Файл: Контрольная работа Противокоррозионная защита Внутритрубная дефектоскопия линейной части магистральных нефтегазопроводов.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 19
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Министерство образования и науки Республики Татарстан
Альметьевский государственный нефтяной институт
Контрольная работа
Противокоррозионная защита
Внутритрубная дефектоскопия линейной части магистральных нефтегазопроводов.
Автор:Ардуанов Н. Ю
Альметьевск 2023 г.
Содержание
Введение
. Диагностирование газонефтепроводов
. Внутритрубная диагностика газонефтепроводов
.. Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для прямого высокоточного обнаружения трещин на ранней стадии
.1 Принцип действия
.2 Системы дефектоскопа
.3 Технические характеристики ультразвукового дефектоскопа CD
. Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для прямого высокоточного измерения толщины стенки трубы
.1 Принцип действия
.2 Системы дефектоскопа
.3 Подтверждение полученных данных
.4 Технические характеристики Ультразвукового Дефектоскопа (WM)
. Ультразвуковой внутритрубный комбинированный (WM&CD) дефектоскоп для прямого высокоточного измерения толщины стенки трубы и обнаружения трещин на ранней стадии
.1 Принцип действия
.2 Системы дефектоскопа
.3 Подтверждение полученных данных
.4 Технические характеристики ультразвукового комбинированного дефектоскопа (WM &CD)
.5 Анализ данных
Заключение
Список литературы
Введение
Трубопроводный транспорт нефти и газа - одно из важнейших звеньев энергетической отрасли России и мировой энергетики в целом. Экспорт углеводородов ежегодно приносит нашей стране солидную долю государственного бюджета и обеспечивает энергетическую безопасность европейских стран. Ни для кого не является секретом, что экономика России сильно зависима от доходов от реализации углеводородов, и в ближайшем будущем экономический рост нашей страны будет зависеть от них. Это и позволяет провести прямую зависимость между безопасностью трубопроводной транспортировки и экономической стабильностью.
Одной из важнейших проблем современного трубопроводного транспорта является проблема надежности трубопроводных систем.
Как известно, надежность трубопроводных систем напрямую связана с возникновением большего количества дефектов, аварий, инцидентов и т.д. Поэтому следует уделять повышенное внимание надежности трубопроводных систем и их износу, который так же играет огромную роль в повышении надежности и эффективности трубопроводов.
Существует множество методик, которые позволяют рассчитать аварийность участка трубопровода в зависимости от хрупкого разрушения, коррозионной обстановки, износа и прочих факторов.
Обеспечение экологической безопасности производственных объектов, связанных с транспортировкой и добычей газа, является приоритетной на уровне государственной политики. Это связано не только с тем, что Россия подписала Декларацию по окружающей среде на Всемирном форуме в Рио-де-Жанейро (Бразилия, 1992 г.), но и в большей степени с тем, что средства, выделяемые на ликвидацию последствий чрезвычайных ситуаций, особенно техногенного характера, значительно превосходят затраты на обеспечение надежности производственного объекта. Основные источники загрязнения приземного слоя атмосферы при трубопроводной транспортировке нефти и газа - аварийные выбросы газа при отказах линейной части трубопроводов, а также продукты их сгорания.
Объекты трубопроводного транспорта неочищенного газа относятся к категории опасных, отказ которых ведет, как правило, к значительным материальным и экологическим потерям. Одним из основных критериев экологической безопасности газопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, является их надежность. С одной стороны, для эксплуатирующей трубопроводной организации важно обеспечить их эксплуатационную надежность, учесть финансовые затраты для оценки технического состояния объектов и провести другие мероприятия, направленные на поддержание надежности. С другой стороны, учитывая близость населенных пунктов с трассами трубопроводов, а также их пересечения с основными водными преградами, на первый план ставится задача с повышенными требованиями обеспечения экологической безопасности.
Не следует говорить, что надежность трубопроводных систем напрямую связанна с возникновением большего количества дефектов, аварий, инцидентов и т.д. Поэтому следует уделять повышенное внимание надежности трубопроводных систем и их износу, который играет огромную роль в повышении надежности и эффективности трубопроводов.
По мере старения трубопроводов возрастает опасность аварийной ситуации, разрывов труб и возникающих при этом разливов углеводородных продуктов и загрязнения водоемов, что придает особую важность вопросам обеспечения надежности и экологической безопасности процессу их эксплуатации.
Существует несколько видов диагностики трубопроводов, но наиболее эффективной из них является внутритрубная, которая основана на получении информации в виде электрических, световых, звуковых и других сигналов о качестве проверяемых объектов при взаимодействии их с физическими полями или веществами. Она же в свою очередь подразделяется на ультразвуковое, магнитное, акустическое, капиллярное, оптическое, радиационное, токовихревое сканирование и другое.
На основе информации, получаемой внутритрубными инспекционными снарядами, появилась возможность проводить оценку технического состояния трубопровода, определять безопасные технологические режимы, устанавливать периодичность ремонта участков трубопровода, а, следовательно - планировать работы по реконструкции [3].
1. Диагностирование газонефтепроводов
Техническое диагностирование трубопровода - определение технического состояния трубопровода, поиск мест и определение причин отказов (неисправностей), а также прогнозирование его технического состояния.
Техническое диагностирование МТ (линейного участка, резервуаров, оборудования) выполняется с целью определения его фактического технического состояния и возможности дальнейшей эксплуатации.
Приспособленность трубопровода к диагностированию - свойство трубопровода, характеризующее его пригодность к проведению диагностирования заданными методами и средствами технического диагностирования.
Система технического диагностирования (СТД) - совокупность технических средств, трубопровода и обслуживающего персонала, необходимая для проведения диагностирования по правилам, установленным в технической документации.
Основным назначением технических средств диагностирования является обеспечение выполнения задач:
определение технического состояния объектов МТ (линейного участка, резервуара, оборудования) с установленной достоверностью и точностью диагностирования;
поиск дефектов и повреждений;
сбор данных для прогнозирования работоспособности и определения остаточного ресурса;
контроль (при необходимости) качества работ, выполненных при капитальном ремонте и реконструкции МТ.
Для диагностирования линейного участка МТ могут применяться следующие средства диагностирования:
внутритрубные средства;
внешние;
встроенные - с системой датчиков и КИП, выполненных в общей конструкции трубопровода.
Средства диагностирования линейного участка МТ (резервуара, оборудования) могут быть в виде:
переносной внутритрубной технической системы;
переносного комплекта приборов и устройств;
передвижной установки, в том числе в составе диагностической лаборатории;
комплекса оборудования и приборов (встроенных) стационарного поста вдоль трассы нефтепродуктопровода.
Система и средства диагностирования МТ должны удовлетворять следующим требованиям:
компактность (для передвижения при небольших давлениях и преодоления крутых поворотов);
способность выявлять опасные дефекты, продольные и поперечные трещины в сварных соединениях, трещины в теле металла и коррозию металла;
достаточная производительность диагностирования;
средства диагностирования не должны вызывать повреждения трубопроводов (оборудования, резервуаров) и загрязнения окружающей природной среды.
На каждый газонефтепровод на основании результатов анализа технической документации разрабатывается индивидуальная программа диагностирования, которая включает:
карту-схему газонефтепровода с указанием потенциально опасных участков и отдельных элементов, которые в силу особенностей их конструкции или условий эксплуатации наиболее подвержены появлению повреждений и отказов;
план обследования, включающий порядок и последовательность проведения диагностических работ, методы и аппаратуру, использующиеся в процессе диагностирования;
меры безопасности при проведении диагностирования;
методы обработки результатов диагностирования и порядок их представления.
До начала диагностирования МТ необходимо:
выполнить технико-экономическое обоснование выбора вида и назначения системы диагностирования,
установить номенклатуру и значения диагностических параметров и их характеристик (номинальные, допускаемые и предельные значения);
обеспечить приспособленность (контролепригодность) обследуемого объекта МТ к техническому диагностированию;
учесть возможность последовательного обследования участков одинакового диаметра (с целью упрощения организации работ по обследованию);
выполнить распределение объемов работ по годам и соответственно сбалансированное распределение средств на обследования;
выполнить диагностическое обеспечение МТ.
После обработки результатов первого этапа диагностического обследования участка МТ по установленным критериям оценки его работоспособности принимается решение либо о необходимости его восстановления согласно требованиям, либо о проведении дальнейшего (углубленного) обследования, в т.ч. со вскрытием трубопровода [2].
Периодичность диагностики в соответствии с РД 39-132-94 устанавливают в зависимости от местных условий, сложности рельефа и условий пролегания трассы, а также экономической целесообразности и приурочивается к ревизии участков промысловых трубопроводов, но проводят ее не реже одного раза:
в год для трубопроводов категории I;
в 2 года для трубопроводов категории II;
в 4 года для трубопроводов категории III;
в 8 лет для трубопроводов категории IV.
Срок последующего контроля уточняют в зависимости от результатов предыдущего контроля.
