитки подводных переходов)
должен быть оборудован камерами пуска поточных устройств (рис. 10).
Для контроля за движением прибора служат приемопередатчики
профилемеров и дефектоскопов, антенны которых установлены под решеткой
бампера в носовой части, а также наземные приборы сопровождения, в состав
которых входят низкочастотные локаторы и наземные маркерные передатчики.
Приемопередатчики внутритрубных инспекционных приборов (ВИП)
генерируют низкочастотные электромагнитные сигналы, которые улавливаются
антенной локатора на поверхности земли с расстояния до 2,5 м от передатчика
прибора, находящегося в трубопроводе.
17
Рис. 10. Схема камеры пуска поточных устройств
Локаторы для слежения за приборами при их движении по трубопроводу и маркерные передатчики, сигналы которых улавливаются
приемниками приборов, необходимы для привязки диагностической
информации к конкретным точкам трассы трубопровода и устанавливаются
в местах размещения маркеров, отмеченных в плане расстановки маркерных
пунктов на трассе. Координаты маркерных пунктов должны быть внесены в
паспорта на линейную часть магистрального трубопровода. Кроме того, в
состав диагностического комплекса должен входить комплект наземного
оборудования, позволяющий производить техническое обслуживание,
калибровку, тестирование, транспортировку, запасовку и прием, а также
сопровождение по трассе и обнаружение местоположения ВИП в
трубопроводе.
Неотъемлемым
элементом
современных
магистральных
нефтепроводов являются камеры приема-пуска ВИП. Конструктивно камеры
приема-пуска идентичны. Процессы приема и запуска ВИП в трубопровод
осуществляются в строго заданной последовательности. Например, при
внутритрубной
диагностике
магистральных
нефтепроводов
ВИП
предварительно помещают в камеру запуска таким образом, чтобы передняя
манжета вошла в часть камеры с номинальным диаметром (рис. 10), при
этом задвижка V1 открыта; задвижки V2, V3, Т1, Т2, Т3 закрыты. Далее
открывают задвижки вантузов Т1 и Т2 и медленно заполняют камеру
запуска продуктом через задвижку V3. Закрывают задвижку VЗ и задвижки
вантузов Т1 и Т2. Выравнивают давления между магистралью (манометр
Р1) и камерой запуска (манометр Р2), приоткрыв и закрыв задвижку VЗ.
18
Полностью открывают задвижку V2, при этом задвижка VЗ остается
закрытой. Полностью открывают задвижку V3 и начинают приоткрывать
задвижку V1. Прибор начинает движение из камеры в трубопровод.
Прослеживают локатором (ЛК) прохождение прибора через выходную
задвижку камеры, тройник и сигнализатор прохождения скребков (СКР).
Как только прибор будет обнаружен локатором на первом маркерном
пункте, полностью открывают задвижку V1 и изолируют камеру запуска,
закрыв задвижки V2 и V3.
Контрольные вопросы
1. Перечислить
работы
по
внутритрубной
диагностике
трубопроводов.
2. Методы слежения за приборами при их движении по
трубопроводу.
3. Привести схему работы камеры пуска - приема поточных
устройств.
5. Профилеметрия трубопроводов
При проведении комплексного обследования трубопровода перед
пропуском дефектоскопов необходимо убедиться в том, что проходное
сечение по всей протяженности отвечает требованиям как очистных
скребков, так и дефектоскопов высокого и сверхвысокого разрешения
(ультразвуковых, магнитных, ЭМА и комбинированных) по проходимости.
Эту задачу должен решать снаряд, имеющий сверхвысокую проходимость и
определяющий реальное проходное сечение. Именно для решения такой
задачи предназначен профилемер.
Для обнаружения дефектов геометрии трубопровода – вмятин, гофр,
овальностей поперечного сечения используется электронно-механический
способ измерений, реализованный в приборах – внутритрубных
профилемерах.
Механическая система сенсоров, непосредственно контактирующих с
внутренней поверхностью стенки трубопровода, позволяет с высокой
точностью выполнять оценку реального проходного сечения по всей
протяженности диагностируемого участка.
Для получения геометрической информации о трубопроводе
используются механические устройства с множеством щупов, которые
касаются внутренней поверхности трубы, отслеживая геометрию (рис. 11).
19
Рис. 11. Принцип измерения внутренней геометрии трубопровода профилемером:
α – нормальное положение рычага; β – угол отклонения рычага
В одноканальной системе перемещения всех щупов суммируются
механическим устройством и датчик (например, потенциометр) преобразует их в
электрический сигнал, который после обработки регистрируется в запоминающем
устройстве. В многоканальной системе перемещения одного или нескольких
щупов преобразуются датчиком в электрический сигнал и затем регистрируются,
при этом количество датчиков соответствует количеству каналов. Для
определения положения геометрической особенности по окружности трубы в
приборе предусматривается устройство для определения местной вертикали
(обычно в виде механического маятника с датчиком угла поворота),
электрический сигнал которого также регистрируется в запоминающем
устройстве прибора.
Для измерения радиусов поворота внутритрубный профилемер чаще всего
выполняют двухсекционным, при этом механическое устройство для измерения
угла между осями секций (по типу кулачкового механизма, соединенного с
датчиком угла поворота) встраивают в карданный шарнир.
Примером реализации этого метода получения геометрической информации
о трубопроводе является внутритрубный профилемер «Калипер» , который
применяется на трубопроводах, эксплуатируемых ОАО «АК «Транснефть».
Внутритрубный профилемер (рис. 12) состоит из двух секций – стальных
герметичных корпусов, связанных между собой карданным соединением.
В передней и задней частях первой секции установлены манжеты,
предназначенные для центрирования и приведения в движение прибора в
трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции,
предназначена для предотвращения застревания прибора в трубах, имеющих
тройное разветвление, – «тройниках», не оборудованных предохранительными
20
решетками. В носовой части первой секции установлен бампер, под которым
находится антенна приемопередатчика в защитном кожухе, а на задней части, на
подпружиненных рычагах, одометрические колеса, предназначенные 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 и других
геометрических особенностей трубы. Колеса спайдера прижимаются к
внутренней поверхности трубы и при движении профилемера перекатываются
через препятствия, встречающиеся на их пути (поперечные сварные швы,
вмятины, выступы и впадины конструктивных элементов трубопровода и т.п.),
перемещая конец рычага, на котором установлены. Это движение через тяги
передается на качающийся диск, к центру которого через шарниры и тягу
подсоединен движок потенциометра. Перемещение движка потенциометра
вызывает изменение сигнала, который затем преобразуется в цифровую форму и
записывается в память профилемера.
Рис. 12. Внутритрубный профилемер
21
На карданном соединении смонтирована система измерения угла поворота,
состоящая из неподвижного «грибка» на передней секции и находящегося с
ним в контакте подвижного подпружиненного щупа на второй секции,
соединенного с потенциометром. При повороте секций относительно друг
друга «грибок», благодаря своему профилю, сдвигает щуп пропорционально
углу поворота, а потенциометр преобразует это перемещение в электрический
сигнал.
Внутренний локаторный блок, который защищен бампером, передает
электромагнитные сигналы, позволяющие обнаружить прибор с поверхности
земли при помощи переносного локаторного приемника. В дополнение к этому
данный блок принимает электромагнитные сигналы от внешнего маркерного
передатчика, которые записываются вместе с текущими измерениями диаметра.
Эти маркерные сигналы служат для поправки одометрической информации о
пройденном расстоянии и привязки дефектов к контрольным точкам на
местности, благодаря чему обеспечивают точность до 1-го метра относительно
ближайшего поперечного сварного шва.
Таким образом, в запоминающем устройстве происходит одновременная
регистрация и хранение данных спайдера, угла поворота, сигналов одометра,
сигналов маркерных передатчиков, а также временных отметок. Наличие
дефектов и особенностей на трубопроводе, их геометрические параметры и
места расположения определяются по распечатке данных профилеметрии после
пропуска профилемера по трубопроводу.
5.1. Метрологические параметры профилемеров
Выявление грубых геометрических дефектов и контроль геометрии
осевой линии действующих МТ в настоящее время производится с
использованием снарядов - профилемеров в ходе процесса транспортировки
поставляемого продукта. К грубым геометрическим дефектам относят:
эллипсность, вмятины, гофры. Кроме этого, такие параметры, как минимальные
радиусы изгиба осевой линии, углы стыка двух соседних труб,
нетехнологические изгибы отдельных труб, жестко регламентируются
соответствующими отраслевыми стандартами. Эти дефекты, кроме снижения
прочности, затрудняют мониторинг состояния МТ другими средствами
внутритрубной дефектоскопии.
Разработкой снарядов-профилемеров занимаются несколько предприятий
как в нашей стране, так и за рубежом. В настоящее время эксплуатируется
около десятка разновидностей снарядов-профилемеров.
22
а)
б)
в)
Рис.13. Одиночные рычажные датчики дефектов:
а) - ЗАО «Газприборавтоматика-сервис»;
б) - ЗАО «Нефтегазкомплект-сервис» , в) ЗАО НПО «Спецнефтегаз»
23
Анализ вариантов исполнения и их параметров снарядов-профилемеров
дает возможность предложить несколько вариантов их классификации:
по типу систем измерения геометрических дефектов;
наличию или отсутствию инерциального модуля (ИМ) в его составе;
условиям работы: максимально допустимой скорости движения; рабочему диапазону температур и максимально допустимому внешнему
давлению перекачки продукции; минимальному радиусу поворота, при
котором снаряд проходит трубу беспрепятственно, диапазону
диаметров МТ; максимальной длине участка, обследуемого за один
пропуск снаряда, и т.п.;
конструктивным особенностям.
Выявление дефектов производится с использованием системы измерения
геометрии снаряда-профилемера. Данные системы могут быть реализованы
на основе различных измерительных схем, включающих:
семейство рычажных датчиков угла (рис. 14);
одиночные рычажные датчики дефектов (рис. 13);
бесконтактные многоканальные вихретоковые датчики (рис.15).
Рис. 14. Семейство
рычажных датчиков
угла, объединенных
гибкой манжетой
24
Рис. 15.
Бесконтактные
многоканальные
вихретоковые
датчики
Принцип работы одиночного рычажного датчика дефектов (см. рис.13)
заключается в преобразовании углового перемещения рычага в электрический
сигнал при помощи датчика поворота, размещенного в герметичном корпусе.
Датчики дефектов объединяются в один или более поясов профильных рычагов
(см. рис.14). Любой вариант исполнения системы измерения геометрии МТ
дает возможность определить основные грубые геометрические дефекты
трубопровода. Чем больше датчиков содержит в своем составе данная система,
тем выше точность определения дефектов. Увеличение числа датчиков
достигается путем уменьшения их габаритных размеров и увеличения числа
поясов. На профилемере фирмы ЗАО «Газприборавтоматика-сервис» 32
малогабаритных датчика, совмещенные с магниточувствительным элементом,
расположены в одном поясе с регулярными промежутками между
чувствительными рычагами. Это расположение позволяет снимать данные о
деформации трубы, когда устройство проходит через аномалию геометрии в
поперечной плоскости (рис. 16).
б)
а)
Рис. 16. Рычаг профильный (а), пояс профильных рычагов (б)
25
Система
измерения
геометрии
снарядов-профилемеров
ЗАО
«Нефтегазкомплектсервис» представляет собой три сдвинутых по углу
относительно друг друга пояса из 8 чувствительных рычагов. Эта
конструктивная схема позволяет измерять радиусы поворотов.
У снарядов ЗАО НПО «Спецнефтегаз» в отличие от предыдущей схемы 2
крайних пояса являются опорными.
На снаряде (рис.17) рычаги на одном поясе, но при этом они находятся
под эластичной манжетой. Использование манжеты увеличивает ресурс
профильных датчиков, но в данном случае существует вероятность неверной
идентификации мелких дефектов. Профильные датчики равномерно
расположены вдоль сенсорной манжеты, их количество зависит от диаметра
трубы и варьируется от 8 до 24 (рис. 17, 18).
Рис. 17. Размещение пояса
профильных рычагов под манжетой
Рис. 18. Работа системы измерения
геометрии
26
Принцип работы системы измерения геометрии снарядов-профилемеров
основан на бесконтактной многоканальной вихретоковой технологии. Система
состоит из восьми вихретоковых датчиков перемещения. Эти датчики
представляют собой катушку с проводом, расположенную внутри герметичного
корпуса. При контакте с магнитопроводом изменяется индуктивность, что
приводит к изменению реактивного сопротивления. Измеряя реактивное
сопротивление катушки, можно судить о расстоянии между датчиком и стенкой
МТ.
К недостаткам данного способа можно отнести большую энергоемкость
системы и большие габариты датчиков, что ограничивает возможность
размещения в одном поясе большего количества датчиков.
5.2. Определение параметров изгибов МТ по сигналам профильных
датчиков или одометров
Одной из важных задач снаряда-профилемера является определение
радиусов поворотов и углов изгибов трубопровода.
Геометрическая интерпретация способа определения радиуса изгиба
участка трубы по сигналам пояса профильных датчиков, размещенных в центре
снаряда, представлена на рис. 19.
