Диагностирование линейной части стальных газонефтепроводов и арматуры

Газонефтепроводы разделяют на промысловые и магистральные. Требования к проектированию, изготовлению, монтажу и эксплуата­ции промысловых и магистральных газонефтепроводов, периодич­ности и объему их освидетельствования и технического диагности­рования содержатся в различных отраслевых и ведомственных до­кументах.

Газонефтепроводы представляют собой систему последовательно соединенных элементов: труб, трубных деталей, запорно-регулирующей арматуры, насосно-компрессорных станций (НКС) и др. Благо­даря резервированию основных элементов НКС надежность газо­провода меньше зависит от работоспособности НКС, чем от состоя­ния линейной части (см. 1.4).

Нарушение работоспособности линейной части газонефтепрово­дов может происходить как вследствие нарушения технологии про­изводства работ, так и из-за накопления дефектов элементами трубо­провода в период эксплуатации. К технологическим причинам нару­шения работоспособности линейной части относят гидратные и газовые пробки, засорения трубопроводов и др. Они выявляются ме­тодами функциональной (оперативной) диагностики и устраняются оперативным обслуживающим персоналом.

Основными видами дефектов, возникающих в процессе эксплуа­тации газонефтепроводов, являются: коррозия металла, эрозионный износ стенок, трещины в сварных швах и основном металле, нару­шение защитных свойств изоляционных покрытий, изменение про­странственного положения элементов трубопровода. Соотношение различных дефектов определяется в основном климатическим рай­оном расположения трубопровода, свойствами фунта (пучинистостью, просадочностью, набухаемостью и т. п.) в зоне его прокладки и наличием участков с высоким уровнем грунтовых вод. Так, для сред­ней полосы типичными являются отказы трубопровода, вызванные развитием коррозии. Для трубопроводов, эксплуатируемых в се­верных районах России, характерным является усталостное разруше­ние труб, обусловленное необратимым изменением механических свойств и снижением характеристик трешиностойкости сварных со­единений и основного металла. Усталостные трещины, развиваю­щиеся при этом в результате циклических температурных напряже­ний и пульсации рабочего давления, возникают в зоне технологиче­ских дефектов сварных швов (непровар корня шва, поры, шлаки и т.д.) и далее переходят на основной металл труб. В связи с тем, что стенки трубопроводов вследствие их упругой деформации аккумули­руют большое количество энергии перекачиваемого продукта, воз­никновение усталостных трещин в условиях пониженных температур может вызвать квазихрупкие или хрупкие разрушения большой про­тяженности.

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.

Эффективным методом интегральной оценки состояния магист­ральных трубопроводов в труднодоступных местностях является аэрокосмическая съемка трасс с использованием инфракрасной, цветной, многозональной и других методов съемки. Такая съемка позволяет оценить состояние и динамику развития тех или иных геологических и биологических процессов на трассах (осыпи, обру­шения, обводнение, осушение и др.), а также на сопутствующих ин­женерных сооружениях. Обязательным при диагностировании газо­нефтепроводов в доступных местах является визуальный и измери­тельный контроль. При этом помимо поверхностных дефектов определяют пространственные перемещения, характеризующие на­пряженное состояние линейной части.

Для организации и проведения контроля за положением и пере­мещениями линейной части наземных газонефтепроводов необходи­мо создать плановое и высотное геодезическое обоснование. Разли­чают два вида обоснования: опорную геодезическую сеть и рабочее обоснование. Пункты опорной геодезической сети закрепляют опор­ными реперами, неизменность пространственного положения кото­рых обеспечивается на весь период эксплуатации объекта. Верти­кальные перемещения определяют нивелированием от неподвижных реперов в середине пролета и на опорах на прямолинейных и ком­пенсационных участках. Горизонтальные смещения трубопроводов измеряют обычно относительно опор по рискам. На подземных и наземных в насыпи участках продольные и поперечные смещения измеряют на углах поворота трассы и на прилегающих к ним прямо­линейных участках. С этой целью на углах поворота устраивают шур­фы для измерительной аппаратуры.

Индивидуальная программа диагностирования может также включать в себя: обследование (при наличии технико-экономиче­ской целесообразности) линейной части газонефтепроводов прибо­рами внутритрубной диагностики; тешювизионный 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). Технология внутритрубной диагностики регламентирована рядом нормативно-технических документов, наиболее подробным из кото­рых является РД 153-39.4-035-03, разработанный центром техниче­ской диагностики «ДИАСКАН» акционерной компании «Транс­нефть».

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 парафин осмол истых 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, приема и очистки ВИП.

 

 

Рис. 13.6. Схема камеры запуска ВИП

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 ВИП генерируют низкочастотные электро­магнитные сигналы, которые улавливаются антенной локатора на поверхности земли с расстояния до 2,5 м от передатчика прибора, находящегося в трубопроводе.

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 газонеф­тепроводов 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, 13.6), при этом задвижка VI открыта; задвижки У2, УЗ, Т1, Т2, ТЗ закрыты. Далее открывают задвижки вантузов Т1 и Т2 и медленно заполняют камеру запуска продуктом через задвижку УЗ. Закрывают задвижку УЗ и задвижки вантузов Т1 и Т2. Выравни­вают давления между магистралью (манометр Р1) и камерой запуска (манометр Р2), приоткрыв и закрыв задвижку УЗ. Полностью откры­вают задвижку У2, при этом задвижка УЗ остается закрытой. Полно­стью открывают задвижку УЗ и начинают приоткрывать задвижку VI. 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 У2 и УЗ.

Все типы ВИП, используемых центром технической диагностики «ДИАСКАН», по техническим характеристикам позволяют прово­дить пропуски на участках магистрального трубопровода, имеющих подкладные кольца. Применяют следующие основные типы ВИП: очистные скребки СКР1, СКР1-1, СКР2, магнитные скребки СКРЗ, профилемеры и шаблоны-профилемеры, внутритрубные инспек­ционные приборы-дефектоскопы WМ, МFL, СDL.

Очистные скребки СКР1 и СКР1-1 различного диаметра предна­значены для очистки внутренней полости трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов, а также для удаления посторонних предметов. Корпус скребка СКР1 представляет собой стальную полую конструкцию. Фланцы, приваренные в средней и задней частях корпуса, обеспечивают крепление на них двух веду­щих, четырех чистящих дисков, разделенных прокладочными диска­ми малого диаметра, и одной или двух манжет (в зависимости от конструкции). Диски и манжеты изготовляют из высококачествен­ных полиуретанов, стойких к истиранию. На заключительной стадии очистки, перед пропуском дефектоскопа, на передней и задней час­тях скребка вместо одного прокладочного устанавливают щеточный диск. Такой скребок называют скребком типа СКР1-1 (рис. 13.7). Специальная комбинация чистящих и щеточных дисков обеспечива­ет эффективное удаление отложений с внутренних стенок трубопро­водов и из коррозийных углублений в стенках.

 

Рис. 13.7. Работа щеточного очистного скребка СК.Р1-1 с размывом отложений:

1-струя продукта перекачки; 2 - сопло для размыва отложений; 3 - манжеты; 4- раковина в стенке трубы; 5 - диск щеточный; 6 -диск чистящий; 7- отложения;8 - диск ведущий

 

На переднем торце скребка расположены байпасные отверстия, ось которых направлена под углом к стенке трубопровода. Они пред­назначены для размыва отложений, которые скребок счищает с внутренней поверхности трубопровода и толкает впереди себя. Бай­пасные отверстия могут закрываться заглушками-болтами. Иллюст­рация работы скребков по очистке приведена на рис. 13.7. В задней части скребка в защитной раме может устанавливаться передатчик для скребка, являющийся генератором электромагнитных сигналов в диапазоне приема наземного локационного оборудования.

Скребок типа СКР2 (рис. 13.8) состоит из головной и хвостовой секций, соединенных карданным шарниром. Каждая секция содержит полый корпус и два блока полиуретановых дисков, расположенных в головной и хвостовой частях корпуса и предназначенных для очистки внутренней поверхности трубопровода. Блоки дисков состоят из набо­ра дисков чистящих, ведущих, прокладочных и щеточных, разделен­ных прокладочными дисками, закрепленных на корпусе болтами.

На каждой секции между полиуретановыми дисками расположе­ны щеточные диски, выполненные в виде прокладочного диска с за­прессованными проволочными пучками. Задние блоки дисков на го­ловной и хвостовой секциях содержат чистящие и ведущие диски с байпасными отверстиями, прокладочные диски с пазами (только на хвостовой секции) и ведущие диски уменьшенного диаметра для формирования направленного потока перекачиваемого продукта. На головной секции скребка расположены шарнирно закрепленные ры­чаги со щетками с жесткой металлической щетиной, подпружинен­ные в направлении стенки трубы. На передней части головной сек­ции установлен бампер и прокладка с пазами, образующие группу радиально направленных сопел. В задней части хвостовой секции расположен передатчик для скребка, закрытый защитной рамой.

Помещенный в очищаемый трубопровод скребок движется вме­сте с потоком перекачиваемого продукта. Очистка от парафиносодержащих отложений осуществляется полиуретановыми чистящими дисками.

Рис. 13.8. Двухсекционный скребок СКР2:

1 - диски чистящие; 2 - подпружиненные щетки; 3 - диски щеточные; 4 -карданное сое­динение; 5-бампер передатчика для скребка; 6- передатчик для скребка (ПДС); 7-диски перепускные; 8- диски ведущие

 

Твердые отложения удаляются жесткими металлическими щетками, установленными на шарнирных рычагах. Отложения из коррозийных углублений удаляются щеточными дисками с гибкой металлической щетиной. Кольцевой канал между ведущим диском уменьшенного диаметра и стенкой трубопровода, отверстия в веду­щих и чистящих дисках формируют поток перекачиваемого продук­та, который через отверстия в корпусе скребка, а затем через группу радиально направленных сопел в передней части головной секции перетекает в зону трубопровода перед скребком, вынося с собой взвешенные частицы удаленных со стенок отложений. При этом по­ток жидкости, выхо -

 

 

Рис. 13.9. Внутритрубный профилемер 40/48:

1- бампер; 2 -секция электроники; 3 - одометр; 4 - измерительная секция; 5 - слайдер; 6 - измеритель поворота; 7 - антенна приемопередатчика

дящий через сопла, размывает отложения на стенке трубопровода. Сформированный поток жидкости удаляет взвешенные отложения из рабочей зоны скребка и очищает металли­ческие щетки от отложений.

Профилемер (рис. 13.9) является двухсекционным прибором, предназначенным для измерения внутреннего проходного сечения и радиусов отводов трубы, что необходимо для оценки возможности безопасного пропуска приборов-дефектоскопов. Выявляемые де­фекты: вмятины, гофры, овальности, сужения глубиной более 2 мм (с вероятностью обнаружения 0,95). Погрешности измерения разме­ров устанавливаются в паспорте на каждый прибор. На второй сек­ции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из рычагов с колесами (так называемый «спайдер»), предназначенная для измерения размеров проходного сечения, вмятин, овальностей и других геометрических особенностей трубы. Секции связаны между собой карданным соединением, на котором смонтирована система измерения угла поворота (отвода) трубы, состоящая из неподвижно­го и подвижного «грибков».

Основным диагностическим ВИП являются внутритрубные де­фектоскопы. В настоящее время в мире пока не существует универ­сального прибора для внутритрубной диагностики, который бы на основе сочетания различных физических методов неразрушающего контроля смог бы обнаружить все виды дефектов. Поэтому в центре технической диагностики «ДИАСКАН» выявление дефектов трубо­проводов проводится поэтапно. На первом этапе с помощью профилемера «КАЛИПЕР» в трубопроводе выявляются диаметры внут­реннего проходного сечения трубы, вмятины, гофры, овальности, сужения, радиусы отводов трубы и другие аномалии геометрии тру­бопровода. Затем внутритрубным ультразвуковым дефектоскопом «Ультраскан WМ» определяются потери толщины стенки трубы из-за коррозии и эрозии, наличие неметаллических включений в стен­ках трубы и расслоений металла по толщине стенки. На третьем эта­пе с помощью магнитного дефектоскопа выявляются трещины и трешиноподобные дефекты в кольцевых сечениях трубы и, в первую очередь, в кольцевых сварных швах. На завершающем четвертом эта­пе осуществляется поиск трещин и трешиноподобных дефектов, рас­положенных вдоль оси трубы, с помощью внутритрубного ультразву­кового дефектоскопа «Ультраскан СD».

Дефектоскоп ультразвуковой WМ (рис. 13.10) предназначен для определения дефектов стенки трубы методом ультразвуковой толщинометрии радиально установленными в плоскости поперечного сече­ния трубы ультразвуковыми датчиками. Наличие и расположение де­фекта в стенке трубы определяют по времени прихода ультразвуко­вых сигналов, отраженных от внутренней и наружной поверхности или неоднородности внутри стенки трубы, что позволяет определять кроме наружных и внутренних потерь металла различного рода не­сплошности в металле трубы, например: расслоения, шлаковые и иные включения.

Дефектоскоп WМ снабжен системой измерения пройденного расстояния (одометрические колеса), системой приема-передачи электромагнитных сигналов низкой частоты, а также программируе­мой микропроцессорной

Рис.13.10. Дефектоскоп внутритрубный ультразвуковой WМ 40/48: 1 - бампер; 2 - антенна приемопередатчика; 3 - секция электроники; 4 - колесо одометра; 5 - карданное соединение; 6 - носитель ультразвуковых датчиков 240

 

системой управления (мастер-системой). Дефектоскоп WМ состоит из секций — стальных герметичных кор­пусов (с расположенной внутри электроникой, накопителями ин­формации и батареями) и носителя датчиков, связанных между со­бой с помошью карданных соединений и кабелей. Каждая секция и носитель датчиков снабжены полиуретановыми манжетами, предна­значенными для центрования 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.

Носитель датчиков состоит из полиуретановых полозов, обеспечи­вающих постоянство расстояния от датчика до поверхности трубы. Полозы соединены между собой плоскими пружинами, благодаря ко­торым они плотно прилегают к внутренней поверхности трубы. Для обеспечения омывания датчиков перекачиваемым продуктом от каж­дого полоза носителя датчиков отходит шланг к передней секции.

Ультразвуковой дефектоскоп СD отличается от дефектоскопа WМ конструкцией ультразвуковых датчиков и предназначен для определе­ния и измерения трещин и трещиноподобных дефектов ультразвуко­выми датчиками, направленными под углом к плоскости поперечного сечения трубопровода. За счет этого дефектоскоп СD выявляет трещи­ны, расположенные вдоль оси трубы, а также дефекты поперечных сварных швов (непровары, раковины, трещиноподобные дефекты).

Магнитные дефектоскопы МFL предназначены для контроля тру­бопроводов методом утечки магнитного потока в материале трубо­провода и в сварных швах при движении дефектоскопа потоком пере­качиваемого продукта. Пропуск дефектоскопов МFL по участкам с подкладными кольцами нецелесообразен вследствие искажений маг­нитного поля, вызываемых наличием подкладных колец и невозмож­ностью получить информацию о наличии дефектов в кольцевых свар­ных швах. Для магнитных дефектоскопов МFL. должна также допол­нительно производиться очистка трубопровода от металлического мусора (остатков электродов, оборванных наплывов сварных швов и т. п.) пропуском магнитных очистных скребков типа СКРЗ.

Наиболее эффективным является использование комплекса маг­нитных дефектоскопов, имеющих продольную и поперечную схемы намагничивания относительно оси трубы. Это обусловлено тем, что поле рассеяния, регистрируемое на поверхности трубы с помощью соответствующих магнитных преобразователей (феррозондов или Датчиков Холла), будет максимальным при наличии дефектов, ори­ентированных перпендикулярно магнитному потоку (см. 7.4), а маг­нитная дефектоскопия будет иметь наибольшую чувствительность. Поэтому применение такого комплекса позволяет выявить дефекты любой ориентации.

При невозможности контроля приборами внутритрубной диагно­стики (например, из-за отсутствия камер приема-пуска или других конструктивных особенностей) газонефтепроводы подвергаются гид­равлическим или пневматическим испытаниям на прочность и плот­ность. Как правило, испытания проводят гидравлическим способом с периодичностью не реже одного раза в восемь лет.

На каждый испытываемый участок газонефтепровода (или на весь газонефтепровод) разрабатывают проект производства работ, вклю­чающий проект организации испытаний и проект производства испы­таний. Проект разрабатывается с учетом плана и профиля трассы, ра­бочих давлений, раскладки труб по трассе и технического состояния испытываемого участка. Технологическая схема проведения испыта­ний включает в себя технологические схемы трубопроводов с имею­щейся и дополнительно устанавливаемой (при необходимости) для испытания арматурой, эпюры испытательных давлений по длине тру­бопровода, ситуационный план трассы в пределах охранной зоны, границы испытываемых участков и последовательность их испыта­ний, места расположения постов наблюдения, наполнительных и оп-рессовочных агрегатов, приборов для измерения давления и темпера­туры, места размещения бригад аварийно-восстановительных служб, схему организации оперативной связи и иные необходимые сведения и данные.

Испытания газонефтепроводов проводят после очистки полостей трубопроводов от отложений и загрязнений с последующей промыв­кой или продувкой. Наибольшие сложности представляет собой очи­стка и промывка нефтепроводов. Очистку участков, имеющих оди­наковое проходное сечение, осуществляют с помощью механических очистных устройств (скребков), вводимых в трубопровод с помощью камер приема пуска средств очистки и диагностики. В трубопрово­дах с неравнопроходным сечением для очистки применяют эластич­ные разделители переменного диаметра, шары-разделители или гель, вводимый в трубопровод через вантуз.

С целью повышения качества очистки полости трубопровода и уменьшения объема водонефтяной эмульсии на границе сред вода - нефть закачка воды должна проводиться с обязательным приме­нением разделителей различных типов — механических и гелей. Для улучшения качества очистки полости трубопровода от нефти и пара­финовых остатков применяют растворители.

Рис. 13.11. Заполнение нефтепровода водой при его испытаниях с применением геля – разъединителя (а); геля – разъединителя и растворителя (б)

 

Рис. 13.12. Принципиальная схема формирования гелевой разделительной пробки:

1 - задвижка; 2 - механический скребок; 3 - камера пуска скребка; 4 - пенополиуретановый поршень; 5 - вантуз Ду-50 для подачи воды в камеру пуска скребка; 6 - вантуз Ду-50 с задвижкой и фланцем дня присоединения насосных агрегатов; 7- вантуз сброса воздуха Ду-12; 8 - емкость для приготовления геля; 9 - емкость для воды; 10 - транспортный авто­мобиль; 11 - насосный агрегат типа ЦА-320 {2 шт.)

 

На рис. 13.11 представлена схема применения геля-разделителя, а на рис. 13.12 — принципиальная схема формирования гелевой разделительной проб­ки, разработанные ИПТЭР и применяемые в ОАО «АК "Транс­нефть"» при испытаниях магистральных нефтепроводов. Примене­ние такой пробки при вытеснении нефти предотвращает образова­ние водонефтяной эмульсии и одновременно очищает внутреннюю полость нефтепровода от рыхлых грязепарафиновых отложений.

Порядок образования гелевой пробки и перемещения ее в нефте­провод (см. рис. 13.12) следующий:

• размещается скребок 2 типа СКР-К или СКР-1 в камере пуска 3 за вантузом 6;

• в камере пуска до вантуза 6 размещается поролоновая пробка 4;

• через вантуз 6 заполняется гелем из емкости пространство между скребком и поролоновой (пенополиуретановой) пробкой с по­мощью агрегата ЦА-320 (до полного прекращения выхода воздуха через вантуз 7);

• на вантузе 6 закрывается задвижка и продавливается водой, поступающей через вантуз 5, скребок, ГРП и поролоновую пробку засекущую задвижку в нефтепровод;

• закрывается секущая задвижка и устанавливается в камеру пуска замыкающий скребок, размещаемый до вантуза 6;

• открывается секущая задвижка и через вантуз 6 закачивается в полость нефтепровода необходимое количество воды;

• закрывается задвижка на вантузе 6;

• водой, поступающей через вантуз 5, продавливается замыкаю­щий скребок за секущую задвижку в нефтепровод.

Наиболее сложными для технического диагностирования явля­ются подземные газонефтепроводы. Особенности определения их технического состояния рассмотрим на примере стальных подзем­ных газопроводов.

Требования к техническому состоянию газопроводов установлены в утвержденных Госгортехнадзором РФ ПБ 12-368-00 «Правила безо­пасности в газовом хозяйстве». Предусмотрено, что оценка техниче­ского состояния осуществляется путем оперативной диагностики с пе­риодичностью не реже одного раза в три месяца, а приборного техни­ческого обследования — не реже одного раза в пять лет.

Оперативную диагностику выполняют посредством обхода об­служивающим персоналом трассы газопровода. При этом выявляют утечки газа, всплытие или нарушение подземных участков газопро­вода, пучения, просадки, оползни, обрушения и эрозии грунта, раз­мывы газопровода паводковыми или дождевыми водами и т. д. Фик­сируются визуально обнаруживаемые дефекты видимых участков (перемещения газопроводов за пределы опор, наличие вибрации, сплющивания, недопустимого прогиба газопровода, просадки, изги­ба и повреждения опор), проверяется состояние отключающих уст­ройств и изолирующих фланцевых соединений, средств защиты от падения электропроводов, креплений и окраски газопроводов, со­хранность устройств электрохимической защиты. Обход проводят не реже одного раза в три месяца.

При обходе подземных участков утечки газа на трассе газопрово­да определяются по внешним признакам и приборами - отбор и анализ проб на присутствие газа в колодцах и камерах инженерных подземных сооружений (коммуникаций), контрольных трубках, под­валах зданий, шахтах, коллекторах, подземных переходах, располо­женных на расстоянии до 15 м по обе стороны от газопровода.

Приборное техническое диагностирование проводится с целью ко­личественной оценки определяющих параметров газопроводов и уста­новления их остаточного ресурса. Наибольшие сложности возникают при диагностировании подземных участков, что связано с трудностя­ми доступа к ним и более интенсивным накоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта. Диагностирование подземных стальных трубопроводов, изготовленных из малоуглероди­стых марок сталей, осуществляется в соответствии с введенным 15 сентября 2001 г. руководящим техническим документом Госгортехнадзора РФ РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию техни­ческого состояния подземных стальных газопроводов». РД устанавли­вают требования по проведению диагностирования газопроводов для транспортировки природного газа с избыточным давлением не более 1,2 МПа и сжиженного углеводородного газа с избыточным давлением не более 1,6 МПа. Последовательность выполнения диагностических работ приведена на схеме рис. 13.13.

Получить информацию о динамике изменения свойств металла и изоляционного покрытия на трассе подземных газопроводов, необ­ходимую для оценки остаточного ресурса, можно только при нали­чии шурфов, что значительно повышает трудности диагностирова­ния. Поэтому на первом этапе технического диагностирования мак­симум информации стремятся получить без вскрытия грунта.

Программа диагностирования без вскрытия грунта включает сле­дующие разделы:

• проверка герметичности газопроводов в соответствии со СНиП 42-01-2002 «Газораспределительные системы». Подземный газопро­вод считается выдержавшим испытание на герметичность, если фак­тическое падение давления в период испытаний не превысит допус­каемое р, определяемое по формуле

где d — внутренний диаметр газопровода, мм; Т — продолжитель­ность испытаний, Т = 24 ч;

• проверка эффективности электрохимической защиты от кор­розии путем измерения потенциалов на защищенном участке (в точ­ке подключения установки электрохимической защиты и на грани­цах создаваемой ею защитной зоны);

 

 

Рис. 13.13. Порядок диагностированияподземных газопроводов

• проверка состояния изоляции (в том числе наличия сквозных повреждений) производится во всех местах, доступных для визуаль­ного контроля; на засыпанных участках газопровода — проверка сплошности изоляционного покрытия с помощью специальных при­боров (АНПИ, КАОДИ, С-S_cап и др.);

• выявление участков газопровода с аномалиями металла труб с помощью приборов, позволяющих дистанционно установить местакоррозийных или иных повреждений труб, а также участки газопро­вода с местным повышением напряжений.Выявление таких участ­ков производится методом бесконтактной магнитометрической диаг­ностики (БМД) с помощью индикатора дефектов и напряженийn(ИДН) или иного прибора, разрешенного для применения. Иссле­дуемый параметр при этом — напряженность собственного магнит­ного поля газопровода и ее изменения регистрирующий блок ИДН состоит из двух соосно расположенных феррозондовых датчиков n магнитного поля;

• определение коррозийной активности грунта и наличия блуж­дающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиямипо этому показателю.

По полученным результатам диагностирования без вскрытия грунта составляется акт и производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе, устраиваемом в период строительства. Если на действующем газопроводе базовый шурф отсутствует, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоля­ции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждаю­щим наличие мест аномалий, является всплеск параметров магнит­ного поля более чем на 20 % по сравнению с фоновым значением).

Помимо базового при необходимости разрабатывается програм­ма закладки дополнительных шурфов. Основными критериями та­кой необходимости являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции с показаниями определения аномалий металла, результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия с местами высо­кой агрессивности фунта, наличие блуждающих токов.

Программа шурфового диагностирования включает:

• определение толщины и внешнего вида изоляционного покры­тия (расположение и размеры сквозных повреждений, наличие тре­щин, бугристость и др.), механической прочности, адгезии (прилипаемости) изоляционного покрытия к металлу трубы, величины пе­реходного электрического сопротивления;

• определение величины коррозийных повреждений трубы, на­личие вмятин, рисок и т.п., контроль наружного диаметра и толщины стенки при наличии коррозийных повреждений;

• определение вида и размеров дефектов в сварных швах, если попали в зону шурфа и при осмотре обнаружены их отклонениях требований нормативных документов;

• определение коррозийной активности грунта и наличия блуж­дающих токов;

• определение фактических значений временного сопротивле­ния б_в._ф и предела текучести б_тф при толщине стенки 5 мм; более 5 мм — определение ударной вязкости КСГ металла, параметров на­пряженно-деформированного состояния в кольцевом сечении.

Оценку технического состояния газопровода проводят путем сравнения фактических значений параметров технического состоя­ния с предельно допустимыми значениями соответствующих опреде­ляющих параметров. При достижении предельного состояния при­нимают решение о ремонте газопровода или его демонтаже. При на­личии запаса производят оценку остаточного ресурса по следующим определяющим параметрам:

• переходному сопротивлению изоляционного покрытия;

• изменению пластичности металла труб в результате старения;

• изменению ударной вязкости (трещиностойкости) в результате старения;

• величине напряженно-деформированного состояния при действии фронтальной (общей) коррозии металла;

• величине язвенной (питтинговой) коррозии металла. Остаточный срок службы принимается наименьшим из рассчи­танных по определяющим параметрам.

Трубопроводная арматура магистральных и промысловых газо­нефтепроводов относится к классу ремонтируемых, восстанавливае­мых изделий с регламентируемой дисциплиной восстановления и назначенным ресурсом. Назначенный (средний) ресурс измеряется в часах и циклах «открыто—закрыто» с четко выраженным цикличе­ским характером работы (запорная арматура: задвижки, клапаны, краны; защитная и предохранительная арматура: клапаны предохра­нительные, затворы и клапаны обратные и др.). Для арматуры, не имеющей четко выраженного циклического характера работы (регу­лирующая арматура), назначенный (средний) ресурс приводится в часах. В пределах установленных значений назначенных показателей должно быть обеспечено полное соответствие показателей безотказ­ности арматуры требованиям и критериям, оговоренным в конструк­торской и нормативно-технической документации.

Обследование технического состояния арматуры, находящейся в эксплуатации, производится индивидуально для каждой единицы ар­матуры по программе работ и включает следующие процедуры:

• визуальный и измерительный контроль;

• испытания на работоспособность.

В случае необходимости, с учетом результатов визуального и из­мерительного контроля и испытания на работоспособность, осуще­ствляется также:

• разборка и ревизия внутренних полостей арматуры с дефектацией отдельных сборочных единиц и деталей;

• замер толщины стенок патрубков и корпусных деталей арма­туры;

• контроль неразрушающими методами;

• контроль образцов материалов разрушающими методами или косвенная оценка механических характеристик материала по резуль­татам контроля твердости;

• дополнительные испытания арматуры или ее отдельных ком­плектующих элементов, узлов и деталей;

 

• контроль приводных узлов.
Испытания на работоспособность включают:

• испытания изделия на плотность корпусных деталей;

 

• испытания на герметичность сальниковых и прокладочных уп­лотнений по отношению к внешней среде;

• испытания на герметичность в затворе (для запорной, предо­хранительной, обратной арматуры) в соответствии с паспортом на арматуру;

• проверку функционирования (совершение 2-3 циклов).

Испытания проводят, как правило, без демонтажа изделия, непо­средственно на месте его установки. Работы по оценке технического состояния арматуры, связанные с необходимостью разборки или де­монтажа изделия с места установки, проводят в момент плановой ос­тановки трубопровода на планово-предупредительный, средний или капитальный ремонт.

При проведении визуального и измерительного контроля осмат­риваются как наружные, так и внутренние поверхности корпусных деталей, а также те детали, сборочные единицы и места, где вероят­нее всего максимальный износ и возможны механические поврежде­ния или усталостные явления, в том числе: застойные зоны, места скопления влаги и коррозийных продуктов, места изменения на­правления потоков, сварные швы и околошовные зоны (наличие подрезов, непроваров, свищей), зоны входных и выходных патруб­ков, резьбы втулок, штоков и маховиков (износ витков, сколы резь­бы), хвостовики штоков и проушины дисков (клиньев) у задвижек, зоны уплотнения штоков (коробки сальников), уплотнительные по­верхности узла затвора (седел, дисков, клиньев, золотников, плунже­ров и т.д.) на наличие раковин, трещин, следов эрозии, коррозии, кавитационного износа; крепежные и соединительные детали арма­туры (шпильки, болты, гайки), прокладки и поверхности уплотнения в местах сочленения сборочных единиц арматуры, внутренние по­верхности корпусных деталей, подверженные кавитации, коррозии или эрозии; места возможной концентрации механических напряже­ний. Проверяются размеры изнашиваемых деталей и зазоры между подвижными сопрягаемыми деталями. Измеряются также толщины стенок патрубков, корпусов, размеры резьбы. Замер производится в местах, где возможно утонение вследствие коррозийного, эрозион­ного или кавитационного разрушений.

С учетом результатов визуального и измерительного контроля и ревизии внутренних полостей проводится дефектоскопия с применением методов неразрушающего контроля. Герметичность затвора проверяется АЭ течеискателем. Корпуса крупногабаритной трубо­проводной арматуры контролируют с использованием комбинаций методов неразрушающего контроля: акустико-эмиссионного контро­ля, принимаемого в качестве основного; ультразвукового и капил­лярного методов контроля как обязательных при обследовании акустически активных зон корпусов, обнаруженных при акустико-эмиссионном контроле; магнитопорошкового метода как альтерна­тивного капиллярному при обследовании акустически активных зон корпусов; магнитометрического метода контроля (метода магнитной памяти) как альтернативного акустико-эмиссионному методу. Маг­нитометрический метод выбирается при отсутствии возможности обеспечения необходимого изменения внутреннего давления, тре­буемого при акустико-эмиссионном контроле, для определения ли­ний или зон концентрации механических напряжений на поверхно­сти корпуса.

Контроль осуществляется в первую очередь в местах резкого из­менения толщины (сочленение патрубок-корпус), в подфланцевых зонах, в радиусных переходах, в местах пересечения или стыковки сварных швов, в зонах концентрации напряжений и других подоб­ных местах. Контролю должна подвергаться арматура, длительно работающая в наиболее неблагоприятных климатических услови­ях, при максимальных рабочих параметрах и т.п. Рекомендуемые (ОАО «АК "Транснефть"») места для контроля толщины и наличия дефектов показаны, например, на рис. 13.14.

Обязательному поверочному расчету на прочность подлежат де­тали арматуры в случаях, если:

• число циклов нагружения (циклических изменений парамет­ров рабочей среды и других воздействий), предусмотренное в конст­рукторской документации, может быть превышено в течение продле­ваемого периода;

• выявлено утонение стенок или изменение размеров деталей, влияющее на их прочность, устойчивость, если не предусматривает­ся их восстановление в процессе ремонта;

• размеры обнаруженных дефектов превышают допустимые, ус­тановленные НТД;

• выявлено изменение характеристик металла;

• выявлено отличие режимов эксплуатации от предусмотренных конструкторской документацией и расчетами на прочность в сторону ужесточения.

Расчеты производятся по действующей нормативно-технической документации. В результате расчета должно быть подтверждено со­блюдение условий прочности на продлеваемый период с запасом прочности не ниже регламентированного уровня.

Критериями предельных состояний арматуры являются:

• начальная стадия нарушения цельности корпусных деталей и сильфонных сборок (возникновение трещин, разрушение отдельных слоев сильфона и т.п.);

• достижение геометрических размеров деталей (например, тол­щины стенок корпуса из-за механического износа, эрозионного, коррозийного и кавитационного разрушений) минимально допусти­мых значений;

• достижение количественных значений физико-механических ха­рактеристик металла основных деталей граничных значений, огово­ренных нормативно-технической и конструкторской документацией.

Величину остаточного ресурса арматуры в общем случае определя­ют как разность между назначенным (средним) ресурсом, установлен­ным в технической документации, и наработкой изделия на момент снятия его с трубопровода для проведения капитального ремонта. Ве­личины назначенного (среднего) ресурса и наработки на момент об­следования должны быть пересчитаны с учетом фактических значений рабочих параметров, скорости коррозии и (или) эрозии в процессе эксплуатации, результатов дополнительных испытаний.

 

 

 

 

Рис. 13.14. Рекомендуемая схема мест замера контроля запорной арматуры: t - толщинометрия, d - дефектоскопия

 

⇐ Предыдущая39404142434445464748Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: