Файл: Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования московский политехнический университет.pdf

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
13 является причиной ослабления морских умеренных воздушные масс, идущих с
Атлантического океана, которые до достижения территории Чувашии теряют часть влаги, в то же время этот фактор не является причиной ослабления циклон ической деятельности.
Расположение республики внутри материка обусловливает присутствие разных воздушных масс с преобладанием континентального происхождения, которые формируются либо над Русской равниной, либо над Сибирью. Они имеют низкую влажность, высокую температуру летом, низкую - зимой; иногда над Чувашией распространяется холодный и сухой арктический воздух, приносящий холода.
Средняя годовая температура воздуха в республике с севера на юг меняется в пределах +3°С, в юго -западных районах +3,7°С. Сред няя температура января -12...-
13°С, а июля - + 16...+ 19°С.
Осенний переход среднесуточных температур воздуха через 0°С на территории
Чувашии, по многолетним наблюдениям приходится в среднем на 1 -2 ноября в северных районах и на возвышенностях и 5-6 ноября в юго-западных и юго- восточных районах. В конкретные годы переход через (ГС может произойти как одновременно по всей республике, так и с разницей между отдельными станциями до 2-3 недель. Одновременный переход осуществляется обычно при вторжении арктических воздушных масс.
Весенний переход средних температур воздуха через 0°С происходит в среднем
4-7 апреля. Аномально ранние сроки приходятся на середину марта, аномально поздние - на конец апреля.
В год выпадает от 450 до 550 мм, но общее количество осадков достигает 650-
700 мм. По сезонам года зимние осадки составляют 39%, весенние - 14, летние -
30, осенние -18%. Среднее значение высоты снежного покрова на территории республики изменяется от 20 -30 см в районах с интенсивным перераспределением до 50-60 мм - в защищенных от метелевых ветров.
1.4 ДЕФЕКТЫ ГАЗОПРОВОДОВ
Дефекты газопроводов можно классифицировать по нескольким классам:
1.
Изменение формы поперечного сечения трубы;
2.
Отклонение оси трубы от прямолинейности;
ТЭС 2022.21.03.01 - уч. шифр ПЗ

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
14 3.
Дефекты стенки трубопровода и сварных швов.
Отклонение оси трубы
Рисунок 1.5.
–
Классификация дефектов газопроводов
Дефекты по изменению формы поперечного сечения трубы:
- овальность- отклонение поперечного сечения трубы от круглой формы, поперечное сечение трубы становится эллиптическим. Происходит из -за воздействия внешних нагрузок на трубу неравномерно на трубу. Овальность определяется разностью максимального и м инимального размера диаметра трубы.
Допуск на овальность задается по нормативам;
Рисунок 1.6

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
15 при движении криволинейного участка ма гистрального газопровода из -за разности температур и давлений в трубе;
Рисунок 1.7
–
Гофра
- вмятина
–
изменяется внешняя поверхность стенки трубопровода, толщина стенки не изменяется. Происходит из=за приложения внешней нагрузки на поверхность трубы твердым предметом. Вмятина внешне имеет плавный переход к внешней поверхности трубы, поэтому в данном месте нет концентрации напряжения в трубе.
Вмятину измеряют по следующим параметрам:
- глубина относительно стенки;
- площадь и габариты вмятины.
В месте образования вмятины имеются пластические деформации .
Вмятины на газопроводах образуются в основном в нижн ей части трубы, что связано с наличием твердых предметов на дне котлована в ходе прокладки газопровода и в его эксплуатации. Поэтому при прокладке газопровода необходимо следить за отсутствием твердых предметов на дне котлована.
Рисунок 1.8
–
Вмятина

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
16
Дефекты по отклонению оси трубы от прямолинейности:
- провис трубы - происходит в процессе смывания грунтов, карстовых процессов, оттаивания вечной мерзлоты
–
проявляется в отсутствии опоры труб на грунт;
Рисунок 1.9
–
Провис трубы
- всплывший участок газопровода
–
происходит в обводненном грунте, когда грунт насыщен водой, трубы всплывает над поверхностью. Причиной является неиспользование утяжителей при прокладке газопровода или при затоплении участков грунта ранее не подверженных обводнению.
Рисунок 1.10
–
Всплывший участок газопровода
- выпучины участка газопровода
–
в процессе эксплуатации участок газопровода выходит на поверхность грунта. Причиной может быть напряжения в грунте от морозного пучения при обводнении грунтов, движения грунтов. Проявляется в ви де синусоиды симметричной и несимметричной. Хорошо проявляется на косогорах.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
17
Рисунок 1.11
–
Выпучины участка газопровода
Дефекты стенки трубопровода и сварных швов могут образовываться в следующих случаях:
- при производстве труб;
- при перевозке труб;
- при строительстве газопровода;
- при эксплуатации газопровода.
При производстве труб дефекты могут быть следующих типов:
- трещины
–
это разрыв металла на стенке трубы, бывают сквозными и несквозными;
Рисунок 1.12
–
Трещины
- расслоения
–
несплошность металла, направленная параллельно стенке трубы ;

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
18
Рисунок 1.13
–
Расслоения
-закаты - несплошность металла, направленная вдоль прокатки листа ;
- плены
–
отслоение металла вдоль прокатки листа и имеющая связь с металлом ;
-рванины
–
разрыв металла на стенке трубы из -за приложения внешней нагрузки к листу;
- ликвация- наличие посторонних включений в ме талле трубы;
-риски- мелкие канавки на листе из -за воздействия острых выступов на прокатывающем оборудовании.
При перевозке труб, строительстве и эксплуатации газопровода дефекты могут быть следующих типов:
- утонение стенки газопровода
–
уменьшение стенки газопровода вследствии развития дефектов. Обычно происходит при развитии процессов коррозии металла трубы. Параметром отрабовки труб является минимально допустимая толщина трубы в данной зоне. В зоне утонения стенки трубы пиковые напряжения отсутствуют;
Рисунок 1.14
–
Утонение стенки газопровода

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
19
- локальные дефекты на трубах - считается дефекты трубопровода габариты которого являются равными ее толщине или находятся в пределах 5 толщин стенки газопровода. Типичные дефекты: питтинговая коррозия, забоины, каверны.
Рисунок 1.15
–
Локальные дефекты на трубах
- линейно-протяжённые дефекты - считается дефекты трубопровода, габариты которого одного из размеров намного больше другого размера. Типичные дефекты: царапины, задиры. Причиной протяженных дефектов является внешнее воздействие при строительстве. В этом случае прочность газопровода зависит от степени концентрации напряжений в месте расположения дефектов. Параметром для оценки степени опасности дефекта является уг ол между направлением дефекта и продольной оси трубы. Чем меньше этот угол, тем дефект опасней для газопровода.
Рисунок 1.16
–
Линейно-протяжённые дефекты

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
20
Дефекты сварных швов трубопровода образуются при проведении сварочных работ при строительстве и ремонте газопровода. Типичные дефекты: трещины, непровары, подрезы, поры, шлаковые включения и т.д.
Рисунок 1.17
–
Дефекты сварных швов
Для количественной оценки представленных дефектов имеются соответствующие методики, где происходит оценка по их степени опасности и расчеты параметров, влияющих на дальнейшую эксплуатации газопровода.
1.5 ДИАГНОСТИРОВАНИЕ ГАЗОПРОВОДА
Летом 2021 года ( c 4 июня по 11 июля) участок магистрального газопровода
«Уренгой-Ужгород» на участке Заволжского ЛПУМГ от 2244 -2365 км был продиагностирован средствами внутритрубной диагностики согласно СТО Газпром
2-2.3-1050-2016 «Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования» по пункту 3.
Подрядчик проведения работы:
ООО
”
ГАЗМАШПРОЕКТ
”
Характеристики трубы:

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
21
- диаметр 1420 мм;
- рабочее давление
–
7,36 МПа,
- год постройки 1983 г.
- длина участка
–
121 км.
Количество обследованных труб показано в таблице 1.2
Таблица 1.2 - Количество обследованных труб
Общее количество труб
11041
Одношовная
5355 48,5%
Двухшовная
161 1,5%
Спиральношовная
5495 49,8%
С невыявленными швами
30 0,3%
Трубы с повреждениями
2 0
Перед проведением диагностирования газопровода через него пропускают калибровочное устройство и проводят первичную очистку внутренней полости при помощи очистных устройств.
Калибровочное устройство предварительно пропускается по газопроводу, с ним определяется места сужения в газопроводе. Если устройство застревает, определяют его местоположение по датчикам сигнала, после вырезают суженный участок, извлекают застрявшее устройство, суженный участок заменяют. После устранения сужения дополнительно пропускают калибровочное устройство.
Рисунок 1.18
–
Устройство для диагностирования ДМТП1Б -140

