- Внутритрубная диагностика
- Безопасная эксплуатация магистральных газопроводов на основе внутритрубной диагностики
-
Внутритрубное диагностирование по технологии акустического резонанса
- Технология реализована на базе мобильного диагностического комплекса собственной разработки компании. Комплекс включает:
- Этапы проведения внутритрубной диагностики трубопровода:
- Результатом работ по диагностированию методом акустического резонанса является отчёт о техническом состоянии обследуемого трубопровода, который включает:
- Снаряд-дефектоскоп для внутритрубной диагностики
- Внутритрубная диагностика методом ЭМАП (EMAT)
Внутритрубная диагностика
Нами очищены и обследованы внутритрубными дефектоскопами более 3400 километров трубопроводов диаметром от 159 мм до 1420 мм.
Цель услуги:
1. Обследование технического состояния трубопровода.
2. Расчеты на прочность (максимального разрешенного давления) и долговечность (остаточного ресурса) по результатам обследования.
3. Экспертиза промышленной безопасности. Лицензия № ДЭ-00-013475.
Этапы технологии внутритрубной диагностики:
1. Подготовительные работы – определение (по данным опросного листа) и обеспечение контролепригодности обследуемого трубопровода.
2. Очистка внутренней полости трубопровода от инородных предметов, окалины, остатков электродов, асфальтосмолистых, парафиновых и пирофорных отложений.
3. Калибровка трубопровода – определение минимального проходного сечения трубопровода и обеспечение 70% проходимости от наружного диаметра (т.е. устранение всех дефектов геометрии, превышающих 30% от наружного диаметра).
4. Обследование трубопровода профилемером – выявление дефктов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности) и изерение радиуса поворотов. Обеспечение проходимости трубопровода в 85% от от наружного диаметра (устранение всех дефектов геометрии, превышающих 15% от наружного диаметра) и минимального радиуса поворота трубопровода, равного 1,5Dн или 3Dн (Rпов. должно быть более или равно 1,5Dн или 3Dн в зависимости от применяемого после пофилеметрии дефектоскопа).
5. Обследование трубопровода внутритрубными магнитными (MFL и TFI) и/или ультразвуковыми дефектоскопами – выявление таких дефектов, как: коррозия (внутренняя, наружная, точечная и сплошная), стресс-коррозия под напряжением, расслоения, включения, разноориентированные трещины и др. дефекты стенки трубопровода.
6. Расчет на прочность и долговечность (остаточного ресурса) и экспертиза промышленной безопасности.
С 2007 г. нами выполнены работы по внутритрубной диагностике и экспертизе промышленной безопасности трубопроводов (в т.ч. подводных переходов) в ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Удмуртнефть», ООО «Белкамстрой», ОАО «Белкамнефть», ЗАО «Нафтатранс», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «БПО-Отрадный» и др.
Опыт работ по внутритрубной диагностике нефтегазопроводов более 10 лет.
Внутритрубная диагностика нефтяных и газовых трубопроводов. Обследование внутренних полостей труб. Оценка объёмов по очистке.
Источник: vostokoil.ru
Безопасная эксплуатация магистральных газопроводов на основе внутритрубной диагностики
11 сентября 2017 г. в 8:08
Внутритрубная диагностика (ВТД) линейной части магистрального газопровода (ЛЧ МГ) на сегодня является самым эффективным способом получения информации о состоянии магистральных газопроводов и их целостности. Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» (ООО «НПЦ «ВТД») является лидером по достоверности предоставляемых результатов по ВТД (на уровне 90–95%) среди российских и зарубежных компаний.
Текст: Н. Н. Иванова, С.В. Налимов, В. Е. Лоскутов, Б. В. Патраманский.
ООО «НПЦ «ВТД» разрабатывает и производит собственные диагностические внутритрубные комплексы диаметрами от 219 мм до 1420 мм и оказывает услуги по ВТД отечественным и зарубежным операторам трубопроводов.
Среди отечественных — такие крупнейшие компании, как ПАО «Газпром» и дочерние общества ПАО «Роснефть».
Внутритрубные диагностические комплексы, применяемые ООО «НПЦ «ВТД», обнаруживают практически все встречающиеся в газопроводах дефекты, образующиеся при производстве трубы, при строительстве трубопровода и его эксплуатации.
При производстве трубы — это расслоения, дефекты проката, аномалии продольных сварных швов (непроваренные стыки); при строительстве трубопровода — вмятины, гофры, задиры, дефекты сварки кольцевого шва, плохая изоляция, которая в процессе эксплуатации трубопровода становится причиной развития коррозийных повреждений, а также в сочетании с другими факторами (высокое давление в трубопроводе, доступ грунтовых вод, кислотность почв, загрязненный металл трубы и др.) способствует возникновению самого опасного дефекта — мелких трещин КРН (коррозионного растрескивания под напряжением).
Дефекты КРН представляют собой мелкую сетку трещин на поверхности трубы, которые при определенных условиях объединяются в магистральную трещину, и происходит разрушение трубопровода.
Рисунок 1. Диаграмма дефектов, обнаруженных по результатам выполнения работ по ВТД в первом полугодии 2017 года.
На рисунке 1 представлена диаграмма дефектов, обнаруженных по результатам выполнения работ по ВТД в первом полугодии 2017 года. Как видно из диаграммы, более 80% из общего числа дефектов составляют коррозионные повреждения и около 10% — аномалии кольцевых сварных швов.
Дефекты таких типов надежно обнаруживаются внутритрубными инспекционными приборами (ВИП) продольного намагничивания (по зарубежной классификации — MFL).
Однако для поиска и обнаружения продольных трещин и зон трещин КРН создаются ВИП поперечного намагничивания (TFI), поскольку приборами типа MFL их обнаружить невозможно.
Необходимо отметить, что приборы MFL и TFI работают на магнитном принципе контроля, который основан на регистрации полей рассеяния от дефекта в стенке трубы. Зоны трещин КРН при намагничивании организуют достаточно слабые поля, которые трудно зафиксировать датчиковой системой.
Специалистами ООО «НПЦ «ВТД» создан высокочувствительный прибор поперечного намагничивания, способный обнаруживать зоны продольных трещин глубиной 15–20% от толщины стенки трубы.
Одной из самых серьезных задач при выполнении работ по ВТД является создание специальных алгоритмов и программных продуктов, с помощью которых производится обработка и расшифровка записанной внутритрубными приборами информации.
Благодаря участию специалистов компании в обследовании дефектов в более чем 4,5 тысячах шурфов удалось создать алгоритмы, точно отражающие параметры разных типов дефектов.
Количество аномалий кольцевых стыков в приведенной диаграмме составляет 9,6%, в численном же выражении на участок газопровода в среднем приходится 300–400 штук. Поскольку опасность аномалий не определена, оператору трубопровода по действующим нормативным документам необходимо все аномалии отшурфовать, снять изоляцию и обследовать наружными переносными дефектоскопами каждый стык. При этом оператор вынужден проделать огромную работу и понести затраты, хотя опасных стыков под вырезку может быть несколько.
В ООО «НПЦ «ВТД» в дополнение к существующим ВИП создан прибор — интроскоп. Его назначение – контроль внутреннего рельефа поверхности трубы. С помощью интроскопа удалось ранжировать аномалии кольцевых швов на три категории: «а» — опасные, «b» — под наблюдение, «с» — неопасные.
Теперь оператору трубопровода необходимо в течение указанного в отчете периода отшурфовать дефекты категории «а» и отремонтировать, избегая при этом огромных затрат на шурфовку остальных аномалий.
Если радиус поворота оси трубопровода будет меньше допустимой величины, в нем возникает напряженно деформированное состояние (НДС), которое может привести к пластической деформации или даже к разрыву. Реализация технологии определения непроектных изгибов стала возможной при установке в ВИП высокоточных навигационных систем.
В целом благодаря созданному внутритрубному оборудованию, разработанным алгоритмам и методикам, комплексу ремонтных работ по удалению опасных дефектов по результатам ВТД, выполняемому газотранспортными обществами ПАО «Газпром», и восстановлению несущей способности газопроводов при их периодическом обследовании удается поддерживать безопасную эксплуатацию газотранспортной системы ПАО «Газпром» на необходимом уровне.
Ежегодный объем работ по ВТД, выполняемых ООО «НПЦ «ВТД» на объектах ПАО «Газпром», составляет более 20 тысяч километров, или около 90% всего годового объема работ по внутритрубной диагностике линейной части магистральных газопроводов.
Источник: glavportal.com
Внутритрубное диагностирование по технологии акустического резонанса
Рис. 1 Технология проведения внутритрубной диагностики
Компания «ЮНИКОН-ЗСК» предлагает услуги по внутритрубной диагностике трубопроводов коммунального назначения методом акустического резонанса, являясь эксклюзивным представителем уникальной норвежской технологии на территории России, стран СНГ и Прибалтики.
Работы по внутритрубной диагностике трубопроводов проводятся для крупных балансодержателей России, таких как ПАО “МОЭК”, АО “Мосводоканал”, АО “Теплосеть Санкт-Петербурга” и другие.
Технология реализована на базе мобильного диагностического комплекса, разработанного компанией совместно с норвежским партнером.
Применение технологии способствует эффективному планированию и снижению затрат на работы по восстановлению эксплуатируемых трубопроводов.
Внутритрубная диагностика методом акустического резонанса позволяет определить фактическое техническое состояние трубопровода длиной до 1500 м из одной точки доступа с высокой производительностью (750 м за 2 ч 40 мин.).
Центральным элементом технологии является внутритрубный инспекционный прибор (ВИП), позволяющий измерить остаточную толщину стенок трубопровода на 360° по всей длине в полностью заполненном водой трубопроводе. Данная технология позволяет проводить диагностирование с наростами и отложениями на стенках трубопровода.
Рис. 2 Внутритрубный инспекционный прибор (ВИП)
Технология реализована на базе мобильного диагностического комплекса собственной разработки компании. Комплекс включает:
Рис. 3 Мобильная диагностическая лаборатория
Рис. 4 Состав мобильной диагностической лаборатории
Рис. 5 Пульт управления и визуального контроля ВИП
Этапы проведения внутритрубной диагностики трубопровода:
- Подготовительные работы: подготовка котлована, установка узла доступа перед загрузкой внутритрубного инспекционного прибора (ВИП) в трубопровод.
- Проведение диагностирования: запуск внутритрубного инспекционного прибора через узел доступа и монтаж запасовочной крышки, проведение измерений толщины стенки.
- Обработка полученных данных: анализ и интерпретация, разработка технического отчета с рекомендациями по дальнейшей эксплуатации трубопровода.
Результатом работ по диагностированию методом акустического резонанса является отчёт о техническом состоянии обследуемого трубопровода, который включает:
- остаточную толщину стенки трубопровода по всей его длине;
- потрубная раскладка с характеристикой каждого элемента трубопровода;
- расчет остаточного ресурса трубопровода;
- заключение о техническом состоянии трубопровода;
- указание мест ремонтов;
- рекомендации по ремонту и дальнейшей эксплуатации трубопровода (режимы эксплуатации);
- сроки проведения следующего диагностического обследования.
Рис. 6 Карта-схема результатов диагностирования
Рис. 7. Потрубная раскладка трубопровода
Получить коммерческое предложение или подробнее узнать об услуге можно по телефону:
+7(495) 287-09-10, или заполнив форму «Заказать услугу».
Компания “ЮНИКОН-ЗСК” предлагает услуги по внутритрубному диагностированию трубопроводов коммунального назначения методом акустического резонанса
Источник: unicon-pirs.ru
Снаряд-дефектоскоп для внутритрубной диагностики
С 2002 г. компания активно участвует в создании аппаратуры и программного обеспечения для НК и ТД состояния труб магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации. Работы выполняются по заказу ОАО “Центр технической диагностики (ЦТД) “ДИАСКАН”.
Назначение
Совместно с ЦТД “ДИАСКАН” разработан, изготовлен и успешно прошел приемочные и эксплуатационные испытания автономный внутритрубный снаряд-дефектоскоп для контроля труб в потоке перекачиваемого продукта, а также программное обеспечение для обработки полученной информации, идентификации дефектов и определения их размеров, представления результатов контроля.
Принцип работы
Внутритрубная диагностика трубопроводов основана на использовании автономных снарядов-дефектоскопов (поршней, pigs), движущихся внутри контролируемой трубы под напором перекачиваемого продукта (нефть, нефтепродукты, газ и т.п.). Снаряд снабжен аппаратурой (обычно ультразвуковой или магнитной) для НК трубы, записи и хранения в памяти данных контроля и вспомогательной служебной информации, а также источниками питания аппаратуры.
Измерительная часть снаряда состоит из множества датчиков (сенсоров), расположенных так, чтобы зоны чувствительности датчиков охватывали весь периметр трубы. Это позволяет избежать пропуска дефектов трубы.
Датчики ультразвукового снаряда излучают ультразвук в тело трубы и принимают отраженные дефектами сигналы. В магнитном снаряде ферромагнитный материал трубы намагничивается постоянными магнитами до состояния близкого к техническому насыщению, а потоки рассеяния, вызванные дефектами, регистрируются магниточувствительными датчиками (например, датчиками Холла).
Ультразвуковые снаряды используют обычно для контроля труб нефтепроводов, поскольку для прохождения ультразвука необходим акустический контакт датчиков с трубой, обеспечиваемый нефтью. Магнитные снаряды применяют для контроля как нефте-, так и газопроводов.
Магнитный снаряд-дефектоскоп состоит из трех секций, соединенных между собой шарнирно для прохождения изгибов трубопровода.
Постоянные магниты, размещенные на двух кольцах средней секции, создают в трубе продольный магнитный поток между двумя кольцами стальных проволочных щеток, скользящих по внутренней поверхности трубы. Кольцо с подпружиненными держателями блоков датчиков расположено между кольцами щеток, обеспечивая скольжение датчиков по поверхности трубы. Полиуретановые манжеты служат для создания перепада давления перед и позади снаряда, чем обеспечивается его движение в трубе.
Программное обеспечение позволяет автоматически выделить области аномалий трубы, идентифицировать до 15 классов аномалий, (трещины, коррозионные поражения и т.д.), определить местоположение и размеры дефектов.
Снаряд-дефектоскоп для внутритрубной диагностики
Источник: www.intron.ru
Внутритрубная диагностика методом ЭМАП (EMAT)
Ни один из современных способов внутритрубной диагностики трубопроводов с применением интеллектуальных поршней, использующих магнитные и ультразвуковые методы обследования, не позволяет выявить за один прогон снаряда 100% дефектов. Объясняется это, прежде всего тем, что каждый из применяемых методов имеет те или иные ограничения по выявлению дефектов определённого типа. В частности, серьёзным недостатком ультразвукового метода обследования является необходимость наличия контактной жидкости или геля, что делает его практически неприемлемым для диагностирования газопроводов.
Одним из методов, лишённых такого недостатка является метод электромагнитно-акустического преобразования (ЭМАП).
Принцип действия ЭМАП способа заключается в трансформации электромагнитных волн в упругие акустические. Как и в контактных ультразвуковых методах контроля, при дефектоскопии с применением ЭМАП используют преимущественно два способа генерации и регистрации ультразвуковой волны – импульсный и резонансный. Для реализации импульсного метода, наиболее часто применяемого для целей диагностики, в основном применяют те же электронные блоки, что и в традиционных ультразвуковых приборах, в которых возбуждение и приём ультразвука осуществляется с помощью пьезопреобразователей. Различие заключается в том, что вместо пьезоэлемента используется катушка индуктивности и имеется устройство для возбуждения поляризующего магнитного поля. В результате взаимодействия силы Лоренца и магнитострикции (магнитострикция – явление изменения формы и размеров тела при намагничивании; характерна для ферромагнитных веществ и измеряется относительной величиной удлинения ферромагнетика при намагничивании) с металлической поверхностью возникает акустическая волна, распространяющаяся в стенке трубы. В данном случае обследуемый материал сам является преобразователем.
Считается, что для уверенной работы ЭМА дефектоскопа необходимы магнитные поля с напряжённостью порядка 106 А/м. Современные дефектоскопы с использованием в конструкции разрезного магнитопровода с контролируемым прижимом постоянных магнитов к внутренней стенке трубы позволяют создать напряжённость магнитного поля в области действия ЭМА преобразователей (ЭМАП) до 30 кА/м.
Трещины и коррозионное растрескивание нарушают направленную ультразвуковую волну, что вызывает отражённый эхо-сигнал. На основе анализа отражённого эхо-сигнала делаются выводы о состоянии стенки трубы.
Таким образом одним из главных достоинств дефектоскопа с использованием ЭМАП является его уникальная способность по выявлению дефектов, обусловленных взаимодействием металла в напряжённым состоянии и коррозионной среды – стресс-коррозионного растрескивания, а также растрескивания вследствие водородного насыщения.
Следует отметить, что стресс-коррозионные поражения характерны для газопроводов высокого давления и являются крайне опасными дефектами, выявление и локализация которых представляет собой очень сложную задачу.
Побочным эффектом разработки внутритрубных инспекционных снарядов с использованием ЭМАП оказалась их способность выявлять состояние изоляционного покрытия. При этом по характеру зарегистрированных сигналов можно разделить состояние изоляционного покрытия трубопровода на категории:
- отслоение без нарушения целостности;
- нарушение целостности (отсутствие) изоляционного покрытия;
что очень важно при реализации программы переизоляции трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительные сроки.
Технические возможности наиболее передовых компаний, занимающихся разработками внутритрубных инспекционных снарядов, позволяют оснастить дефектоскопы инерциальными измерительными системами на базе оптоволоконных гироскопов. Указанная система выполняет картографирование трубопровода, т.е. определяет его пространственное положение в координатах DGPS. В дальнейшем, при обработке данных обследования, для каждого выявленного дефекта определяются координаты DGPS, которые заносятся в общую электронную базу данных обследования, которая передаётся оператору трубопровода.
Оперируя базой данных обследования, оператор трубопровода может самостоятельно разработать программу ремонта. При этом, если ранее, когда исчерпывающая информация о состоянии изоляции трубопроводов была недоступна операторам трубопроводов, т.е. о её состоянии судили по косвенным признакам (результаты дефектоскопии на потерю металла, выборочные шурфовки, обследование состояния системы ЭХЗ и т.п.), то при появлении на внутритрубном диагностическом рынке технологии ЭМАП отпадает необходимость в глобальной переизоляции трубопроводов. Что позволяет операторам трубопроводов экономить колоссальные средства. А если учесть, что данный вид инспекционных снарядов даёт дополнительную информацию по трещиноподобным дефектам, экономический эффект от их применения оказывается ещё больше.
Инспекционный снаряд с использованием ЭМАП состоит из следующих системных компонентов:
- батареи;
- устройства записи и хранения информации;
- блока определения трещин;
- блока определения отслоения изоляции;
- блока одометра;
- блока контроля скорости (опция)
Полевые испытания снарядов ЭМАП подтверждают, что прибор с высокой точностью определяет плоские трещины и различные степени нарушения изоляции:
Работы и услуги, предлагаемые ООО НТЦ Нефтегаздиагностика на условиях
Источник: ntcngd.com
Станьте первым!