Индивидуальная программа диагностирования может также включать в себя: обследование (при наличии технико-экономической целесообразности) линейной части газонефтепроводов приборами внутритрубной диагностики; тепловизионный контроль отдельных элементов; акустико-эмиссионный контроль потенциально опасных участков газонефтепровода (переходы через железные и автомобильные дороги, овраги, водные преграды); приборный контроль параметров вибрации виброопасных участков трубопроводов и др. Для магистральных газонефтепроводов, имеющих большую протяженность, наиболее технологичным является проведение диагностики с помощью внутритрубных инспекционных приборов (ВИП) [3].
2. Внутритрубная диагностика газонефтепроводов
Внутритрубная дефектоскопия зарекомендовала себя как наиболее информативный метод и по существу является основным при диагностике линейной части газопроводов. Многолетний опыт работы по внутритрубной дефектоскопии на трубопроводах позволил сформулировать основные критерии выбора метода внутритрубной инспекции для различных трубопроводов.
Решение об обследовании промысловых трубопроводов приборами внутритрубной дефектоскопии принимает заказчик. Обследование следует проводить исходя из технико-экономической целесообразности и в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.
Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность. Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов. Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами. При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.
Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:
дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;
дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;
поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;
продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.
Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:
пропуск скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами, для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода. По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода. Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода;
пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;
пропуск профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5-7 км. При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа;
пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов, а также удаления посторонних предметов;
пропуск дефектоскопа. Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5-2 км. При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропуска снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации. Перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы[1].
4. Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для прямого высокоточного обнаружения трещин на ранней стадии
Рисунок 8. Ультразвуковой дефектоскопа CD
Ультразвуковой дефектоскоп 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.
В дефектоскопах используется метод, основанный на акустическом эхо-импульсном зондировании стенки трубопровода с использованием ультразвуковых иммерсионных преобразователей совмещенного типа с наклонным вводом луча в стенку трубопровода.
.1 Принцип действия
Рисунок 9. Принцип действия дефектоскопа
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 (рис. 9).
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 сигналы от трещины 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.
Ниже приведены временные диаграммы отраженных сигналов и регистрируемые характеристики сигналов (амплитуда, время задержки).
Рисунок 10. Диаграммы характеристик сигналов
.2 Системы дефектоскопа
Система управления и контроля дефектоскопа обеспечивает: управление сбором и накоплением диагностической информации; регистрацию данных от ультразвуковых датчиков; регистрацию пройденного пути; регистрацию времени работы; передачу информации на внешние накопители после извлечения дефектоскопа из трубопровода для дальнейшей обработки и интерпретации полученных данных; автоматическую настройку и калибровку систем дефектоскопа.
Рисунок 11. Система дефектоскопа
Измерение пройденного дефектоскопом расстояния и привязка аномалий трубопровода к дистанции основывается на одометрической системе, состоящей из нескольких одометрических колес, полный оборот которых сопровождается выработкой определенного количества импульсов. Расстояние автоматически определяется дефектоскопом при известном диаметре одометрического колеса.
Для коррекции дистанции с целью более точного определения места расположения аномалий, а также для обнаружения местоположения дефектоскопа в трубопроводе дефектоскоп оснащен временнoй маркерной системой приема-передачи низкочастотных электромагнитных сигналов.
Для привязки к угловому положению относительно продольной оси трубопровода дефектоскоп имеет в своем составе маятниковую систему, позволяющую учесть вращение дефектоскопа при движении.
Система регистрации параметров внутренней и внешней среды измеряет давление внешней среды, температуру внутри секций дефектоскопа, контролирует состояние напряжений питания дефектоскопа.
Система записи данных выполнена на основе Flash-памяти. Накопители на её основе не имеют механического привода, что позволяет обеспечить надёжную работу, устойчивость к вибрациям и ударам.
Энергетический блок на основе литиевых батарей обеспечивает возможность автономной работы дефектоскопа.
Интерфейс связи с оператором на основе носимого персонального компьютера (ноутбука) и канала связи обеспечивает возможность управления режимами работы дефектоскопа, программирования основных параметров прогона, получения оперативной информации, накопленной системой управления в течение всего прогона [9].
.3 Технические характеристики ультразвукового дефектоскопа CD
Среда перекачки:нефть, нефтепродукты, вода
Диапазон температуры среды эксплуатации:0 - 50 °C
Допустимая скорость перекачиваемой среды без потери продольного разрешения:0.1 - 2.0 м/сек
Рекомендуемый диапазон рабочего давления:0.5 - 8.0 МПа
Минимальный радиус поворота:3D x 90°
Диапазон толщин стенки:4 - 30 мм
5. Ультразвуковой внутритрубный дефектоскоп для прямого высокоточного измерения толщины стенки трубы
Рисунок 12. Ультразвуковой Дефектоскоп WM
Ультразвуковой дефектоскоп предназначен для внутритрубного ультразвукового обследования магистральных трубопроводов с целью выявления дефектов толщины стенки типа потери металла металлургического, механического и коррозионного происхождения, а также расслоений и включений.
В дефектоскопах используется принцип ультразвуковой толщинометрии, основанном на акустическом эхо-импульсном зондировании стенки трубопровода с использованием ультразвуковых иммерсионных преобразователей совмещенного типа.
.1 Принцип действия
Рисунок 12.1. принцип работы дефектоскопа
Принцип работы дефектоскопа в варианте 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.
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.
.2 Системы дефектоскопа
Система управления и контроля обеспечивает: управление сбором и накоплением диагностической информации; регистрацию данных от ультразвуковых датчиков; регистрацию пройденного пути; регистрацию времени работы; передачу информации на внешние накопители после извлечения дефектоскопа из трубопровода для дальнейшей обработки и интерпретации полученных данных; автоматическую настройку и калибровку систем дефектоскопа.
Измерение пройденного дефектоскопом расстояния и привязка аномалий трубопровода к дистанции основывается на одометрической системе, состоящей из нескольких одометрических колес, полный оборот которых сопровождается выработкой определенного количества импульсов. Расстояние автоматически определяется дефектоскопом при известном диаметре одометрического колеса.
Для коррекции дистанции с целью более точного определения места расположения аномалий, а также для обнаружения местоположения дефектоскопа в трубопроводе дефектоскоп оснащен временнoй маркерной системой приема-передачи низкочастотных электромагнитных сигналов.
Для привязки к угловому положению относительно продольной оси трубопровода дефектоскоп имеет в своем составе маятниковую систему, позволяющую учесть вращение дефектоскопа при движении.
Система регистрации параметров внутренней и внешней среды измеряет давление внешней среды, температуру внутри секций дефектоскопа, контролирует состояние напряжений питания дефектоскопа [9].
Рисунок 13. Система дефектоскопа
Система записи данных выполнена на основе Flash-памяти. Накопители на её основе не имеют механического привода, что позволяет обеспечить надёжную работу, устойчивость к вибрациям и ударам.
Интерфейс связи с оператором на основе носимого персонального компьютера (ноутбука) и канала связи обеспечивает возможность управления режимами работы дефектоскопа, программирования основных параметров прогона, получения оперативной информации, накопленной системой управления в течение всего прогона [10].
5.3 Подтверждение полученных данных
Рисунок 14. Потеря металла
5.4 Технические характеристики ультразвукового дефектоскопа (WM)
Среда перекачки: нефть, нефтепродукты, вода
Диапазон температуры среды эксплуатации:0 - 50 °C
Допустимая скорость перекачиваемой среды без потери продольного разрешения:0.1 - 2.0 м/сек
Рекомендуемый диапазон рабочего давления:0.5 - 8.0 МПа
Минимальный радиус поворота:1.5D x 90°
Диапазон толщин стенки:3.5 - 30 мм
6. Ультразвуковой внутритрубный комбинированный (WM&CD) дефектоскоп для прямого высокоточного измерения толщины стенки трубы и обнаружения трещин на ранней стадии
Рисунок 16. Ультразвуковой комбинированный дефектоскоп
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.
Дефектоскоп позволяет осуществлять, как комбинированное (одновременное), так и раздельное обследование трубопроводов, при котором 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 трубопровода.
.1 Принцип действия
Принцип работы дефектоскопа в варианте 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. Отличительной чертой дефектоскопов этого типа является многократное измерение толщины стенки в каждой точке поверхности трубопровода, что повышает качество получаемых измерений.
Рисунок 17. Принцип действия дефектоскопа
Принцип работы дефектоскопа в варианте детектора трещин 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 сигналы от трещины принимаются этим же датчиком. Для повышения вероятности обнаружения дефектов, облучение производится с двух сторон. В связи с тем, что преобразователи расположены по окружности с шагом
11 мм, 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.
.2 Системы дефектоскопа
Система управления и контроля дефектоскопа обеспечивает: управление сбором и накоплением диагностической информации; регистрацию данных от ультразвуковых датчиков, расположенных с шагом в 11 мм по окружности трубы, через каждые 3 мм дистанции; регистрацию пройденного пути; регистрацию времени работы; передачу информации на внешние накопители после извлечения дефектоскопа из трубопровода для дальнейшей обработки и интерпретации полученных данных; автоматическую настройку и калибровку систем дефектоскопа.
Измерение пройденного дефектоскопом расстояния и привязка аномалий трубопровода к дистанции основывается на одометрической системе, состоящей из нескольких одометрических колес, полный оборот которых сопровождается выработкой определенного количества импульсов. Расстояние автоматически определяется дефектоскопом при известном диаметре одометрического колеса.
Для коррекции дистанции с целью более точного определения места расположения аномалий, а также для обнаружения местоположения дефектоскопа в трубопроводе дефектоскоп оснащен временной маркерной системой приема-передачи низкочастотных электромагнитных сигналов.
Для привязки к угловому положению относительно продольной оси трубопровода дефектоскоп имеет в своем составе маятниковую систему, позволяющую учесть вращение дефектоскопа при движении [9].
Система регистрации параметров внутренней и внешней среды измеряет давление внешней среды, температуру внутри секций дефектоскопа, контролирует состояние напряжений питания дефектоскопа.
Рисунок 18. Система дефектоскопа
Система записи данных выполнена на основе Flash-памяти. Накопители на её основе не имеют механического привода, что позволяет обеспечить надёжную работу, устойчивость к вибрациям и ударам.
Интерфейс связи с оператором на основе носимого персонального компьютера (ноутбука) и канала связи обеспечивает возможность управления режимами работы дефектоскопа, программирования основных параметров прогона, получения оперативной информации, накопленной системой управления в течение всего прогона.
.3 Подтверждение полученных данных
Рисунок 19. Продольная трещина
6.4 Технические характеристики ультразвукового комбинированного дефектоскопа (WM &CD)
Среда перекачки: нефть, нефтепродукты, вода
Диапазон температуры среды эксплуатации:0 - 50°C
Допустимая скорость перекачиваемой среды без потери продольного разрешения:0.1 - 2.0 м/сек
Рекомендуемый диапазон рабочего давления: 0.5 - 8.0 МПа
Минимальный радиус поворота:1,5D x 90є
Диапазон толщин стенки:3,5 - 30 мм
.5 Анализ данных
Специалисты Аналитического Центра НГКС по интерпретации данных обрабатывают данные, полученные во время ультразвуковой диагностики, и создают Финальный Отчет, который обычно включает:
- Раскладку трубопровода, включая раскладку секций трубопровода.
Список особенностей трубопровода.
Расчет дефектов на статическую прочность, с использованием различных методик (по усмотрению Заказчика).
Классификацию обнаруженных дефектов по степени опасности на основе API 1104, CAN Z 184-M86, 49 CFR, ASME B31.4 (8), BS 7910 и т.д.
Рекомендации по объемам капитального (заменой участка) и выборочного ремонта (установкой различных муфт), а также по очередности ремонта дефектов.
Анализ качества изготовления труб различными трубными заводами с целью выбора поставщика труб.
Оценки качества проведения капитального и выборочного ремонта.
Расчета скорости коррозии на трубопроводе.
Сервисная программа позволяет:
- Работать с комплексной базой данных.
Редактировать их, автоматически выбирать необходимую информацию с помощью механизма фильтров и индексов.
Позиционироваться на дефекты и особенности.
Осуществлять привязку дефектов и особенностей к точкам ориентиров (выпускать сертификаты и листы детализации).
Генерировать отчеты в форме, задаваемой пользователем.
Систематизировать информацию о проведенном ремонте [11].
Заключение
ультразвуковой дефектоскоп труба трещина
Диагностика линейной части магистральных трубопроводов может осуществляться различными способами, индивидуальная программа диагностирования может включать в себя тепловизионный контроль, акустико-эмиссионный контроль наиболее опасных участков трубопровода, приборный контроль с поверхности и т.д., но для магистральных газонефтепроводов, имеющих большую протяженность наиболее технологичным является проведение диагностики с помощью внутритрубных инспекционных приборов.
Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя: пропуск скребка-калибра, пропуск шаблона-профилемера, пропуск профилемера, пропуск очистных скребков, пропуск дефектоскопа.
Необходимо отметить, что отрасль внутритрубной диагностики чрезвычайно востребована в настоящее время, поэтому темпы ее развития достаточно высоки. Современные внутритрубные дефектоскопы сочетают в себе передовые разработки и новейшие технологии.
Внутритрубная диагностика позволяет обнаружить дефекты геометрии и особенности трубопровода (вмятины, гофры, овальности поперечного сечения, выступающие внутрь трубы элементы арматуры трубопровода), дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, поперечных трещин и дефектов в кольцевых сварных швах; продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и дефектов в продольных сварных швах.
Таким образом, внутритрубная диагностика - это универсальный метод обследования магистральных трубопроводов, который предотвращает внезапные отказы в их работе, повышает их надежность, эффективность и безопасность при эксплуатации.