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
22
Далее производится очистка внутренней полости газопровода скребком.
Для диагностирования выбрано устройство - дефектоскоп внутритрубный ДМТ1Б -
1400ВП-512
Схема пропуска устройства очистки и средства диагностики осуществляется по схеме на рисунок 1.19.
Между щеточным скребком и поршнем -разделителем выдерживается время 1 час, а между устройством для диагностики и поршнем -разделителем выдерживается расстояние 6 км. Данное условие необходимо для возможности раздельного извлечения из камеры приема.
Рисунок 1.19
–
Схема проведения диагностики
При проведении диагностирования изменять режимы работы газопровода категорически запрещается.
По результатам диагностирования был получен технический отчет.
Скорость дефектоскопов при обследовании в основном была в пределах 1,5 -3,0 м/с.
Таблица 1.3 - Аномалии на трубе
Общее количество
5
Аномалия кольцевого шва
633
Аномалия продольного шва
2
Заводской дефект
20
Коррозия
186
Механическое повреждение
94
Несваренный стык футляра
5
Технологический дефект
161
Трещина на кольцевом шве
1
Эксцентрический футляр
8
Давление газа на протяжении участка изменялось от 6,6 до 6,3 МПа.
Температура газа от начала к концу участка изменялась от 14 до 6,7 град.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
23
Дефектоскоп был запущен 08 июля 2021 г в 17 час 34 мин, принят 09 июля 2021 г в 06 час 35 мин.
По типу аномалии на трубе показано в таблице. Аномалия - любое выявленное при проведении внутритрубной диагностики от клонение от нормы материала трубы, её покрытия или сварных швов.
Таблица 1.4 - Тип выявленных аномалий
Расст ояние, м
От левог о шва,
м
От право го шва, м
Харак тер особен ности
Класс разме ра
Угол, час
От продол ьного шва, мм
Длина, мм
Ширин а, мм
Глубин а,
%
57116,
87 10,89
/
10,91
-0,72
/
-
0,71
Механ ическо е повре ждени е
ARTD
CIGR
8,5 /
8,7 444 /
528 30 156 42 57117,
10 11,13 /
11,14
-0,72
/
-
0,71
Механ ическо е повре ждени е
ARTD
CIGR
8,5 /
8,7 378 /
450 22 147 38 57117,
18 11,21 /
11,22
-0,40
/
-
0,39
Механ ическо е повре ждени е
ARTD
CIGR
9,0 /
9,5 619 /
809 41 284 32 10775 6,88 0,00 /
0,00
-4,24
/
-
4,24
Трещи на на кольц евом шве
GWCR
6,0 /
6,3 2051 /
2167 0
0 280 55 10775 6,88 0,00 /
0,00
-4,24
/
-
4,24
Анома лия кольц евого шва
GWAN
7,6 /
7,8 2051 /
2167 151

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
24
Все аномалии, перечисленные в таблице необходимо разделитьы на три категории в соответствии с рекомендациями стандарта СТО Газпром 2 -2.3-1050-
2016 «Внутритрубное техническое диагностирование. Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования» [10].
Таблица 1.5 - Категории дефектов
Рассто яние, м
От левого шва, м
От правог о шва,
м
Характ ер особен ности
Класс размер а
Угол, час
От продол ьного шва, мм
Катего рия дефект а
Срок ремонт а
57116,8 7
10,89 /
10,91
-0,72 /
-0,71
Механи ческое повреж дение
ARTD
CIGR
8,5
/
8,7 444 /
528 а
В ближай шее время
57117,1 0
11,13 /
11,14
-0,72 /
-0,71
Механи ческое повреж дение
ARTD
CIGR
8,5
/
8,7 378 /
450 а
В ближай шее время
57117,1 8
11,21 /
11,22
-0,40 /
-0,39
Механи ческое повреж дение
ARTD
CIGR
9,0
/
9,5 619 /
809
Б
1,5 107756,
88 0,00 /
0,00
-4,24 /
-4,24
Трещин а на кольце вом шве
GWCR
6,0
/
6,3 2051 /
2167 0 а
В ближай шее время
107756,
88 0,00 /
0,00
-4,24 /
-4,24
Аномал ия кольце вого шва
GWAN
7,6
/
7,8 2051 /
2167 а
В ближай шее время
Категории разделения аномалий:
- a- Дефекты, подлежащие наружному обследованию в кратчайшие сроки, трубопровод с такими аномалиями находится в предаварийном состоянии.

Лист
Изм. Лист
№ докум.
Подп. Дата
25
- Б- Дефекты, подлежащие наружному обследованию в рамках плановых мероприятий, эти аномалии потенциально могут быть причиной аварии.
- c - Аномалии, допустимые к эксплуатации без проведения обследования, данные аномалии не должны привести к аварии до следующей инспекции.
Рисунок 1.20 - Распределение дефектов по типам
По результатам диагностирования определены категории дефектов, обнаруженных при проведении внутренней диагностики.
Рисунок 1.21
–
Размеры и положение дефектов в трубе