Рис. 19. Схема
определения радиуса
изгиба МТ по сигналам
профильных датчиков,
по сигналам одометров
По сигналам профильных датчиков y1 r h , y2 r h , где r - радиус
снаряда, можно определить смещение оси снаряда относительно оси трубы по
формуле h y1 y2 / 2 .
27
При известном расстоянии L между, опорными эластичными манжетами
радиус изгиба МГ определяется выражением:
h L2
.
(1)
R
2 8h
Погрешность сигналов профильных датчиков включает в себя
инструментальные ошибки датчиков и погрешность за счет деформации
манжет и составляет h 15мм , а изменение расстояния между манжетами
L 5мм . Анализ уравнений ошибок для выражения (1) показывает, что при
измерении радиуса изгиба погрешность определения составит порядка 16 %.
Использование трех поясов профильных датчиков как в снарядах ЗАО
«Нефтегазкомплектсервис», так и ЗАО НПО «Спецнефтегаз», позволяет
алгоритмически скомпенсировать погрешности определения радиуса изгиба изза несоосности снаряда и трубопровода, обусловленной деформациями манжет.
Алгоритм определения радиуса изгиба МТ по сигналам одометров
(рис. 19) имеет вид
R
s1
2 s1
s2
D,
s2
(2)
где s1 , s2 - вариации сигналов одометров за время прохождения снарядом
изгиба трубопровода, D - диаметр МТ.
5.3. Способы определения параметров изгибов МТ по сигналам
инерциального модуля
Инерционный модуль (ИМ) представляет собой набор датчиков
первичной информации (ДПИ): гироскопов и акселерометров, установленных в
гермоконтейнере снаряда-профилемера. ИМ имеются на снарядах ЗАО
«Нефтегазкомплектсервис», ЗАО «Газприборавтоматикасервис», фирм «Rosen»
и «Tubo-scope».
В снаряде-профилемере ЗАО «Нефтегазкомплектсервис» ИМ включает в
себя два 3-компонентных акселерометра и 2 волоконно-оптических гироскопа
(ВОГ). ИМ снаряда-профилемера фирмы ЗАО «Газприборавтоматикасервис»
представлен в двух вариантах: ИМ средней точности (3 ВОГ и 3 акселерометра)
и более дешевый ИМ низкой точности (3 ММГ и 3 ММА). Первый вариант ИМ
используется при необходимости определения параметров изгибов и
пространственного положения трубопровода. Для определения углов изгибов и
радиусов поворотов трубопровода достаточно недорогого варианта ИМ на
микромеханических датчиках.
28
Радиусы поворотов МТ могут быть вычислены геометрическим и
инерциальным способами.
Геометрический способ (точечный) базируется на определении
относительной ориентации (измерение вариации углов азимута и тангажа)
снаряда-профилемера для двух последовательно расположенных точек. При
определении изгиба трубы в качестве данных точек могут быть приняты начало
и конец трубы соответственно (рис. 20, 21).
Рис. 20. Геометрический
способ определения
радиуса изгиба трубы
Рис. 21. Определение
углов стыка двух труб
При определении радиусов затяжных поворотов между данными точками
может быть несколько труб. Точки измерения в данном случае выбираются по
проекции траектории движения снаряда на плоскость горизонта и профилю
траектории – графику изменения высоты в функции дистанции. Следует
понимать, что и в том, и другом случае определяются усредненные на
определенном участке трубопровода радиусы поворотов снаряда.
29
Горизонтальная и вертикальная
определяются соотношением
Rg ,h S / g ,h ,
компоненты
радиуса
изгиба
где g ,h - вариации углов рыскания
и тангажа
соответственно при
перемещении профилемера по дуге длиной S.
Для угла поворота =3 =0,052 рад на длине дуги S=11м учитываем
следующие параметры: погрешность определения длины дуги в основном
состоит из ошибки одометра и составляет S 2,9 мм ; погрешность
определения угла изгиба трубы определяется точностью ДПИ, входящих в
состав ИМ снаряда и составляет
0.014 рад. Имеем радиус изгиба R = 211,54 м
и погрешность его определения составляет R 6,7 %.
Аналогичным образом возможно определение угла стыка между двумя
трубами (рис. 21): g ,h
.
2
2
1 1
Погрешность определения радиуса изгиба тем меньше, чем меньше время
прохождения поворота и короче расстояние между началом и концом поворота.
Исходя из этого разработан вариант геометрического способа определения
параметров изгиба на основе анализа графика кривизны участка МТ (рис. 20).
Он представляет собой изменение величины, обратной радиусу изгиба в
функции текущей дистанции снаряда - профилемера. Угол изгиба на каждом
шаге одометра определяется как среднеквадратическая сумма значений
вариаций параметров ориентации g , h при длине дуги 100 мм.
При угле изгиба, равном 3 , моментальный радиус поворота будет R =
1,92 м и погрешность его определения R 5 %.
В качестве преимущества геометрических способов определения радиуса
изгиба участка МТ можно назвать их автономность. С помощью
разработанного
программного
обеспечения
специалистами
ЗАО
«Газприборавтоматикасервис» определяются углы и радиусы изгибов каждой
трубы, а также углы стыков поперечных швов соседних труб.
Геометрический способ на основе анализа графика кривизны участка
трубы является более точным. С его помощью место изгиба позиционируется с
точностью до 100 мм.
На ЗАО «Газприборавтоматикасервис» помимо геометрических способов
при обработке данных с профильных снарядов с успехом применяются
инерциальные способы определения углов и радиусов изгибов МТ на основе
использования кинематической и инерциальной информации:
по сигналам гироскопов и одометров;
по сигналам гироскопов и акселерометров.
Алгоритм первого инерциального способа состоит в определении
линейной скорости движения снаряда по сигналам одометра, а затем по
известным угловым скоростям радиуса изгиба по следующим выражениям:
30
Rg , h
Vx1
,
g ,h
Vx1
где
g ,h
K од
S
,
t
- угловая скорость снаряда в данной плоскости (
1
=11/с);
S -
приращение сигнала одометра за период опроса t=0,01 c; Kод - коэффициент
одометра (в идеальном случае K од 1 ).
Ошибка определения радиуса изгиба в данном случае будет
определяться: погрешностью определения угловой скорости движения снаряда
=1 /ч; погрешностью определения поступательной скорости движения
снаряда V, включающей ошибку квантования, обусловленную дискретностью
( S =1 см), и погрешностью масштабного коэффициента одометра Kод=0,004.
При этом для радиуса изгиба получим R 2% .
Микромеханические ДПИ фирмы Analog Devices ADXRS300 и
ADXL330 в составе ИМ успешно применяются на профилемерах ЗАО
«Газприборавтоматикасервис». На рис. 22 представлены примеры кривых
изменения высоты трубопровода, полученные по результатам работы ИМ на
ДПИ средней точности (метод, принятый за эталонный) и на
микромеханических ДПИ снаряда-профилемера ПР-800.
а)
Рис. 22. Кривая изменения профиля трубопровода:
а) эталонный ИМ; б) ИМ на ДПИ грубой точности
б)
Для сравнения выбраны два поворота (см. рис. 22):
затяжной (1) – длина поворота 49,11 м, ошибка определения угла
изгиба ≈58 =27 %: а) для эталонного ИМ: угол 4 32 , радиус 619,42 м;
б) для ИМ на грубых ДПИ: угол 3 34 , радиус 787,15 м;
31
крутоизогнутый (2) – длина поворота 2,13 м, ошибка определения угла
изгиба ≈15 =2,5 %: а) для эталонного ИМ угол 4 45 , радиус 25,48 м; б)
для ИМ на грубых ДПИ: угол 4 30 , радиус 26,1 м.
Этот пример наглядно показывает, что использование ИМ на
микромеханических ДПИ при определении углов изгиба и радиусов
крутоизогнутых поворотов, т.е. для выявления особо проблемных мест
трубопровода, дает точность 2,5 % по сравнению с ИМ на датчиках средней
точности.
5.4. Одноканальный профилемер
Принцип работы одноканального профилемера основывается на
измерении взаимного расположения системы рычагов, связанных между собой
через «качающийся» диск (рис. 23). Рычаги контактируют с внутренней
поверхностью стенки трубопровода, обеспечивая практически полное
перекрытие его поперечного сечения. При прохождении системой сенсоров
аномалии геометрии трубопровода изменяется положение «качающегося»
диска относительно корпуса снаряда. Данный метод позволяет, регистрируя
только один информационный канал, получать данные по полному проходному
сечению (рис. 24).
Рис. 23. Одноканальный
профилемер
32
Кроме этого, профилемер оборудован системой, позволяющей
классифицировать пройденные во время диагностики отводы. Система
измерения пройденной профилемером дистанции основана на одометрическом
принципе и имеет два измерительных канала высокого разрешения. Данные по
проходному сечению, показания системы классификации отводов и сигналы
одометрической системы в процессе обследования трубопровода записываются
на бортовой накопитель данных. Минимальное количество измерительных
каналов и оптимальная упаковка записываемых данных позволяют
минимизировать необходимую емкость бортового запоминающего устройства.
Также для повышения надежности и достоверности результатов в процессе
обследования фиксируются дополнительные параметры, позволяющие
контролировать исправность и работоспособность измерительных систем.
После выполнения диагностического обследования данные с бортового
накопителя передаются на внешний компьютер для обработки и
интерпретации.
Рис. 24. Одноканальный профилемер
5.5. Многоканальный профилемер
Многоканальный профилемер обеспечивает полное перекрытие
измерительными сенсорами поперечного сечения трубопровода. Высокая
продольная разрешающая способность (локализация особенностей по
33
протяженности трубопровода), фиксация пространственного расположения
особенностей (относительно поперечного сечения трубы) и высокая
чувствительность к изменениям геометрии делают многоканальный
профилемер
незаменимым,
мощным
и
надежным
инструментом
обследования трубопроводов.
На рис. 25 показан интеллектуальный многоканальный профилемер.
Назначение прибора – обнаружение дефектов геометрии трубопроводов
(вмятин и овальностей), определение положения швов, задвижек, поворотов
и других конструктивных элементов. В приборе применена современная
элементная база: 32-разрядные процессоры, бесконтактные энкодеры,
позволяющие реализовать независимые каналы измерения геометрии,
цифровой гироскоп, быстрый канал USB. Этим обеспечивается высокое
разрешение измерений, надежность и простота эксплуатации.
Рис. 25. Интеллектуальный
многоканальный профилемер
Принцип работы многоканального профилемера основывается на
измерении углового положения сенсоров (рычагов), равномерно
распределенных по окружности инспекционного снаряда и имеющих
34
непосредственный контакт с внутренней поверхностью стенки
трубопровода. Количество сенсоров обесп ечивает полное перекрытие
поперечного сечения трубопровода. Каждый сенсор связан со своим
датчиком углового положения, что позволяет проводить нез ависимые
измерения для каждого сенсора в отдельности.
Специалисты по интерпретации данных обрабатывают данные,
полученные во время пропуска профилемера, выдают заключение о
необходимости подготовки трубопровода к дальнейшему пропуску
очистных скребков
и д ефектоскопов высокого разрешения
(ультразвуковых, магнитных и комбинир ованных) и создают отчет,
который обычно включает раскладку трубопровода, а также раскладку
секций трубопровода и список особенностей трубопровода.
Таким образом, диагностическое обследование профилемеро м
предоставляет высококачественную информацию о проходном сечении
трубопровода, наличии и размерах дефектов геометрии, а также
конструктивных особенностях трубопровода.
Точная привязка положения дефектов достигается благодаря тому,
что профилемер определяет свое положение в пространстве на основе
информации от одометров и акселерометров.
Отличительные осо бенности профилемеров следующие.
1. Высокое разрешение измерения - от 2 мм в продольной оси
трубопровода.
2. Современная элементная база - 32 - битные процессо ры с низким
энергопотреблением, бесконтактные энкодеры, позволяющие
реализовать независимые каналы измерения геометрии внутренней
поверхности трубопровода, цифровой гироскоп (опционально),
быстрый канал копирования данных (Hi-speed USB до 10МБ/с).
3. Простота в эксплуатации. Например, при подключении по USB
система определяет профилемер как внешний накопитель
информации (Mass Storage Device) с файловой системой FAT32, на
компьютере не требуется установки каких-либо нестандартных
драйверов. Данные прогонов на диске хранятся в виде файлов,
которые можно вручную скопировать на компьютер для обрабо тки.
4. Повышенная надежность за счет резервирования кода бортового
программного обеспечения и данных.
5. Постоянный контроль за целостностью БПО и данных (плюс
принятие мер по восстановлению).
6. Практически мгновенная готовность системы к работе после подачи
питания (мгновенная реакция в аварийных ситуациях).
7. Программа диагностики профилемера. Терминальное программное
обеспечение позволяющее проверить работоспособность элементо в
системы профилемера, задать настройки, проверить работу
35
измерительной системы и при нео бходимости провести ее
калибровку.
8. Программа просмотра и анализа данных с модулем генерации отчета
по
инспекции
(рис.
26).
Позволяет
просматривать
зарегистрированные данные в графическом виде, производить поиск
и классификацию аномалий, дефектов и элементов трубопровода. На
основе проведенного анализа г енерируется отчет, содержащий в том
числе табличные и графические материалы.
9. Возможность адаптации комплекса профилемер а под условия
эксплуатации заказчика.
Рис. 26. Программа просмотра и анализа данных с модулем
генерации отчета по инспекции
Конструкция профилемеров позволяет выпускать три линейки на
следующие типоразмеры трубопроводов:
от 6 до 12 дюймов;
от 14 до 20 дюймов;
от 24 дюймов и выше.
36
Таблица 2
Основная информация по 12 - канальному профилемеру типоразмера 10
Наименование показателя
Длина профилемера
Вес профилемера
Число измерительных рычагов (двойные колеса)
Максимальная длина инспекции
Время автономной работы
Рекомендованная скорость
Максимальное давление продукта
Температурный диапазон
Минимальный радиус поворота
Минимальный проходной диаметр
Точность измерений
Изменение внутреннего диаметра
Вмятины
Овальности
Стыковочные швы
Поперечная координата дефекта
Продольное разрешение
Чувствительность измерительной системы
Вмятины и овальности
Стыковочные швы
Угол вращения относительно g
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
Величина показателя
1600 мм
60 кг
12
800 км
400 часов
0,1 – 5 м/с
120 атм
-20° C to 80° C
1,5xD, 90°
190 мм/ 75% от OD
±0,1% /0,25
±0,1% /0,25
±0,1% /0,25
±0,1% /0,25
±15°
2 мм
мм
мм
мм
мм
±0,1% /0,25 мм.
±0,1% /0,25 мм
±5°
Контрольные вопросы
Привести конструкцию внутритрубного профилемера.
Охарактеризовать принцип измерения внутренней геометрии
трубопровода профилемером.
Каковы метрологические параметры профилемеров?
Привести методику определения параметров изгибов МТ по сигналам
профильных датчиков.
Перечислить способы определения параметров изгибов по сигналам
инерциального модуля.
Привести принцип работы одноканального профилемера.
Привести принцип работы многоканального профилемера.
Методика диагностического обследования профилемером.
6. Скребок-калибр
Во многих случаях при обследовании трубопроводов первым в
трубопровод запускается скребок-калибр (рис. 27, 28).
Скребок-калибр - это внутритрубный снаряд, способный проходить
значительные сужения трубопровода, отводы с малым радиусом кривизны,
задвижки и краны, по тем или иным причинам не полностью открытые, и
другие препятствия.
37
Рис. 27. Скребок-калибр
Расположение препятствий по длине трубопровода регистрируется во
внутренней памяти встроенного телеметрического модуля при контакте этих
препятствий с мерными дисками.
Двигаясь первым по трубопроводу, скребок-калибр собирает со стенок
накопившиеся отложения и частично выносит их в приёмную камеру.
Одновременно с очисткой трубопровода скребок-калибр определяет
положение препятствий, которые помешают проведению диагностики
трубопровода дорогостоящими магнесканами или ультрасканами.
Рис. 28. Схема скребка-калибра: 1 - мерные диски; 2 - чистящие манжеты;
3 - электромагнитный передатчик; 4 – бампер; 5 - легкий корпус
38
На своем корпусе скребок-калибр имеет мерные диски, которые
деформируются при контакте с выступающими внутрь элементами
конструкции трубопровода или при контакте с находящимися в
трубопроводе посторонними предметами.
Изучая принятый в приёмной камере после пропуска скребок-калибр,
специалисты делают очень важные для хода дальнейших работ оценки:
- проходного сечение трубопровода;
- количества отложений на стенках трубопровода.
На базе этих оценок делается основной вывод о необходимости и
возможности пропуска в трубопроводе очистных скребков. На рис. 29
показана деформация мерных дисков.
Рис. 29. Характерная деформация мерных дисков
Когда деформация мерных дисков велика, что говорит о
недостаточном проходном сечении трубопровода для пропуска очистных
скребков, возникает необходимость устранения сужений трубопровода,
вызвавших деформацию мерных дисков (рис. 29). Для локализации мест
сужений трубопровода делается пропуск диагностического снаряда39
профилемера, который, производя з амеры внутреннего сечения
трубопровода, отмечает дистанцию сужений от к амеры запуска.
При проведении работ по устранению сужений трубопровода во
многих случаях приходится выполнять многократные пропуски
профилемера для уточнения расположения мест сужений.
Для повышения информативности пропуска скребка -калибра и
сокращения потребности в пр опусках профилемера предлагается оснастить
скребок-калибр телеметрическим модулем. Конструктивно совмещённый в
одном корпусе с низкочастотным передатчиком, он не накладывает
ограничений на ко нструкцию скребка-калибра.
Фиксируя во внутреннюю память моменты контакта мерных дисков с
твёрдыми элементами трубопровода, он позволяет после пропуска
скребка-калибра установить моменты времени, когда деформировались
мерные диски. С большой долей вероятности эти моменты времени
соответствуют прохождению скребком-калибром сужений трубопровода.
Так как при первом пропуске скребка-калибра велик риск его
остановки, то по трассе трубопровода организуется, как правило, большое
количество маркерных (контрольных) точек с регистраторами
прохождения снаряда для облегчения поиска и извлечения скребка в
случае его застревания. Установив в маркерных точках низкочастотные
приёмники-регистраторы с точными часами, можно, после пропуска
скребка-калибра, установить моменты прохождения им маркерных точек.
Совместный анализ данных приёмников-регистраторов и
телеметрического модуля скребка-калибра после пропуска позволяет
локализовать на трассе места расположения сужений трубопровода,
которые помешают прохожд ению диагностического снаряда.
Телеметрический модуль воспринимает своими датчиками ускорений
удары элементов конструкции скребка о стенки трубопровода. Встроенная
программа анализирует амплитуду и длительность ускорений.
Удары эластичных элементов скребка (опорных манжет или дисков,
пластиковых деталей корпуса) вызывают ускорения мен ьшей амплитуды и
большей длительности, чем удары от соприкосновений с элементами
трубопровода металлических мерных дисков.
На рис. 30 показан скребок-калибр СКТ.
Скребки-калибры
предназначены
для
определения
сужений
трубопроводов перед проведением очистных и диагностических работ.
Благодаря способности проходить сужения трубопроводов до 65 % наружного
диаметра, скребки-калибры не останавливаются даже в самых сложных
участках трубопровода.
40
Рис. 30. Скребок - калибр СКТ
Установленные на скребке мерные (калибровочные) диски дают
информацию о наличии мест сужений трубопровода, которые могут служить
причиной остановки очистного скребка или дефектоскопа. Скребок-калибр
СКТ может поставляться с низкочастотным передатчиком и без передатчика.
Наличие передатчика позволяет отслеживать перемещение скребка в
трубопроводе, а в случае застревания - обнаружить место его остановки в срок
до 40 дней с помощью локатора.
По количеству выносимых скребком-калибром загрязнений можно
оценить объем предстоящих очистных работ. Геометрия корпуса скребковкалибров СКТ и параметры манжет выбраны для обеспечения
гарантированного прохождения:
сужений до 65 % наружного диаметра трубопровода;
крутоизогнутых отводов в трубопроводах радиусом 1,5 Dу на 90 градусов
(по ГОСТ 17375-2001);
равнопроходных тройников с нижним расположением отвода;
выступающих внутрь врезок (вантузов);
клиновых и шиберных задвижек.
Схема прохождения отвода скребком-калибром приведена на рис. 31.
41
Рис. 31. Схема прохождения отвода скребком-калибром
Контрольные вопросы
1. Конструкция скребка - калибра.
2. Деформация мерных дисков скребка - калибра.
3. Прохождение отводов скребком – калибром.
7. Навигационный снаряд
Получение всесторонних данных о состоянии трубопровода, объединение
этих данных и проведение их анализа для формирования эффективной
стратегии эксплуатации и обслуживания – вот цель комплексной диагностики.
Оптимальным решением такой задачи является проведение внутритрубного
обследования трубопровода с определением дефектов геометрии и выявлением
трубных аномалий с последующим картографированием результатов
обследования. Интеграция данных пространственного расположения и
качественных характеристик
трубопровода
предоставляет широкие
возможности для анализа текущего состояния трубопровода и обоснованного
долговременного прогнозирования изменений. На рис. 32 показан
навигационный снаряд.
До настоящего времени методика отыскания местоположения на
местности дефектов по данным внутритрубной дефектоскопии базировалась в
основном на позиционировании с помощью мерного инструмента от известного
положения маркеров. При этом точность данного метода существенно
ограничена (1÷5 % от измеряемого расстояния) в связи с погрешностью
мерного инструмента, достаточной неопределенностью положения МТ на
42
местности и влияния на точность измерения расстояний рельефа местности и
локальных изгибов трассы МТ в плане.
Рис. 32. Навигационный снаряд
Известны методы позиционирования трасс МТ с помощью
геодезического оборудования, в том числе на основе GPS-технологий.
Геодезические измерения в данном случае способны обеспечить определение
координат съемочных точек с погрешностью 2÷5 см. При этом погрешность
привязки съемочных точек к положению осевой МТ составляет порядка 20 см,
а по дистанции МТ - от единиц до десятков метров. Кроме этого следует
отметить достаточно большую трудоемкость и стоимость геодезического
позиционирования.
Для выполнения картографирования трубопровода применяется
навигационный снаряд, основной системой которого является инерциальная
навигационная система, состоящая из высокоточных гироскопов и
акселерометров.
Навигационный снаряд предназначен для определения геодезических
координат и пространственного положения действующих МТ c целью:
проверки технологических параметров МТ на соответствие строительной
документации;
привязки коррозионных поражений МТ к координатам местности;
определения локальных смещений МТ;
решения вопросов землеотведения.
43
Картографирование результатов обследования показано на рис. 33.
Рис. 33. Картографирование результатов обследования
Основной
отличительной
особенностью
данного
метода
позиционирования является определение геодезических координат осевой
линии МТ с дискретностью по дистанции 3÷5 см по данным непосредственных
измерений параметров движения внутритрубного инспектирующего снаряда с
помощью прецизионных одометров и современных инерциальных датчиков.
Среднеквадратичная погрешность позиционирования любого объекта МТ (в
т.ч. коррозионных поражений) составляет порядка 50 см.
8. Ультразвуковые внутритрубные дефектоскопы
Физической основой ультразвуковой дефектоскопии является свойство
ультразвуковых волн отражаться от несплошностей. Действие приборов
ультразвукового контроля основано на посылке ультразвуковых импульсов и
регистрации отраженных акустических эхо-сигналов или ослабленных
сигналов (в случае нахождения приемника сигналов в акустической тени,
созданной дефектом). Посылка ультразвуковых импульсов и прием
ультразвуковых
сигналов
производится
пьезоэлементами
(пьезоэлектрическими преобразователями), преобразующими переменное
электрическое поле в акустическое поле и наоборот.
44
Чтобы ввести ультразвуковые волны в контролируемое изделие, между
пьезопреобразователем-искателем и изделием необходимо обеспечить
акустический контакт. Существуют два метода обеспечения такого контакта:
контактный и погружной (иммерсионный). При контактном методе
поверхность изделия смазывают минеральным маслом или глицерином,
солидолом, специальной магнитной жидкостью, водой, гелем и т.д. При
иммерсионном методе контролируемое изделие и преобразователи находятся в
среде или потоке жидкости. При этом между преобразователем и
контролируемым изделием непосредственный контакт отсутствует, ввод
ультразвуковых колебаний осуществляется через слой жидкости. При
проведении контроля в технологическом процессе в качестве иммерсионной
жидкости обычно используется вода.
В зависимости от типа дефекта ввод ультразвуковых волн осуществляется
по нормали или под определенным углом к поверхности изделия. Во
внутритрубных дефектоскопах преобразователи устанавливаются в гибком
носителе, обеспечивающем фиксированный отступ между излучающей
поверхностью преобразователя и внутренней поверхностью трубопровода.
Маркерная система дефектоскопа и система определения местной
вертикали построены аналогично системам внутритрубного профилемера.
Внешние маркерные передатчики располагаются в точно определенных местах
вдоль трассы нефтепровода, благодаря чему точность определения координат
дефектов достигает ± (20 - 25) см.
Данные, непрерывно поступающие от ультразвуковых датчиков,
записываются одновременно с информацией одометрических колес, местной
вертикали, временными метками и поступающими сигналами маркеров,
благодаря чему при обработке данных осуществляется привязка информации к
местности и окружности трубы.
8.1. Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для прямого
высокоточного измерения толщины стенки трубы
Ультразвуковой дефектоскоп типа WM (Wall thickness Measurement –
измерение толщины стенки) представляет собой автономное устройство,
предназначенное для обследования трубопроводов с целью определения
дефектов стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии радиально
установленными ультразвуковыми датчиками. Наличие и расположение
дефекта в стенке трубы определяется по времени прихода ультразвуковых
сигналов, отраженных от внутренней и наружной поверхности или
неоднородности внутри стенки трубы, позволяя тем самым определять кроме
наружных и внутренних потерь металла различного рода несплошности в
металле трубы, такие как расслоения, шлаковые и иные включения. В
дефектоскопах используется ультразвуковой принцип измерения толщины,
45
основанный на акустическом эхо-импульсном зондировании стенки
трубопровода
с
использованием
ультразвуковых
иммерсионных
преобразователей совмещенного типа.
Рассмотрим
принципиальную
схему
работы
внутритрубного
ультразвукового прибора-толщиномера.
Принцип работы ультразвукового толщиномера состоит в измерении
временных интервалов между зондирующим импульсом и импульсами,
отраженными от внутренней и внешней поверхностей стенки трубопровода.
Временной интервал между зондирующим импульсом и первым отраженным
импульсом соответствует расстоянию (отступу) между датчиком и внутренней
поверхностью стенки трубы. Временной интервал между первым и вторым
отраженными импульсами соответствует толщине стенки.
Вне зависимости от некоторых технических отличий все типы подобных
устройств несут на своей поверхности ультразвуковые датчики, работающие по
иммерсионному методу (методу погружения), суть которого заключается в том,
что пространство между датчиком и исследуемым объектом полностью
заполнено жидкостью (нефтью или нефтепродуктом).
При контроле толщины стенки трубы и контроле дефектов, параллельных
стенке трубы (расслоений, неметаллических включений), ультразвуковые
колебания вводятся по нормали к поверхности трубы. На рис. 34 приведена
схема установки пьезоэлектрического преобразователя.
Рис. 34. Схема установки пьезоэлектрического преобразователя в упругом носителе
внутритрубного дефектоскопа при радиальном прозвучивании стенки трубопровода:
ПЭП – пьезоэлектрический преобразователь; Т – трубопровод; SO – значение отступа;
Н – носитель датчиков (ПЭП)
46
Ультразвуковые датчики устанавливаются в держателе прибора так,
чтобы они находились перпендикулярно стенке трубы. После излучении
датчиком ультразвукового импульса происходит отражение ультразвукового
сигнала сначала от внутренней, а затем от внешней стенки трубы. Отраженные
сигналы фиксируются ультразвуковым датчиком.
Измерение толщины стенки трубы или расстояния до несплошности
производится путем измерения времени прохождения зондирующего (т.е.
излучаемого в изделие) импульса от наружной до внутренней поверхности
трубы или от наружной поверхности до несплошности и отраженного импульса
в обратном направлении. При известной скорости распространения ультразвука
в стали (5850 м/с для продольных волн) указанный временной промежуток
пропорционален двойной толщине стенки трубопровода или двойному
расстоянию до дефекта.
В случае наружной коррозии время прохождения сигнала в стенке
стальной трубы уменьшается, что дает непосредственно количественную меру
потери металла. В случае внутренней коррозии увеличивается время
прохождения сигнала в нефти.
Кроме обнаружения внутренней и внешней потерь металла, данный метод
позволяет обнаружить и измерить другие типы дефектов, такие как расслоения,
включения, царапины, надрезы, задиры и вмятины, а также их комбинации.
Ультразвуковой сигнал отражается также и от различных неоднородностей в
толще металла стенки трубы, позволяя тем самым определять, кроме наружных
или внутренних потерь металла различного рода, несплошности в металле
трубы (рис. 35).
Рис. 35. Пример обнаружения расслоения
47
Для того, чтобы избежать ложных замеров толщины стенки, что может
быть вызвано переотражениями ультразвукового сигнала, системой
электроники прибора фиксируются отраженные импульсы через определенный
временной промежуток – так называемое время задержки триггерного сигнала.
После того, как от внутренней поверхности стенки трубы принято
ультразвуковое эхо, прием прерывается для того, чтобы подавить
многократные отражения. Во время задержки триггерного сигнала
ультразвуковые эхо-сигналы не принимаются, поскольку они могут быть ложно
интерпретированы как значения толщины стенки. В этом случае производится
замер первого эхо-сигнала после окончания времени запаздывания триггерного
сигнала (обычно, это второе по счету эхо от внешней поверхности стенки).
Замеренное значение при этом показывает удвоенную толщину стенки.
Записываемые
данные
представляют
собою
совокупность
ультразвуковых измерений толщины стенки трубы и расстояния от датчиков до
внутренней стенки трубы, показаний одометрической информации
(информации о пройденном прибором расстоянии), давлении окружающей
среды, температуре и т.п.
Ультразвуковой дефектоскоп типа WM (рис. 36) состоит из секций –
стальных цилиндрических герметичных корпусов (с расположенной внутри
электроникой, накопителями информации и батареями) и носителя датчиков,
связанных между собой при помощи карданных соединений и кабелей.
Количество секций и состав каждой секции определяются возможностью
компоновки электроники и батарей в ограниченном объеме корпуса,
габаритные размеры которого должны обеспечить контроль трубопровода с
определенным проходным сечением и минимальным радиусом поворота трубы.
Для трубопроводов диаметром 1220/1020 мм дефектоскоп выполнен
двухсекционным, для трубопроводов диаметром 820 мм и менее он состоит из
трех-пяти секций. В передней части ведущей секции установлен бампер,
закрывающий антенну приемопередатчика, находящуюся в защитном кожухе.
Каждая секция и носитель датчиков снабжены полиуретановыми
манжетами, предназначенными для центрирования и обеспечения движения
прибора по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта.
На каждом герметичном корпусе установлены также конические
манжеты, служащие для предотвращения застревания прибора в тройниках, не
оборудованных предохранительными решетками. В задней части секции
электроники на подпружиненных рычагах установлены два одометрических
колеса, предназначенных для получения информации о пройденном
расстоянии.
Для привязки к угловому положению относительно продольной оси
трубопровода дефектоскоп имеет в своем составе маятниковую систему,
позволяющую учесть вращение дефектоскопа при движении.
48
Рис. 36. Ультразвуковые дефектоскопы типа WM
Носитель датчиков состоит из полиуретановых полозов коробчатого
сечения с установленными в них ультразвуковыми датчиками. Полозы
соединены между собой плоскими пружинами, благодаря которым они плотно
прилегают к внутренней поверхности трубы.
Датчики соединены с модулем электроники специальными кабелями с
герморазъемами. Для того, чтобы на датчиках не откладывались парафино смолистые отложения, конструкцией прибора предусмотрен проток
перекачиваемого продукта через каналы полозов.
Минимальное проходное сечение трубопровода, необходимое для
пропуска ультразвукового дефектоскопа, составляет 85 %, а минимальный
радиус поворота на 90° цельнотянутого колена трубы, проходимый прибором,
составляет 1,5 Dн.
В качестве источника электропитания во внутритрубных инспекционных
приборах используются литиевые батареи как имеющие самую высокую
емкость на единицу объема.
Количество датчиков на дефектоскопе предусмотрено такое, чтобы
обеспечить контроль всей внутренней окружности трубы смыкающимися
пятнами ультразвуковых лучей (для дефектоскопа 1220 мм, например,
количество датчиков - 448). Вдоль оси трубы опрос ведется через 3,3 мм при
скорости движения прибора 1 м/с. Таким образом, обеспечивается
толщинометрия всей внутренней поверхности трубы за один прогон прибора.
49
Информация от каждого датчика обрабатывается бортовыми компьютерами,
сжимается и записывается в накопителях информации.
8.2. Ультразвуковой дефектоскоп CD (CDL, CDC, CDS) для обнаружения
продольных, поперечных, наклонных трещин
Ультразвуковой дефектоскоп CD предназначен для внутритрубного
ультразвукового обследования магистральных трубопроводов с целью
обнаружения продольных и поперечных стресс-коррозионных трещин стенок
трубопровода, в том числе в продольных и поперечных сварных швах (рис. 37).
Рис. 37. Ультразвуковой дефектоскоп CD (CDL, CDC, CDS) для обнаружения
продольных, поперечных, наклонных трещин
В дефектоскопах используется метод, основанный на акустическом эхоимпульсном зондировании стенки трубопровода с использованием
ультразвуковых иммерсионных преобразователей совмещенного типа с
наклонным вводом луча в стенку трубопровода.
50
Метод состоит в регистрации и измерении амплитуды отраженных от
трещин сигналов и временных интервалов между зондирующим импульсом,
импульсом, отраженным от внутренней стенки трубопровода, и импульсом от
трещины.
Излученная датчиком ультразвуковая волна входит в металл под углом
17° к перпендикуляру к поверхности и распространяется в металле под углом
45°, при этом обеспечивается наилучшее отражение сигнала от трещины.
Отраженные от трещины сигналы принимаются этим же датчиком. Для
повышения вероятности обнаружения дефектов облучение производится с двух
сторон, сигнал от дефекта может быть принят 2-мя или 3-мя датчиками с
каждой стороны. В процессе интерпретации такие сигналы от разных датчиков
совмещаются, а по характеристикам принятых сигналов вырабатывается
заключение о свойствах дефекта.
Наиболее приемлемым методом определения трещиноподобных
дефектов, который в основном и используется при разработке дефектоскопов,
является теневой с использованием наклонно расположенных ультразвуковых
датчиков.
Ультразвуковая волна, распространяющаяся в стенке трубы, отражается
встречающимися трещинами и частично рассеивается. Наибольший
отраженный сигнал приходит от трещин, расположенных перпендикулярно
направлению распространения волны. С увеличением угла между
направлением распространения луча и трещиной амплитуда отраженного луча,
приходящего к датчику, уменьшается. Поэтому для обнаружения
разнонаправленных трещин необходимо иметь как минимум две системы
датчиков, расположенных взаимно перпендикулярно.
На вход ультразвукового датчика приходит очень сложный отраженный
сигнал, из которого необходимо извлечь полезную информацию о наличии
трещин и их параметрах. Это достигается обработкой приходящего сигнала
электронными и программными средствами на борту прибора-дефектоскопа.
Вышеописанный принцип обнаружения трещин реализован во
внутритрубном ультразвуковом дефектоскопе типа CD.
Носитель датчиков ультразвукового дефектоскопа CD сконструирован
таким образом, чтобы за один пропуск сканировался весь периметр трубы.
Для обнаружения трещин используется большое количество датчиков,
расположенных под углом к осевой плоскости трубы, половина которых
сканирует в одном направлении, половина датчиков - в другом. Количество
датчиков подобрано таким, что каждый следующий датчик сдвинут на
половину диаметра датчика в сторону прозвучивания, кроме того,
сканирование осуществляется в обе стороны.
При этом обеспечивается избыточное сканирование всех участков стенки
трубы, благодаря чему осуществляется более надежное обнаружение трещин на
фоне возможных ложных сигналов из-за изменений геометрии стенки трубы.
51
Кроме того, часть датчиков расположена перпендикулярно стенке трубы для
осуществления толщинометрии. Это необходимо для измерения реальной
толщины стенки, а также для обнаружения поперечных швов и арматуры, что в
свою очередь необходимо для точной привязки дефектов. В реальности
количество датчиков, например, для прибора (для труб диаметром 720 мм),
составляет 480 датчиков, расположенных на 16 полозах, при этом 240 датчиков
сканируют по часовой стрелке, 240 – против часовой стрелки. На каждом
полозе установлены два датчика для осуществления толщинометрии.
Датчики установлены на полиуретановых полозах, из которых
монтируется очень гибкий носитель, обеспечивающий неизменное расстояние
между датчиками и внутренней поверхностью трубы, а также поддерживается
необходимый угол падения ультразвукового луча.
Для обнаружения продольных трещин используется носитель с
поперечным наклоном датчиков. Для обнаружения поперечных трещин
используется носитель с продольным наклоном датчиков.
Вследствие необходимости использования большого количества
датчиков, а также сложных алгоритмов обработки информации резко
возрастают объем электроники, потребляемая мощность и, как следствие,
количество секций и длина внутритрубного дефектоскопа.
Внутритрубный дефектоскоп типа CD состоит из нескольких стальных
герметичных секций (для диаметра 1020/1220 мм - из 2-х, 820 - 426 мм - из 3-х)
и носителя датчиков. На ведущей (батарейной) секции установлен
приемопередатчик и три одометрических колеса, два из которых работают в
системе измерения расстояния, а третий участвует в назначении частоты
опросов датчиков. При вращении этого колеса, независимо от скорости
движения (в диапазоне скоростей от 0,25 до 1 м/с), через каждые 2-3 мм
дистанции вырабатывается сигнал на запуск ультразвуковых систем. При
скорости более 1 м/с ультразвуковые системы запускаются с постоянной
частотой от встроенного генератора, что приводит к уменьшению
разрешающей способности прибора, а при обследовании поперечных дефектов
и к необнаружению части дефектов.
В других секциях расположены ультразвуковые блоки, а также модули
электроники и записи данных. Прибор снабжен программируемой
микропроцессорной системой управления, маркерным приемопередатчиком и
маятниковой системой вертикали. Прибор обнаруживает дефекты минимальной
длины 50 мм, минимальной глубины 1,5 мм.
Контрольные вопросы
1. Привести принцип действия ультразвукового дефектоскопа.
2. Использование ультразвукового дефектоскопа для прямого измерения
толщины стенки.
52
3. Использование ультразвукового дефектоскопа для обнаружения
продольных и поперечных трещин.
4. Привести принцип обнаружения продольных трещин.
5. Привести принцип обнаружения поперечных трещин.
9. Комбинированный дефектоскоп для прямого измерения толщины
стенки трубы и обнаружения трещин на ранней стадии (WM&CD)
Ультразвуковой комбинированный дефектоскоп предназначен для
внутритрубного ультразвукового обследования магистральных трубопроводов
с целью измерения остаточной толщины стенки и обнаружения продольных
или поперечных трещин, в том числе в поперечных и продольных сварных
швах (рис. 38).
Рис. 38. Комбинированный дефектоскоп для прямого высокоточного измерения толщины
стенки трубы и обнаружения трещин на ранней стадии
Дефектоскоп
позволяет
осуществлять
как
комбинированное
(одновременное), так и раздельное обследование трубопроводов, при котором
53
проводится только измерение остаточной толщины стенки (вариант
толщиномера) или только выявление трещин, продольных или поперечных
(вариант детектора трещин).
В дефектоскопах используется метод, основанный на акустическом
эхо-импульсном зондировании стенки трубопровода с использованием
ультразвуковых иммерсионных преобразователей совмещенного типа с
перпендикулярным (толщиномер) и наклонным (детектор трещин) вводом
луча в стенку тр убопровода.
Магнит ные внут рит рубные дефект оскопы
Магнитный контроль основан на индикации эффекта взаимодействия
магнитного поля с контролируемым объектом, изготовленным из
ферромагнитного материала. Если в намагниченном металле встречаются
области с дефектами-несплошностями, магнитная проницаемость которых
отличается от магнитной проницаемости основного металла, появляются
магнитные поля рассеяния, выходящие наружу. Индикация этих полей
позволяет получить информацию о дефектах.
Магнитный контроль проводится в приложенном или остаточном
магнитном поле. Выбор направления магнитного поля, а следовательно , и
способа намагничивания зависит от ориентации дефектов. Магнитное поле
должно быть перпендикулярно направлению дефекта.
В магнитных приборах, используемых при п роведении
внутритрубной дефектоскопии, индикация магнитных полей рассеяния
осуществляется специальными магниточувствительными датчиками,
установленными на упругих носителях и сканирующими внутреннюю
поверхность трубопровода. Показания датчиков преобразуютс я в
электрические сигналы, регистрируемые запом инающей системой
прибора.
Намагничивание до полного насыщения стенки трубопровода
осуществляется мощными постоянными магнитами, установленными на
корпусе внутритрубного прибора. Замыкание магнитного потока на стенку
трубы производится через гибкие магнитопроводы.
Современные магнитные приборы высокого разрешения способны
выявлять как дефекты потери металла, вызывающие уменьшение толщины
стенки трубопровода, так и дефекты в сварных швах, определять , на какой
поверхности находятся дефекты потери металла - наружной или
внутренней. Размеры д ефектов определяются по характеристикам
магнитных полей рассеяния при помощи специально разработанных
математических моделей.
Угловое положение зарегистрированных особенностей трубопровода
определяется с помощью маятниковой системы. Система измерения
54
пройденного расстояния основана на регистрации импульсов
одометрических колес.
Привязка дефектов производится к ближайшим точкам -ориентирам
(маркерным пунктам, задвижкам, вантузам ), а также к ближайшим
поперечным кольцевым сварным швам.
Магнитный дефектоскоп представляет собой автономную
компьютерную диагностическую систему для обследования трубопроводов
с использованием метода магнитной дефектоскопии. Магнитная система,
входящая в состав дефектоскопа, осуществляет намагничивание участка
трубопровода с помощью постоянных магнитов и гибких проволочных
щеток.
Наличие трещин или дефектов, связанных с потерей металла
(коррозия, задиры), приводит к изменению величины и распределения
магнитной индукции вблизи дефекта. Для измерения магнитной индукции
служат датчики высокого и сверхвысокого разрешения, расположенные
между щетками магнитной системы.
9.1. Магнитный дефектоскоп высокого и сверхвысокого
разрешения с продольным намагничиванием (MFL)
Физическая сущность метода магнитной дефектоскопии основана на
регистрации рассеяния магнитного потока (MFL – Magnetic Flux Leakage).
Магнитное поле, вектор которого направлен по оси трубопровода ,
создается мощными магнитами, установленными на корпусе передней
(магнитной) секции снаряда. Замыкание магнитного контура между
полюсами магнитов и стенкой трубопровода осуществляется через гибкие
магнитопроводы, выпо лненные в виде стальных щеток.
Для того чтобы обеспечить беспрепятственное прохожде ние прибора
через сужения, датчики устанавливаются на упругих носителях, а сами
носители закреплены на «плавающих» кольцах, которые могут
перемещаться относительно корпуса прибора в радиальном направлении,
приспосабливаясь к геометрии трубопровода (например, в зоне
односторонней вмятины).
Для трубопроводов диаметром 1020 мм и 1220 мм прибор
выполняется двухсекционным, для трубопроводов меньших диаметров – с
количеством секций три и более.
Секции соединены между собой буксировочными тягами с
универсальными шарнирами (рис. 39).
55
Рис. 39. Магнитный дефектоскоп MFL.
Обнаружение дефектов поперечных швов и питтингов
Передняя секция удерживается в центре трубы с помощью щеток
магнитного контура, а также поддерживающих колес, расположенных в
передней части корпуса равномерно по окружности, которые поджимаются к
стенке трубы с помощью пружин. Спереди и сзади секции расположены
манжеты, предназначенные для приведения в движение дефектоскопа. Вторая
секция дефектоскопа содержит систему обработки и записи данных, батареи.
На внешней части корпуса расположены: второе кольцо датчиков, датчики
температуры и дифференциального давления, элементы внешней электроники.
На передней и задней частях корпуса расположены поддерживающие колеса,
предназначенные для центрирования прибора в трубе, сзади установлены также
три одометрических колеса, которые работают в системе измерения
пройденной дистанции и выдачи сигналов опроса датчиков. В приборах,
предназначенных для трубопроводов диаметром 820 мм и менее, электроника
размещена в нескольких секциях.
Специальная аппаратура, входящая в состав дефектоскопа, регистрирует
сигналы датчиков во время движения дефектоскопа. Магнитный дефектоскоп
способен обнаруживать не только дефекты в стенке трубы и поперечных швах,
но и металлические предметы, расположенные вблизи внешней поверхности
трубы: муфты, кожухи и т.п.
56
9.2. Магнитный дефектоскоп высокого и сверхвысокого разрешения
с поперечным намагничиванием (TFI)
Кроме всемирно известной технологии утечки магнитного потока
продольного намагничивания (MFL) активно применяется технология
поперечного намагничивания (TFI), которая является решением проблемы
обнаружения продольных трещин в стенке трубы.
В отличие от дефектоскопов с продольным намагничиванием (MFL)
дефектоскопы, построенные по технологии TFI, обнаруживают узкие
продольно ориентированные дефекты, включая трещины в продольных
сварных швах, продольную внешнюю коррозию, вызванную отслоением
покрытия, а также такие непредсказуемые и, таким образом, критичные
сочетания дефектов, как продольная риска во вмятине.
Надежное обнаружение продольно ориентированных дефектов может
быть обеспечено только в том случае, если намагничивание трубопровода
производится в направлении, перпендикулярном плоскости расположения
дефектов.
Для реализации этого принципа была разработана магнитная система,
которая позволяет намагничивать трубопровод в поперечном по отношению к
продольной оси направлении. Магнитная система содержит несколько
секторов, образованных постоянными магнитами и гибкими проволочными
щетками. В промежутках между щетками расположены датчики для измерения
магнитной индукции (рис. 40).
Рис. 40. Магнитный дефектоскоп высокого и сверхвысокого разрешения
с поперечным намагничиванием (TFI)
57
Технология TFI, а также высокие требования к точности определения
размеров дефектов требуют применения датчиков сверхвысокого
разрешения.
Контрольные вопросы
1. Типы магнитных внутритрубных дефектоскопов.
2. Магнитный дефектоскоп высокого и сверхвысокого разрешения
с продольным намагничиванием (MF L).
3. Магнитный дефектоскоп высокого и сверхвысокого разрешения
с поперечным намагничиванием (TFI).
10. Акустико-эмиссионный контроль
Под акустической эмиссией (АЭ) понимается возникновение в среде
упругих волн, вызванных изменением ее состояния под де йствием
внешних или внутренних факторов. Акустико-эмиссионный метод основан
на анализе этих волн. Целью АЭ контроля является обнаружение,
определение координат и слежение (мониторинг) за источниками
акустической эмиссии.
Метод АЭ является чувствительным к любым видам структурных
изменений в широком частотном диапазоне работы (обычно от 10 до 1000
кГц). Оборудование способно регистрировать не только хру пкий рост
трещин, но также процессы развития локальной пластической дефо рмации,
затвердевания, кристаллизации, трения, ударов, течеобразований и
фазовых переходов.
АЭ – очень эффективное средство неразрушающего контроля и
оценки материалов, основанное на обнаружении упругих волн, которые
генерируются при внезапной деформации напряженного материала.
Данные волны распространяются от источника неп осредственно к
датчикам, где затем преобразуются в электрические сигналы. Приборы
акустико-эмиссионного контроля измеряют эти сигналы, после чего
отображают данные, на основе которых происходит оценка состояния и
поведения всей структуры исследуемого объекта.
Как известно, традиционные методы неразрушающего контроля
(ультразвуковой, вихретоковый) позволяют обнаруживать геометрические
неоднородности (дефекты) путем излучения в структуру объекта
некоторой формы энергии. В отличие от этих методов, в акустико эмиссионном контроле применяется другой подход: обнаруживаются не
геометрические неоднородности, а микр оскопические движения. Такой
метод позволяет очень быстро обнаруживать рост даже самых небольших
58
трещин, разломов включений, утечек газов или жидкостей, что дает
возможность предупреждения проблемы на стадии ее зарожд ения
(формирования), то есть большого количества самых разнообразных
процессов, производящих акустическую эмиссию.
С точки зрения теории и практики метода акустической эмиссии
абсолютно любой дефект может производить свой собственный сигнал.
При этом он может проходить довольно большие расстояния (до десятков
метров), пока не достигнет датчиков. Более того, дефект может быть
обнаружен не только дистанционно, но и путем вычисления разницы
времен прихода волн к датч икам, расположенным в разных местах.
Основные особенности акустического метода контроля,
определяющие его возможности и область применения:
обеспечивает ранжирование дефектов по степени их опасности ;
обладает высокой чувствительностью к растущим дефектам и
позволяет в рабочих условиях определять приращение трещины до
долей миллиметров;
интегральность метода обеспечивает контроль всего объекта с
использованием одного или нескольких преобразователей,
неподвижно установленных на поверхности объекта;
позволяет проводить контроль самых различных технологических
процессов, а также процессов изменения свойств и состояния
материалов;
ориентация и положение объекта не влияют на выявляемость
дефектов;
возможная в ряде случаев трудность выделения нужных сигналов из
помех ограничивает применение данного метода;
при развитии дефекта и приближении размеров к критическому
значению амплитуда сигналов и темп их генерации резко
увеличивается, что приводит к существенному возрастанию
вероятности обнаружения д ефекта.
Приборы, основанные на акустических методах контроля, могут
быть использованы для диагностирования высоконагруженных и
крупногабаритных объектов повышенной опасности, а также объектов,
где ограничен доступ к поверхности контроля (некоторые виды
трубопроводов, сосудов давления, котлов, резервуаров, агрегатов). Метод
активно применяется для контроля самых разнообразных объектов в
процессе их производства, при приемочных и спытаниях и обследованиях
(рис. 41, 42).
59
Рис. 41. Размещение акустического датчика
Рис. 42. Прибор акустико-эмиссионного контроля AMSY-5
Контрольные вопросы
1. Физические основы акустико-эмиссионного контроля.
2. Область применения акустического метода контроля.
3. Приборы, основанные на акустических методах контроля.
60
11. Вибрационный метод контроля
Вибрационный метод контроля технического состояния машин
(вибродиагностика) является одним из информативных и доступных методов
диагностики. Применительно к оборудованию НПС вибродиагностика
позволяет контролировать техническое состояние магистральных и подпорных
насосных агрегатов в режиме постоянного слежения за уровнем вибрации, а
также оценивать работоспособность вентиляторов, насосов систем охлаждения,
маслоснабжения, отопления, откачки утечек и прочего оборудования путем
периодического измерения и анализа параметров вибрации. На рис. 43
приведена типичная стационарная система контроля в реальном масштабе
времени.
Рис. 43. Типичная стационарная система контроля в реальном масштабе времени:
1 - механизм привода; 2 - датчик перемещений вала; 3 - отметка фазы; 4 - датчик на опоре;
5 - приводной механизм; 6 - радиальное направление измерений; 7 - осевое направление
измерений; 8 - принтер; 9 - компьютер с устройством хранения данных;
10 - устройство формирования сигнала
Большинство
дефектов
механической,
гидродинамической
и
электромагнитной систем приводит к изменению вибрации насосных агрегатов.
Таким образом, все дефекты насосного агрегата приводят к изменению
параметров вибрации, измерив которые можно получить информацию о
техническом состоянии, причинах его изменения и оценить остаточный ресурс.
61
При эксплуатации насосных агрегатов имеют место два принципиально
различных метода измерения вибраций (колебаний) при помощи датчиков
измерения абсолютных колебаний и относительных колебаний. Колебания
насосных агрегатов создаются преимущественно их вращающимися частями и
пульсациями давления в насосе и подводящих трубопроводах. При этом
главным возбудителем колебаний является неуравновешенность роторов насоса
и электродвигателя.
Различают колебания трех видов:
относительные колебания валов. Это быстрые движения вала ротора по
отношению к вкладышу подшипника;
абсолютные колебания опор подшипников. Под этим подразумеваются
быстрые движения вкладыша подшипника и корпуса подшипника по
отношению к жесткой опорной точке в пространстве;
абсолютные колебания валов. Это быстрые движения вала ротора по
отношению к жестко установленной опорной точке в пространстве.
В области механических колебаний приняты три измеряемые величины:
вибросмещение (амплитуда колебаний) - отклонение точки измерения от
положения покоя;
виброскорость - скорость движения точки измерения вокруг своего
положения покоя;
виброускорение - ускорение движения точки измерения вокруг своего положения покоя.
Применительно к оборудованию НПС используют только характеристики
вибросмещения (амплитуду колебания) и виброскорость. При измерении
вибрации предпочтение отдается тому виду колебаний, который имеет самую
большую информативность.
Для насосов и электродвигателей НПС оценка вибрации проводится на
основе измерения абсолютных колебаний корпусов подшипников и реже
относительных колебаний валов.
Чтобы выяснить причины, вызывающие вибрации насосного агрегата,
необходимо провести диагностические работы с частотным анализом вибраций
насосного агрегата. При частотном анализе с помощью виброизмерительной
аппаратуры определяются все частотные составляющие вибраций, которые
вызывают колебание машины.
Частотный анализ вибраций с помощью виброизмерительной аппаратуры
можно осуществлять, в основном, тремя способами: гармоническим анализом
вибраций, полосовым выделением частотных составляющих и использованием
перестраиваемых фильтров.
При гармоническом анализе вибрации виброизмерительная аппаратура
сама определяет частоту вращения ротора машины, настраивает встроенный
62
фильтр на эту частоту и фильтр пропускает только ту часть сигнала
возмущения, которая соответствует частоте вращения ротора.
Данный способ выделения гармонических составляющих вибрации
является наиболее точным, но требует применения (кроме датчика вибрации)
датчика, определяющего частоту вращения вала машины (например,
фотоэлектрического или лазерного).
Более простым способом выделения частотных составляющих вибрации
является применение полосовых фильтров. Встроенные полосовые фильтры
настраиваются на определенную частоту, которая зависит от положения
переключателя прибора. При этом фильтр пропускает полосу частот,
соответствующую его характеристикам. Поэтому, изменяя положение
переключателя, мы можем определить, какие частотные составляющие
присутствуют в общем уровне вибрации.
В ряде виброизмерительных приборов имеется перестраиваемый фильтр.
Если это автоматически перестраиваемый фильтр, то прибор сам
последовательно изменяет частоту пропускания фильтра, и по изменениям
показаний индикатора можно определить, какие частотные составляющие и с
какой величиной присутствуют в общем уровне вибрации. Однако визуально
это сделать сложно. Поэтому для такого частотного анализа обычно
используют самописцы, подключаемые к выходу прибора, и записывают
амплитудно-частотную диаграмму, по которой впоследствии определяют
отдельные частотные составляющие вибрации.
Для диагностических работ можно использовать любой из этих способов
частотного анализа вибрации.
Конструктивно насос и электродвигатель имеют выносные подшипники,
корпуса которых используются для установки датчиков вибрации и датчика
измерения частоты вращения ротора.
При эксплуатации насосных агрегатов необходимо проводить
периодический контроль и оценку интенсивности вибрации агрегата в
соответствии с нормами вибрации на них.
В качестве нормируемого параметра вибрации устанавливается среднее
квадратическое значение виброскорости.
Диагностическая аппаратура предназначается для специальной обработки
вибрационного сигнала и измерения параметров вибрации: дискретизации и
аналого-цифрового преобразования (АЦП) сигнала, снятия амплитуднофазочастотных характеристик (АФЧХ) вибрации, определения гармонического
спектра вибрации в линейном и логарифмическом масштабах, амплитуд и фаз
гармоник, а также для запоминания исходных данных и результатов их
обработки.
Вибрация преобразовывается в электрический сигнал посредством
датчика, связанного с объектом измерения.
63
Для измерения абсолютной вибрации подшипников и других
невращающихся элементов машины в качестве датчиков в настоящее время
используются пьезоэлектрические датчики. Источником электрического
сигнала таких датчиков является пьезочувствительный элемент. На рис. 44
показан датчик абсолютной вибрации.
Рис. 44. Датчик абсолютной вибрации
Пьезочувствительный элемент обычно изготавливают из
специального керамического материала, он же обычно играет роль
упругого элемента, на котором закреплена сейсмическая масса. Величины
массы и жесткости упругого элемента, как известно, определяют
собственную частоту датчика. Эта частота должна быть значительно
(обычно вдвое) выше максимальной частоты измеряемой вибрации.
Конфигурация элементов датчика различна. Она выбирается таким
образом, чтобы обеспечить необходимую собственную частоту датчика,
его чувствительность к вибрации и нечувствительность к поперечным
составляющим вибрации. На выход е предусилителя формируется
переменный электрический сигнал, пропорциональный действующему
виброускорению в направлении измерения.
64
Пьезочувствительный элемент формирует слабый электрический
сигнал, что требует установки в непосредственной близости от датч ика
предварительного усилителя. Для соединения датчика с предусилителем
используется специальный антивибрационный кабель, поскольку в
обычных кабелях может генерироваться помеха вследствие их вибрации.
Длина соединительного кабеля обычно не превышает 10 м. В ряде случаев
предусилитель располагается непосредственно в корпусе датчика. В этом
случае говорят о вибродатчике со встр оенной электроникой.
Диапазон измеряемой вибрации определяется чувствительностью
датчика и динамическим диапазоном предусилителя или предельным
значением усиливаемого сигнала.
Таким образом, основными характеристиками рассматриваемого
датчика являются его чувствительность, собственная частота, диапазон
виброускорений
объекта,
рабочий
диапазон
температур,
помехозащищенность и нечувствительность к поперечным составляющим
вибрации.
Периодический мониторинг вибрационного состояния является
эффективным средством предупреждения аварийных ситуаций. Однако
при оценке состояния ответственного оборудования этого бывает
недостаточно.
Для исключения аварийных выходов из строя состояние
быстроходных агрегатов должно контролироваться практически
ежесекундно, а состояние тихоходных машин достаточно контролировать
один раз в несколько дней.
В зависимости от типа оборудования в значительной мере отличается
и набор контролируемых величин. Так, на быстроходных агрегатах на
подшипниках скольжения помимо контроля абсолютной вибрации
подшипниковых узлов в обязательном порядке должен производиться
контроль относительной вибрации и осевого сдвига. Стационар ные
системы, установленные на турбоагрегатах, могут быть дополнительно
укомплектованы датчиками линейных и угловых перемещений, а также
тепловых абсолютных и относительных расширений. На быстроходном
оборудовании на подшипниках качения (вентиляторы, насосы и т.д.)
наиболее информативным параметром является абсолютная ви брация
подшипников. Кроме этого, на агрегатах могут устанавливаться
дополнительные датчики вибрации, например на корпус насоса,
контролироваться температура подшипников, рабочие параметры
электродвигателя, насоса и т.д. При диагностике тихоходного
оборудования высочайшие требования предъя вляются к частотному
диапазону датчиков, измеряющих абсолютную вибрацию подшипников.
Стационарная система контроля ГПА приведена на рис. 45.
65
Рис. 45. Стационарная система
контроля ГПА
Основная цель любой стационарной системы контроля вибрации своевременное предотвращение развития аварии с серьезными разрушениями
контролируемого оборудования. Для этого должен выполняться своевременный
и достоверный сбор и анализ всех контролируемых параметров. На
быстроходном оборудовании для обеспечения необходимой надежности
работы интервал между измерениями не должен превышать нескольких секунд.
В этом случае использование блоков преобразования, обработки, анализа и
накопления данных полностью оправдано. При контроле состояния
тихоходного оборудования такой необходимости нет. Время развития дефекта
на подобном оборудовании составляет недели и даже месяцы. Поэтому сбор
вибрационных данных может быть выполнен при помощи переносной
виброизмерительной аппаратуры. Однако такой подход не всегда оправдан. Вопервых, нередко доступ к точкам измерения на работающем оборудовании
существенно затруднен, а иногда и невозможен, в том числе и по соображениям
безопасности. Во-вторых, целый ряд причин (отсутствие повторяемости мест и
условий установки датчика от измерения к измерению, трудоемкость сбора
данных, человеческий фактор) существенно снижает достоверность
диагностики.
При внедрении стационарных систем контроля вибрации особое
внимание следует уделять корректности их методического применения. Если
для стандартного использования возможно типовое исполнение системы, то для
сложного, дорогого, нестандартного оборудования, а также при повышенных
требованиях к его безопасности рекомендуется проводить предварительное
исследование вибрационного состояния. В процессе этого исследования
уточняются необходимые для контроля параметры, модифицируются
алгоритмы виброзащиты, формируются диагностические критерии и правила.
66
По окончании работы корректируются настройки и конфигурация системы и
вносятся все необходимые изменения. Подобный подход позволяет
максимально адаптировать систему к условиям работы и особенностям
контролируемого оборудования, что существенно расширяет ее возможности.
Контрольные вопросы
1. Привести физические основы вибрационного метода контроля.
2. Охарактеризовать методы измерения вибраций при помощи датчиков
измерения абсолютных и относительных колебаний.
3. Методы выделения частотных составляющих вибрации.
4. Перечислить стационарные системы контроля вибрации.
5. Привести принципы мониторинга вибрационного состояния ГПА.
12. Порядок формирования программы диагностического
обследования нефтепроводов
Программа диагностического обследования формируется на год. Планы
пропуска приборов и выдачи отчетов формируются на квартал с разбивкой по
месяцам.
Программа диагностического обследования на год должна содержать:
план пропуска приборов и выдачи отчетов с указанием вида диагностики,
наименования нефтепровода и участка, диаметра, протяженности с
разбивкой по каждому месяцу;
сводный план пропуска приборов и выдачи отчетов;
сроки формирования программы диагностических работ на год.
На основании годовой программы диагностического обследования
нефтепроводов формируются:
план подготовки и диагностического обследования нефтепроводов на
кварталы (план пропуска приборов);
план выдачи отчетов по результатам диагностики на квартал.
Планы должны быть утверждены в следующие сроки:
на I квартал - до 20 ноября предшествующего года;
на II квартал - до 20 февраля текущего года;
на III квартал - до 20 мая текущего года;
на IV квартал - до 20 августа текущего года.
Предусматривается обеспечение подготовки нефтепроводов к
диагностике за 30 дней до пропусков дефектоскопов в следующие сроки:
на I квартал - до 3 ноября предшествующего года;
на II квартал - до 3 февраля текущего года;
67
на III квартал - до 3 мая текущего года;
на IV квартал - до 3 августа текущего года.
Проект планов согласовывают с внесением в план пропуска приборов
параметров режимов работы нефтепроводов и объемы нефти, необходимые для
пропуска приборов в соответствии с их техническими характеристиками. В
проект плана включают пропуски скребков-калибров по законченных участкам
магистральных нефтепроводов перед их подключением.
При необходимости снижения пропускной способности нефтепровода
для пропуска очистных устройств, скребков-калибров и по другим причинам
такие работы вносятся в проект плана пропуска приборов и в проект «Плана
остановок и работы нефтепроводов со снижением режимов» на квартал, где
указывают:
дату проведения работ;
продолжительность работы сниженным режимом;
расчетную пропускную способность с учетом снижения режима
перекачки;
величину снижения пропускной способности нефтепровода на время
пропуска прибора;
расчетную месячную пропускную способность нефтепровода;
общее время, необходимое для пропуска.
Контрольные вопросы
1. Содержание
программы
диагностического
обследования
трубопроводов.
2. Порядок формирования программы диагностического обследования
трубопроводов.
3.
Заключение
Одной из важнейших задач при строительстве и эксплуатации
трубопроводов является обеспечение надежности их функционирования. Для
этого требуется применение максимально достоверных диагностических
решений и выдача обоснованного прогноза работоспособности всей системы.
Старение систем трубопроводов ставит задачу предупреждения
серьезных
техногенных
аварий
и катастроф
и требует
ведения
систематического мониторинга и диагностики трубопроводных систем.
Диагностика трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительное
время, предполагает обнаружение коррозии. Это - одна из важнейших проблем,
решение которой позволит обеспечить безаварийную эксплуатацию
68
и увеличить срок службы трубопроводов, снизить себестоимость доставки
энергоносителей потребителям и способствовать экономии потребляемого
топлива.
Одним из путей, позволяющих решить данную проблему, является
переход к созданию системы мониторинга и диагностики с последующим
формированием системы капитального ремонта, т.е. переход на систему
автоматизированного контроля за состоянием трубопроводов и технического
оборудования.
Данное пособие поможет студентам освоить современные технологии
диагностики и мониторинга состояния трубопроводов и технического
оборудования.
Библиографический список
1. Биргер, И.А. Техническая диагностика/ И.А. Биргер. – М.:
Машиностроение, 1978. – 239 с.
2. Основы технической диагностики. Модели объектов, методы и
алгоритмы диагноза /В.А. Карибский, П.П. Пархоменко, Е.С. Согомонян
и др.; под ред. П.П. Пархоменко: В 2-х кн. – М.: Энергия, 1976. – 462 с.
3. Геншин, М.Д. Виброакустическая диагностика машин и механизмов
машиностроения/М.Д. Геншин, А.Г. Соколова. – М.: Машиностроение,
1987. – 238 с.
4. Писаревский, В.М. Методические указания к практическим занятиям по
курсу «Основы технической диагностики»/ В.М. Писаревский, В.А.
Поляков, В.Д. Черняев. – М.: ГАНГ им. Губкина, 1986. – 86 с.
5. Гумеров, А.Г. Диагностика оборудования нефтеперекачивающих
станций/А.Г. Гумеров, Р.С. Гумеров, А.М. Акбердин. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2003. – 347 с.
6. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник / под ред. В.В.
Клюева. – М.: Машиностроение, 1995. – 448 с.
7. Писаревский, В.М. Эксплуатация и диагностика насосных агрегатов
магистральных трубопроводов/ В.М. Писаревский. – М.: Нефть и газ,
2004. – 275 с.
69
Приложение 1
Параметры проведения внутритрубной инспекции
Таблица П.1.1
Период до проведения очередной инспекции вип типа CD и MFL
Марки стали,
Период до очередной инспекции ВИП CD и MFL (в годах) в зависимости от значений годовой
Т олщина
используемые Диаметр
цикличности нагружения N g (цикл/год):
стенки Nmin
№ на МН ОАО трубы,
трубы, *
«АК
мм
400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000
мм
«Т ранснефть»
1
2
3
4
6,5
5
6
7
3850 6,0 6,0
8
9
10
6,0 6,0 6,0
11 12
6,0 5,3
13 14
4,7 4,3
15 16
3,9 3,5
17
3,2
18 19
3,0 2,7
20 21
2,5 2,3
22
2,2
7
7,5
4130 6,0 6,0
4400 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 5,7
6,0 6,0
5,2 4,7
6,0 6,0
4,3
5,7
4,0 3,7
5,2 4,9
3,5 3,2
4,5 4,3
3,0
4,0
8
9
4650 6,0 6,0
5100 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,8 5,4
6,0 6,0
5,1
6,0
17ГС
10
7
5490 6,0 6,0
4400 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0 6,0 6,0
5,5 4,6 3, 9 3,3 7,9
6,0 6,0
7,5 7,7
6,0 6,0
7,0 1,8
6,0
1,6
6,0 6,0
1,4 1,3
6,0 6,0
1,7 1,0
6,0
0,9
17Г1С
7,5
8
4690 6,0 6,0
4960 6,0 6,0
6,0 5,9 5,0
6,0 6,0 6,0
4,4 3,8
5,6 4,9
3,4 3,0
4,4 3,9
2,7 2,5
3,6 3,2
7,7
2,9
2,0 1,8
2,7 2,5
1,7 1,5
2,3 2,1
1,4
2,0
9
10
5450 6,0 6,0
5880 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,5 5 ,1 4,7
6,0 6,0 6,0
4,3 4,0
6,0 5,8
3,7 3,5
5,4 5,1
3,7
4,8
13Г1С-У
11
6270 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
14ГС
7
8
4420 6,0 4,8
4980 6,0 6,0
3,9 3,2 2,6
6,0 5, 3 4,5
7,7 1,9
3,9 3,4
1,7 1,4
3,0 2,7
1,2 1,1
2,4 2,2
0,9
2,0
0,8 0,7
1,8 1,6
0,6 0,5
1,5 1,3
0,5
1,2
15Г2С
9
10
5460 6,0 6,0
5900 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 5,3
6,0 6,0
4,8 4,3
6,0 6,0
3,9 3,5
5,7 5,2
3,2
4,8
3,0 2,7
4,4 4,1
2,5 2,3
3,8 3,6
2,2
3,3
10Г2С1(МК)
11
9
6300 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0
5490 6,0 6,0 5, 5 4,6 3,9
6,0 6,0
3,3 2,9
6,0 6,0
2,5 2,3
6,0 6,0
2,0 1,8
6,0
1,6
6,0 5,8 5,4 5,0
1,4 1, 3 1,7 1,1
4,7
1,0
10
11
5940 6,0 6,0
6350 6,0 6,0
6,0 6,0 5,7
6,0 6,0 6,0
4,9 4,3
6,0 6,0
3,9 3,5
5,4 4,9
3,1 2,8
4,4 4,1
2,6
3,7
2,3 2,1
3,4 3,2
2,0 1,8
2,9 2,7
1,7
2,5
1 0Г 2СД
12
13
6700 6,0 6,0
7040 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 5,5
6,0 6,0
5,1
6,0
4,7 4,3
6,0 5,7
4,0 3,8
5,4 5,0
3,5
4,7
14ГН
10
11
6340 6,0 5,9
6770 6,0 6,0
4,7 3,9 3,3
6,0 5,5 4,7
2,8 2,4
4,0 3,5
2,1 1,9
3,1 2,8
1,6 1,5
2,5 7,7
1,3
2,0
1,1 1,0 0,9 0,8
1,8 1,7 1 ,5 1,4
0,7
1,3
12
13
7160 6,0 6,0
7520 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
5,5 4,8 4,3 3,9 3,5 3,2
6,0 6,0 5 ,7 5 ,1 4,6 4,2
2,9 2,6 2,4
3,9 3, 6 3,3
2,2 2,1
3,1 2,9
1,9
2,7
14
15
7850 6,0 6,0
8150 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 5,5
6,0 6,0
5,0
6,0
4,7 4,3
5,9 5,5
4,0 3,8
5,1 4,8
3,5
4,5
530
17Г1С-У
1
720
820
0 9Г 2С
1 020
1 220
16
8430 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0 6,0
6,0 5,9
5,6
6,5
7
3430 6,0 6,0
3600 6,0 6,0
6,0 5,8 4,9
6,0 6,0 6,0
4,3 3,7
5,5 4,9
3,3 2,9
4,3 3,9
2,6 2,4
3,5 3,2
2,2
2,9
2,0 1,8
2,7 2,5
1,6 1,5
2,3 2 ,1
1,4
1,9
7,5
8
3890 6,0 6,0
4100 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,7 5,2
6,0 6,0
4,7 4,3
6,0 5,5
3,9
5,0
3,6 3,4
4,7 4,3
3,1 2,9
4,0 3,8
2,7
3,5
19Г
9
10
4470 6,0 6,0
4800 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 5,8
6,0 6,0
5,4
6,0
19ГС
7
7,5
4000 6,0 4,9
4180 6,0 6,0
3,9 3,2 2,7
5,0 4,2 3,5
2,3 2,0
3,0 2,6
1,7 1,5
2,3 2,0
1,3 1,1
1,8 1,6
1,0
1,4
0,9 0,7
1,3 1,1
0,6 0,6
1,0 0,9
0,5
0,8
8
9
4410 6,0 6,0
4800 6,0 6,0
6,0 5 ,3 4,5
6,0 6,0 6,0
3,9 3,4
6,0 5,3
3,0 2,7 2,4 2,2
4,7 4, 7 3,8 3,5
1,9 1 ,8 1,6 1, 5 1,3
3,2 2,9 2,7 2,5 2,3
1,2
2,1
10
7
5200 6,0 6,0
3950 4,5 3,4
6,0 6,0 6,0 6,0 6,0
2,6 2,1 1 ,7 1,4 1,2
6,0 6,0
1,0 0,8
5,6 5,2
0,7 0,6
4,7
0,5
4,4 4 ,1 3,8 3,5
0,4 0,3 0, 7 0,2
3, 3
0,1
8
4420 6,0 5,6
4,5 3,7 3,1
2,0 1,8
1,5 1,4
1,2
1,1 0,9
0,7
530
2
18Г2
720
820
2,7 2,3
70
0,8 0,7
Марки стали,
Период до очередной инспекции ВИП CD и MFL (в годах) в зависимости от значений годовой
Т олщина
используемые Диаметр
цикличности нагружения N g (цикл/год):
стенки Nmin
№ на МН ОАО трубы,
трубы, *
«АК
мм
400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000
мм
«Т ранснефть»
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
22
530
3
14ХГС
720
1020
530
4
«Ц»
720
4820 6,0 6,0
518 0 6,0 6,0
6,0 5,7 4,9
6,0 6,0 6,0
4,2 3,7 3 ,3 2,9
6,0 5,4 4,8 4,3
2,6 2,4
3,9 3,6
2,1
3,3
1,9 1,8 1 ,6 1,5
3,0 2,8 2,6 2,4
1,3
2,2
11
5500 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,5 5,0
4,6
4,3 4,0
3,7 3,4
3,2
6,5
7
3560 6,0 6,0
3700 6,0 6,0
6,0 6,0 5,7
6,0 6,0 6,0
5,0 4,4
6,0 5,6
3,9 3,5 3,1 2,8
5,0 4,5 4 ,1 3,7
2,6
3,4
2,4 2,2
3,1 2,9
2,0 1, 8
2,7 2,5
1,7
2,3
7,5
8
3820 6,0 6,0
3920 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 5, 6 5,1 4,7
6,0 6,0 6,0 5,8
4,3
5,3
4,0 3,7
4,9 4,6
3,4 3,2
4,3 4,0
3,0
3,7
9
10
4080 6,0 6,0
4200 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 5,8
6,0 6,0
5,4
6,0
7
7,5
4250 6,0 5,9
4400 6,0 6,0
4,8 3,9 3,3
6,0 5,0 4,2
2,8 2,5
3,6 3,2
2,1 1,9
2,8 2,5
1,7 1,5
2,2 2,0
1,3
1,8
1,2 1,0
1,6 1,5
0,9 0,8
1,3 1,2
0,7
1,1
8
9
4520 6,0 6,0
4710 6,0 6,0
6,0 6,0 5,9 4, 5 4,0 3,5 3,1
6,0 6,0 6,0 6,0 5,7 5, 1 4,6
2,8 2,5
4,2 3,8
2,3
3,5
2,1 1,9
3,2 3,0
1,8 1,6
2,7 2,5
1,5
2,4
10
11
4860 6,0 6,0
5000 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0 5, 8 5,3
6,0 6,0 6,0 6,0
4,9
6,0
4,5 4,2
6,0 5,6
3,9 3,6
5,3 4,9
3,4
4,6
9
10
4810 6,0 5, 3 4,2 3, 5 2,9
4970 6,0 6,0 5,9 4,9 4,1
2,5 2,1
3,6 3,1
1,9 1,6
2,7 2,4
1,4 1,2
2,2 1,9
1,1
1,7
1,0 0,9
1,6 1,4
0,7 0,7
1,3 1,2
0,6
1,1
11
5110 6,0 6,0
6,0 6,0 5,6
4,8 4,2
3,8 3,4
3,0 2,7
2,5
2,3 2,1
1,9 1,8
1,6
12
13
5220 6,0 6,0
5300 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 5 ,5 4,9 4,4
6,0 6,0 6,0 5,6
4,0 3,7
5,1 4,7
3,3
4,3
3,1 2,8
4,0 3,7
2,6 2,4
3,4 3,2
2,3
3,0
6,5
7
5080 6,0 6,0
5280 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 5,8
6,0 6,0
5,2 4,7
6,0 6,0
4,3 3,9
5,5 5,0
3,6
4,6
3,3 3,0
4,2 3,9
2,8 2,6
3,7 3,4
2,4
3,2
7,5
8
5460 6,0 6,0
5610 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,8
6,0
5,3 5,0
6,0 6,0
4,6 4,3
5,7 5,4
4,1
5,0
9
10
5860 6,0 6,0
6050 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
7
7,5
6070 6,0 6,0
6240 6,0 6,0
6,0 5,3 4,5
6,0 6,0 5,6
3,9 3,4
4,9 4,3
3,0 2,7
3,8 3,4
2,4 2,1
3,1 2,8
1,9
2,5
1,7 1,6 1,4 1,3
2,3 2 ,1 1,9 1,8
1,2
1,6
8
9
6430 6,0 6,0
6730 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 5,3
6,0 6,0
4,7 4,9
6,0 6,0
3,8 3,5
5,6 5,1
3,2
4,7
2,9 2,7
4,4 4,0
2,5 2,3
3,8 3,5
2,1
3,3
10
6,5
7000 6,0 6,0
3190 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,5 5,0
6,0 6,0
4,5 4,1
6,0
3,8
6,0 5,7
3,5 3,2
5,3 5,0
3,0 2,8
4,7
2,6
7
3290 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,7 5,2
4,8
4,5 4,1
3,9 3,6
3,4
7,5
8
3380 6,0 6,0
3450 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
5,6 5,2
6,0 6,0
4,8 4,5
5,9 5 ,5
4,2
5,2
9
10
3560 6,0 6,0
3640 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
16Г2САФ
11
7
3690 6,0 6,0
3850 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 5,6 4,8
6,0 6,0
4,2 3,7
6,0 6,0
3,2 2,9
6,0 6,0
2,6 2,3
6,0
2,1
6,0 6,0
1,9 1,7
6,0 6,0
1,6 1,4
6,0
1,3
14Г2САФ
7,5
8
3950 6,0 6,0
4040 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
5,2 4,6
6,0 5,6
4,1 3,6
5,0 4,5
3,3 3,0
4,1 3,7
2,7
3,4
2,5 2,3
3,1 2,9
2,1 1,9
2,7 2,5
1,8
2,3
9
10
4190 6,0 6,0
4290 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,9 5,4
6,0 6,0
4,9
6,0
4,6 4,2
6,0 5,8
4,0 3,7
5,4 5,1
3,5
4,8
11
12
4370 6,0 6,0
4420 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
6,0
7
8
3880 6, 0 6,0
4080 6,0 6,0
4,8 4,0 3,4
6,0 6,0 5,2
2,9 2,5
4,5 4,0
2,2 1 , 9 1 , 7 1 , 5 1 , 3 1,2 1,1
3,5 3,1 2,8 2,5 2,3 2,1 1,9
0,9 0,8
1,8 1,6
0,8
1,5
9
10
4230 6,0 6,0
4330 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 5,7
6,0 6,0
5,1 4,6
6,0 6,0
4,2 3,8
5,7 5,2
3,5
4,8
3,2 2,9
4,4 4,1
2,7 2,5
3,8 3,6
2,4
3,4
11
4420 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0
5,9 5,5
5,1 4,8
4,5
530
5
9
10
720
13Г2АФ
820
71
Марки стали,
Период до очередной инспекции ВИП CD и MFL (в годах) в зависимости от значений годовой
Т олщина
используемые Диаметр
цикличности нагружения N g (цикл/год):
стенки Nmin
№ на МН ОАО трубы,
трубы, *
«АК
мм
400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000
мм
«Т ранснефть»
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
22
1020
1220
12
8
4480 6,0 6,0
4130 6,0 5,2
6,0 6,0 6,0
4,1 3,4 2,9
6,0 6,0
2,4 2,1
6,0 6,0
1,8 1,6
6,0 6,0 6,0 6,0 6,0
1,4 1,2 1, 1 0,9 0,8
6,0 6,0
0,7 0,6
5,8
0,5
9
4280 6,0 6,0
5,9 4,9 4,2
3,6 3,2
2,8 2,5
2,2 2,0
1,8
1,6 1,4
1,3 1,2
1,1
10
11
4400 6,0 6,0
4490 6,0 6,0
6,0 6,0 5,8
6,0 6,0 6,0
5,0 4,4
6,0 5,8
3,9 3,5
5,2 4,7
3,2 2,9
4,3 3,9
2,6
3,6
2,4 2,2
3,3 3,0
2,0 1,9
2,8 2,6
1,7
2,4
12
13
4560 6,0 6,0
4610 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
5,5 5,0
6,0 6,0
4,6
5,8
4,3 4,0
5,4 5,0
3,7 3,5
4,7 4,4
3,2
4,1
14
10
4650 6,0 6,0
6340 6,0 6,0
6,0 6, 0 6,0
6,0 5,7 4,9
6,0 6,0
4,2 3,7
6,0 6,0
3,3 2,9
6,0 6,0
2,6 2,4
6,0
2,1
6,0 6,0
1,9 1,8
5,8 5,4
1,6 1,5
5,1
1,3
11
12
6770 6,0 6,0
7160 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
5,9 5,2
6,0 6,0
4,6 4,2 3 , 8 3,4 3,1 2,9 2,7 2,4 2 , 3 2 , 1
6,0 5 , 6 5 , 1 4 ,7 4,3 4 , 0 3 , 7 34 , 3 , 7 3 , 0
13
14
7520 6,0 6,0
7850 6,0 60
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0
6,0 6,0 6,0 6,0 5,7 5,3 4,9 4 , 6 4,3
6,0 6 , 0 6 , 0 6 , 0 6,0 6 , 0 6,0 5,9 5 , 5
4,0
5,2
15
16
8150 6,0 6,0
8430 6,0 6,0
6,0 6,0 6, 0 6,0 6,0 6 , 0 6 , 0 6 , 0 6 , 0 6,0 6 , 0 6 , 0 6 , 0 6,0
6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6 , 0 6,0 6 , 0 6,0 6,0 6,0
6,0
6,0
* N min - количество циклов работы нефтепровода до развития трещины до критических
размеров (по результатам циклических испытаний) для расчета остаточного ресурса и
периодичности диагностики.
Таблица П.1.2
Сводный план пропуска приборов и выдачи отчетов в 20__ году
ОАО
МН
Вид
Общий
Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь
диагностики
итог
Выполнение P RF
пропуска WM
прибора
M FL
CD
Вид работ
Выдача
отчетов
Всего:
PRF
WM
M FL
CD
Всего:
Выпол н ен Месяц, км
ие пропуска Накопит, км
п риб ора
% накопит. *
Всего:
Выдача от Месяц, км
ч етов накопит, км
% накопит. *
* Процент выполнения плана за отчетный период накопительным итогом.
72
Таблица П.1.3
Сводная таблица внутритрубного обследования магистральных нефтепроводов
ОАО ___________________ на 20__ г.
Основания для формирования программы обследования
Т ип прибора Протяженность, км
1. Повторное обследование подводных переходов с дефектами ПОР, которые не могут быть выведены
из эксплуатации
WM
MFL
CD
2. Первичное обследование дефектоскопами WM , MFL , CD магистральных нефтепроводов в
соответствии с планом-графиком аттестации МН со сниженными рабочими давлениями относительно
проектного
WM
MFL
CD
3. Обследование дефектоскопами WM , MFL , CD подводных переходов магистральных
нефтепроводов, по которым проводится мониторинг технического состояния, в срок н е менее 6
месяцев до определенного Техническим заданием срока выдачи гарантий безопасной эксплуатации
перехода
4. Первичное обследование дефектоскопами WM , MFL , CD магистральных нефтепроводов в
соответствии с планом-графиком аттестации МН со сроками эксплуатации 33 и более лет за 1 год до
наступления срока
5. Обследование нефтепроводов дефектоскопами MFL и CD по результатам аттестации - в сроки,
определенные в соответствии с расчетами
6. Первичное обследование дефектоскопами WM , MFL , CD вновь введенных в эксплуатацию
подводных переходов магистральных нефтепроводов - в срок не более 3-х лет со дня ввода в
эксплуатацию
7. Профилеметрия вновь вводимых в эксплуатацию подводных переходов перед их подключением к
МН
WM
MFL
CD
8. Повторное обследование нефтепроводов:
- дефектоскопом WM для установления реальной скорости роста коррозионных дефектов - в срок не
позднее 1 года до перехода дефектов ДПР в дефекты ПОР по результатам расчета, исходя из скорости
роста коррозии 0 ,18 мм в год;
- дефектоскопами WM , MFL и CD с целью определения развивающихся дефектов, в сроки, для
дефектоскопов: WM - не более 5-ти лет, MFL и CD - не более 6-и лет после предыдущего обследования
WM
9. Первичная инспекция нефтепроводов дефектоскопами WM , MFL , CD новых и вновь
подготовленных к диагностике нефтепроводов в течение 5-и лет со дня ввода их в эксплуатацию или
подготовки к диагностике, за 1 год до наступления следующих сроков эксплуатации: 12 лет, 1 7 лет, 22
года, 27 лет
10 . Обследование магистральных нефтепроводов приборами WM , MFL , CD по завершении
капитального ремонта (с заменой труб и заменой изоляции) и реконструкции для контроля качества
строительно-монтажных работ в срок не более 3-х лет со дня ввода в эксплуатацию
73
WM
MFL
CD
MFL
CD
WM
MFL
CD
PRF
WM
MFL
CD
WM
MFL
CD
WM
MFL
CD
Рис. П.2.1. Камера приема средств очистки и диагностики из магистрального
трубопровода Dу 500 мм
Приложение 2
Камеры приема и запуска средств очистки и диагностики из магистрального
трубопровода
74
Таблица П.2.1
Техническая характеристика камеры приема средств очистки и
диагностики из магистрального трубопровода
1. Блок камеры приёма предназначен для приёма средств очистки и
диагностики из магистрального трубопровода
2. Объём, не более, м3
2,0
2
3. Давление, МПа (кгс/см ), не более:
рабочее
8,0 (80,0)
расчётное
8,0 (80,0)
o
4. Температура, С:
рабочая среды
-15 ÷ 80
расчетная стенки
80
5. Среда - нефть. Взрывопожароопасная.
Класс опасности по ГОСТ 12.1.007-76
4
Группа взрывоопасной смеси по ГОСТ Р 51330.5-9 9
Т3
Категория взрывоопасности смеси по ГОСТ Р 51330.11-99
IIА
6. Прибавка для компенсации коррозии, мм
3
7. Число циклов нагружения за весь срок службы, не более
400
8. Группа сосуда ГОСТ Р 52630-2006
1
9. Установленный срок службы, год, не менее
30
10 . Габаритные размеры, мм, не более:
длина
15 540
ширина
1 500
высота
3 500
Технические требования к установке камеры приема средств очистки и
диагностики из магистрального трубопровода
1. Изготовление, маркировка, упаковка и транспортирование блока
камеры согласно ГОСТ Р 52630-2006, ПБ 03-576-03, ПБ 03-584-03, ТУ 3689126-00217389-2009. Конструкцию и размеры определяют требования СНиП
2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы».
2. Все изменения связанные с заменой материала, размеров деталей и т.
д., не нарушающие требований ГОСТ Р 52630-2006, ПБ 03-576-03 и ПБ 03-58403, отражаются в соответствующих разделах паспорта сосуда.
3. Требования по пожарной безопасности на объекте, где устанавливается
настоящее оборудование, должны соответствовать ГОСТ 12.1.004-91.
4. Рабочие чертежи разработаны на основании ТУ 3689-126-002173892009.
75
76
Рис. П.2.2. Камера запуска средств диагности и очистки магистральных трубопроводов
Dу 500 мм
Оглавление
Введение ..................................................................................................... 3
1. Причины понижения эксплуатационной надежности магистральных
трубопроводов и пути продления их срока службы ............................................ 3
2. Классификация дефектов труб ............................................................... 8
3. Основания для формирования плана диагностического обследования
нефтепроводов ....................................................................................................15
4. Технологии внутритрубного диагностирования магистральных
трубопроводов ....................................................................................................17
5. Профилеметрия трубопроводов.............................................................19
5.1. Метрологические параметры профилемеров ...................................22
5.2. Определение параметров изгибов МТ по сигналам профильных
датчиков или одометров ..................................................................................27
5.3. Способы определения параметров изгибов МТ по сигналам
инерциального модуля .....................................................................................28
5.4. Одноканальный профилемер ...........................................................32
5.5. Многоканальный профилемер .........................................................33
6. Скребок-калибр......................................................................................37
7. Навигационный снаряд ..........................................................................42
8. Ультразвуковые внутритрубные дефектоскопы ....................................44
8.1. Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для прямого
высокоточного измерения толщины стенки трубы..........................................45
8.2. Ультразвуковой дефектоскоп CD (CDL, CDC, CDS) для
обнаружения продольных, поперечных, наклонных трещин ..........................50
9. Магнитные внутритрубные дефектоскопы ............................................54
9.1. Магнитный дефектоскоп высокого и сверхвысокого разрешения с
продольным намагничиванием (MFL) .............................................................55
9.2. Магнитный дефектоскоп высокого и сверхвысокого разрешения с
поперечным намагничиванием (TFI) ...............................................................57
10. Акустико-эмиссионный контроль........................................................58
11. Вибрационный метод контроля ...........................................................61
12. Порядок формирования программы диагностического обследования
нефтепроводов ....................................................................................................67
Заключение ................................................................................................68
Библиографический список.......................................................................69
Приложение 1 ............................................................................................70
Приложение 2 ............................................................................................74
77
Составитель
д-р техн. наук, проф. Кузнецов Сергей Николаевич
Учебное издание
Диагностика трубопроводов
Учебное пособие
Редактор Акритова Е.В.
Подписано в печать 26.03.2015. Формат 60×84 1/16. Уч.-изд. л. 5,0.
Усл.-печ. л. 5,1. Бумага писчая. Тираж 50 экз. Заказ № 117.
________________________________________________________________
Отпечатано: отдел оперативной полиграфии издательства
учебной литературы и учебно-методических пособий
Воронежского ГАСУ
394006 Воронеж, ул. 20-летия Октября, 84
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
228
Размер файла
3 186 Кб
Теги
713, кузнецов, диагностика, трубопроводов
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа