Диагностирование газопроводов

1. Диагностирование газопроводов Преподаватель ВО УПЦ Смирнов В.А.

2.

Основная задача диагностического
обследования ЛЧ МГ – обеспечение
бесперебойного транспорта газа в
соответствии с плановой
производительностью МГ при безаварийной
его работе и с минимизацией издержек от
рисков природного и техногенного
характера.
2

3.

Для контроля технического состояния ЛЧ МГ
применяют следующие основные способы
диагностирования:
- внутритрубное диагностирование;
- наземное обследование (обходы, шурфование).
3

4.

В качестве основных методов
неразрушающего контроля используют:
- акустические;
- магнитные;
- радиографические.
4

5.

Внутритрубное диагностирование газопроводов
проводится с целью обнаружения
нарушений их формы, механических
повреждений стенок труб (овальность,
вмятина и др.), дефектов коррозионного
происхождения, трещин в сварных
соединениях и стенках труб, а также
фиксации фактического пространственного
положения трубопровода.
5

6.

датчик
6

7. Метод магнитной дефектоскопии

заключается в том, что когда в
намагниченной части трубы имеется дефект
сплошности, некоторая часть магнитного
потока рассеивается на нем (выходит наружу
из стенки трубы) и может быть
зафиксировано датчиком, расположенным
около поверхности трубы.
7

8.

Внутритрубное техническое
диагностирование
Требования к проведению, приемке и
использованию результатов
диагностирования.
СТО Газпром 2 – 2.3 – 1050 - 2016
8

9. Необходимые условия к участку МГ для проведения ВТД.

- наличие камер запуска и приема
внутритрубных устройств;
- равнопроходное сечение трубопровода:
(отсутствие неравнопроходной
ТПА,
отсутствие прямых врезок);
9

10. Необходимые условия к участку МГ для проведения ВТД.

- допустимые углы поворота
Rmin ꞊ 5 Dтр;
- участок должен быть оснащен
установленными маркерами.
10

11.

Внутритрубное техническое диагностирование
(ВТД): Комплекс работ, обеспечивающий
получение информации о дефектах, сварных
швах, особенностях трубопровода и их
местоположении с использованием
внутритрубных инспекционных приборов, в
которых реализованы различные виды
неразрушающего контроля.
11

12.

Внутритрубный инспекционный прибор (ВИП):
Устройство, перемещаемое внутри
трубопровода потоком перекачиваемого
продукта, снабженное средствами контроля
и регистрации данных о дефектах и
особенностях стенки трубопровода, сварных
швов и их местоположении.
12

13.

Маркер - приспособление, устанавливаемое над
осью трубопровода для привязки к трассе
трубопровода данных внутритрубного
технического диагностирования.
13

14. К основным этапам диагностического обследования ЛЧ МГ относятся:

- подготовка участка МГ к обследованию;
- инспекция газопровода внутритрубными
приборами – дефектоскопами;
- обработка, анализ и представление
результатов обследования.
14

15. Подготовка участка

16.

До пропуска ВИП должна быть проведена
контрольная очистка и калибровка
газопровода.
Совмещение в одном ВТУ очистного и
калибровочного скребков, если на нем
установлены калибровочные пластины,
допускается.
16

17.

Пропуск средств очистки должен проводиться
до тех пор, пока вынос грязевых
отложений не будет меньше:
50 кг для ГП DN более 1000мм;
25 кг для ГП DN 500 – 1000 мм;
5 кг для ГП DN менее 500 мм.
17

18.

18

19.

Если после пропуска скребка-калибра
калибровочные пластины были загнуты, то
пропуск профилемера после калибровки
обязателен.
19

20.

20

21.

21

22.

После пропуска профилемера производится
устранение объектов (гофр, вмятин), которые
препятствуют успешному пропуску ВИП.
22

23.

После устранения непроходимых участков
проводят повторную калибровку и, при
необходимости, профилеметрию.
23

24.

После профилеметрии должна проводиться
очистка полости газопровода магнитными
очистными скребками.
Допускается совмещение очистных
калибровочных и магнитных очистных
скребков в одном снаряде.
24

25.

25

26.

Магнитную очистку проводят до тех пор,
пока количество вынесенных отложений не
будет меньше:
50 кг для ГП DN более 1000мм;
25 кг для ГП DN 500 – 1000 мм;
5 кг для ГП DN менее 500 мм.
26

27.

После завершения очистки, калибровки и
профилеметрии оформляется акт готовности
газопровода к пропуску ВИП.
После подписания акта готовности
газопровода к диагностированию проводят
пропуски ВИП.
27

28. Диагностирование

29.

Информацию о дефектах стенки трубопровода
получаем с помощью приборов –
дефектоскопов ДМТ и ДМТП (продольник).
Обследование снарядом ДМТП производится в
паре со снарядом ДМТ, только в этом
случае обеспечивается надежная
интерпретация дефектов продольного типа.
29

30.

ДМТ:
- выявление коррозии и механических
дефектов;
- выявление вмятин и гофр;
- выявление аномалий кольцевых сварных
швов.
30

31.

31

32.

ДМТП:
- выявление продольных трещин глубиной
более 20%;
- выявление аномалий продольных сварных
швов.
32

33.

33

34. отчеты

35.

Не позднее 15 рабочих дней после
получения данных обследования, СО должна
передать предварительный отчет.
35

36.

Предварительный отчет должен содержать
все найденные к моменту его
предоставления опасные дефекты, а также
аномалии, рекомендованные СО для
инструментального обследования в шурфах.
36

37.

Окончательный отчет предоставляется не
позднее 60 рабочих дней после завершения
работ по пропуску ВТУ.
37

38. Использование результатов ВТД

39.

Все выявленные аномалии должны быть
разбиты по степени опасности на
следующие три категории:
- «А» дефекты, подлежащие наружному
обследованию в кратчайшие сроки,
газопровод с такими дефектами находится
в предаварийном состоянии;
39

40.

- «B» дефекты, подлежащие наружному
обследованию в плановом порядке, эти
дефекты могут быть причиной аварии;
40

41.

- «С» аномалии допустимые при эксплуатации
трубопровода без проведения наружного
обследования, данные аномалии не должны
привести к аварии до следующего ВТД и
не нуждаются в наружном обследовании.
41

42.

Cоставляется план наружного обследования
дефектов и он проводится для первых
двух категорий дефектов.
42

43.

Спасибо за внимание
Преподаватель ВО УПЦ
Смирнов В.А.
43