Отдел по работе с клиентами:

+7 (495) 789-76-55

Адреса в других городах: 
Томск 
Самара
Нижний Новгород

До начала диагностирования специалисты детально анализируют данные внутритрубной дефектоскопии ремонтируемого участка магистрального газопровода (МГ) и широко используют их в ходе дальнейших работ.

«Инструкцией по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов», утвержденной ОАО «Газпром» в 2008 году (без номера), предусматривается технология диагностирования труб и их соединительных деталей (СТД) преимущественно с использованием сканеров-дефектоскопов.

Однако допускается и проведение обследования без применения сканеров-дефектоскопов. Обследование выполняют после очистки газопроводов (снятия старого изоляционного покрытия) в три этапа: визуальный и измерительный контроль (ВИК), приборное обследование труб и СТД, контроль кольцевых сварных швов.

На первом этапе обследования при визуальном и измерительном контроле трубопровода выявляют коррозионные дефекты, вмятины, гофры, дефекты сборки (смещение кромок) и наружные дефекты сварных швов, а также другие видимые дефекты и определяют трубы и СТД, подлежащие замене.

На втором этапе выполняют приборное обследование участков газо-провода, не подлежащих замене после выполнения первого этапа, в том числе выявление и определение границ участков газопровода, пораженных КРН и обследование участков труб с ранее выявленными дефектами.

В целом совокупность применяемых средств контроля должна обеспечивать выявление дефектов наружной поверхности труб и СТД глубиной 0,3 мм и более. В настоящее время эта задача сканерами-дефектоскопами не решается. По существу они являются индикаторными средствами. Поэтому на практике диагностирование труб и СТД осуществляют с использованием комплекса методов и средств:
– контроль основного металла труб и СТД, заводских и монтажных сварных соединений с применением сканера-дефектоскопа выполняют в объеме 100% для выявления внутренних дефектов заводских сварных швов и стресс- коррозионных дефектов глубиной свыше 10% от толщины стенки труб; 
– визуальный и измерительный контроль выполняют в объеме 100% для типа и выявления дефектов, не обнаруженных сканером-дефектоскопом (равномерного коррозионного утонения стенки труб на большой площади, вмятин, гофров), а также определения геометрических размеров труб и СТД, дефектов основного металла и заводских сварных швов, в том числе выявленных сканером-дефектоскопом;
– вихретоковый контроль выполняют в объеме не менее 3% поверхности труб и СТД для выявления стресс- коррозионных дефектов глубиной менее 10% от толщины стенки труб и СТД, а также определения геометрических размеров стресс- коррозионных дефектов, в том числе выявленных сканером-дефектоскопом;
– для подтверждения полученной оценки глубины стресс- коррозионного дефекта выполняют контрольную шлифовку дефектного участка трубы в месте оценки глубины стресс- коррозионных трещин до их исчезновения. Значения глубины определяют путем измерения остаточной толщины стенки трубы в образовавшейся выемке или глубины этой выемки;
– ультразвуковой контроль локальных участков поверхности металла труб, заводских сварных швов по результатам контроля сканером-дефектоскопом, ВИК выполняют в объеме не менее 0,2% от площади по-верхности труб и не менее 1% от поверхности заводских сварных швов, а также участков заводских сварных швов длиной 0,2 м, примыкающих к монтажным сварным швам;
– магнитопорошковый контроль для визуализации выявленных поверхностных металлургических и стресс-коррозионных дефектов выполняют в объеме не менее 10% от числа выявленных дефектов и аномалий стенки трубы;
– толщинометрию дефектных стенок труб и СТД, а также дефектных стенок в местах их утонения выполняют по сетке с шагом не более 25мм (при утонении стенки трубы более 10% от ее толщины), не не менее 3 точек на каждый элемент (лист) трубы или СТД;
– контроль монтажных сварных соединений (объемы, методы и оценку качества) осуществляют в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.4-083-2006. (ВИК 100%, УЗК после ВТД аномальных швов – 100% остальные 20%, для уточнения результатов проводят радиографический контроль сварных соединений и т.д.);
– объем неразрушающего контроля при обследовании газопроводов без применения сканеров-дефектоскопов принимают в зависимости от технического состояния труб и СТД, но не менее объемов указанных выше. При проведении неразрушающего контроля труб и СТД руководствуются СТО Газпром 2-2.4-083-2006, а также: – при проведении визуального и измерительного контроля РД 03-606-03; 
– при проведении ультразвукового контроля ГОСТ 12503-75, ГОСТ 14782-86, ГОСТ 22368-77, ГОСТ 23049-78, ГОСТ 23667-85, ГОСТ 28702-90; – при проведении радиографического контроля – ГОСТ 3242-79, ГОСТ 7512-82;
– при проведении вихретокового контроля – ГОСТ 24289-80, ГОСТ 8.283-78 ГСИ, ГОСТ 26697-85, Е-309-77;
– при проведении магнитопорошкового контроля – ГОСТ 21105-87. Оценку качества труб (основного металла и заводских швов) выполняют в два этапа: 
1 этап – разделение всех труб на трубы, оставляемые в газопроводе (категория А1), и трубы, вырезаемые из газопровода (категории А2, А3 и Б), по нормам оценки качества, приведенным в «Инструкцией по оценке дефектов труб и соединительных деталей при ремонте и диагностировании магистральных газопроводов», утвержденной ОАО «Газпром» в 2008 году.
2 этап – разделение вырезанных труб по категориям на А2, А3 и Б по нормам оценки качества, приведенным там же.

Совещание в г. Н. Новгород, которое в апреле 2008 г было организовано ОАО «Газпром» на базе ООО «Газпром трансгаз Н.Новгород» и «Промтех НН», показало, что надежность и производительность технологического оборудования: очистных, изолировочных и др. машин, применяемых при переизоляции, значительно выросло. Некоторые участники совещания отмечали, что автоматизированные диагностические комплексы совершенствуются медленнее, чем другое оборудование.

Наша оценка, произведенная по четырем газотранспортным предприятиям ОАО «Газпром» показала, что до настоящего времени большая часть труб (60 – 65%) диагностируется без использования сканеров-дефектоскопов, как вследствие отсутствия необходимого их количества, так и в силу того, что по своей чувствительности они не обеспечивают выявления всех дефектов глубиной ориентировочно менее 10% от толщины стенки трубы. Последнее обстоятельство связано с особенностями применения в них методов диагностирования (таб.1).
 

В настоящее время известны следующие основные сканеры-дефектоскопы для неразрушающего контроля трубопроводов.

Автоматические магнитные бесконтактные сканеры ДНС 1000 -1400 разработки ЗАО «Газприборавтоматикасервис» (г. Саратов) и АМД – СТ разработки ЗАО ДНТЦ «Дефектоскопия». Их применение связано с намагничиванием тела трубы (производится дефектоскопом) и выявлением полей рассеяния магнитного поля над дефектами. При этом диагностирование сварных соединений осуществляют отдельно с использованием автоматизированных (не автоматических) ультразвуковых установок СКАРУЧ (разработки ООО МНТП «Алтес) или вручную.

Затем следуют ультразвуковые контактные сканеры, например, АВТОКОН-МГТУ (разработки МГТУ им. Н.Э.Баумана. Они требуют специальной подготовки поверхности в зоне хода акустических блоков (УЗ преобразователей) и применения контактных жидкостей между преобразователями и трубой.

Новые возможности открываются здесь с активным развитием бесконтактного электромагнито- акустического метода, который позволяет вводить в трубу ультразвуковые (акустические) колебания бесконтактно.

Известен электромагнитно-акустический сканер-дефектоскоп типа А2075 «SoNet» созданный ООО «Акустические контрольные системы» по ТЗ, согласованному с ДОАО «Оргэнергогаз».

Проведенные испытания показали, что этот дефектоскоп позволяет выявлять продольные трещины, длиной от 10 мм и глубиной от 1мм.

Еще более чувствительным является электромагнитоакустический дефектоскоп ЭМАД 2-01 разработки фирмы «СОАТЕСН» (г. Киев). По информации разработчиков этот дефектоскоп в ручном варианте обеспечивает выявление сресс- коррозионные трещины глубиной от 0,2 мм. Автоматизация процесса сканирования представляется нам в принципе возможной.

Имеются отрывочные сведения о разработке ЭМА- сканера для контроля трубопроводов и в МГТУ им. Н.Э. Баумана разработчиками «АВТОКОН – МГТУ», дефектоскопа «СТАЛКЕР» и др. Об этом более подробную информацию дадут сами разработчики.

Несколько особняком в этом ряду стоит дефектоскоп, разработанный в ООО «Энергодиагностика» под руководством А.А. Дубова, работающий по магнитометрическому принципу ( метод магнитной памяти металла- ММП). Этот дефектоскоп позволяет выявлять в ручном варианте наиболее опасные зоны в трубопроводе по данным аномальных изменений магнитного поля над дефектами, вызванных концентрацией напряжений. Определение типа и размеров дефектов должно производится после прохода дефектоскопистов другими методами (ультразвуковым, вихретоковым и др.).

Особенности основных физических методов неразрушающего контроля, используемых в установках для наружного сканирования тела трубы, приведены в таблице 1. Ниже приведены технические характеристики некоторых сканеров-дефектоскопов (рис. 1- 8). Общие недостатки: неработоспособны  при низких температурах ниже -30° С , работают, по существу, как индикаторы.

ДНС 1000 – 1400
Уровень продольного и поперечного намагничивающего поля в трубе толщиной 17 мм, кА/м
35 ÷ 50
Неравномерность магнитного поля по линии датчиков при продольном и поперечном намагничивании, %
±0,5
Диапазон толщин стенки контролируемого трубопровода, мм
9 ÷ 21
Пределы регулирования воздушного зазора между магнитной системой и поверхностью трубы, мм
2 ÷ 15
Минимальная глубина обнаруживаемого дефекта размером 30х30 мм, t
0,05
Минимальный диаметр регистрируемого дефекта при глубине 0,3 t, мм
4
Погрешность определения глубины дефекта с вероятностью 80%, t
0,1
Погрешность определения длины и ширины дефекта (общая коррозия), мм
±10
Предельная глубина обнаружения продольных и поперечных трещин длиной ?25 мм и шириной раскрытия 0,1 мм, t
0,05
Погрешность определения глубины трещин, t
0,2
Скорость движения в продольном направлении, м/мин
1 ÷ 2
Масса, кг
1500

Дефектоскоп сохраняет работоспособность в диапазоне температур окружающей среды от -30° С до +50° С при относительной влажности воздуха и выпадении атмосферных осадков в виде дождя, снега, росы, инея.

Время подготовки дефектоскопа к работе двумя специалистами составляет 45 мин (установка на тело трубы, сборка и настройка). Бесперебойное электропитание бортовой сети обеспечивается генератором переменного тока и дистанционным пуском. Продольное движение дефектоскопа и движение сканеров по окружности трубы осуществляется на опорных катках. В состав комплекса входит высоко информационное программное обеспечение анализа диагностической информации с гибкой системой документального оформления.

Основной недостаток: установка сканера-дефектоскопа на трубу требует дополнительного подъемно-транспортного оборудования.

АМД-СТ
Производительность контроля, м/мин
1,0 ÷ 1,5
Величина зазора между магнитными модулем и контролируемой поверхностью, мм
7
Высота преодолеваемых препятствий без потери информации, мм
5
Шаг сканирования, мм
330
Угол поворота магнитного модуля, град.
30 ÷ 35
Минимальный размер дефекта, выявляемый прибором, % от толщины стенки трубы
5 ÷ 10
Минимальная площадь коррозионных потерь металла трубы, см2
1
Время непрерывной работы аккумуляторных батарей, час не менее
4
Напряжение аккумуляторной батареи питания электронного блока сканирующих модулей, В
12
Время непрерывной работы двигателя внутреннего сгорания с полным баком, час
1
Мощность двигателя внутреннего сгорания, л.с.
5
Время установки дефектоскопа на газопровод ,мин
30 ÷ 40
Габаритные размеры рамы дефектоскопа, мм
 
- длина
1400
- ширина
900
- высота
500
Полная масса дефектоскопа и комплектующих, кг
140

Для установки сканера-дефектоскопа на трубе не требуется применения подъемно-траспортных механизмов.

Основной недостаток: низкая надежность двигателя и трансмиссии.

АВТОКОН – МГТУ

Комплекс обеспечивает сплошной контроль сварных швов и стенок трубопроводов диаметром 720 - 1420 мм с толщиной стенки 6 - 24 мм. Степень очистки поверхности трубы для проведения контроля от старой изоляции – «4» по ВСН 008-88.

Выявляет и идентифицирует следующие виды дефектов по телу трубы:
– трещины разных размеров в любом направлении (в том числе стресс- коррозионные) глубиной более 1 мм и длиной более 30мм;
– расслоения любого размера на торцах труб и в зоне шириной 25 мм от торца труб, расслоение длиной 50 мм в любом направлении;
– коррозионные каверны по телу трубы диаметром более 10 мм и глубиной более 5% от толщины стенки трубы при их расположении на наружной и внутренней поверхностях трубопровода.

В сварных швах трубопроводов:
– трещины вдоль и поперек шва, разветвленные;
– трещиноподобные дефекты в сварных швах с линейными размерами более 1,0 мм при погрешности определения размеров дефектов ±0,5 мм;
– поры размером более 10% от толщины стенки трубы, но не менее 0,5 мм;
– непровары и несплавления глубиной более 5% от толщины стенки трубы, но не менее 0,5 мм;
– подрезы и утяжины глубиной более 5% от толщины стенки трубы, но не менее 0,5 мм и длиной более 1,2 мм;
– провисы (превышения проплава) глубиной более 1 мм и длиной дефекта более 2,0 мм;
– смещение кромок, превышающее величину 20% толщины стенки трубы (2 мм и более).

Точность определения координат дефектов по толщине и ширине шва, % от толщины стенки трубы – 10, с отклонением не более 1,0 мм;
Время обработки и представление результатов контроля дефектности каждой проконтролированной труб, мин – не более 3-х;
Производительность контроля, м/мин – не менее 2,0;
Диапазон рабочих температур окружающей среды, °С – от -20 до +40;
Исполнение дефектоскопического блока комплекса - пылебрызгозащитное;
Степень защиты – IP53 по ГОСТ 14254-96;
Средняя наработка на отказ, час – 3000.

Основные недостатки: использование контактной жидкости, тщательная подготовка поверхности, не охватывается все тело трубы диаметром 1220 - 1420 мм за один проход.

ЭМАД 2-01

Этот электромагнитно-акустический дефектоскоп (не сканер) разработан на Украине. Дефектоскоп обладает следующими функциональными возможностями:
– выявляет трещины стресс- коррозионного происхождения глубиной от 0,2 мм;
– контролирует трубы, как без защитной изоляции, так и при наличии изоляции до 6 мм;
– позволяет оценить глубину выявленных трещин;
– позволяет выявлять стресс- коррозионные трещины на участках труб пораженных питтинговой коррозией.

Ширина полосы контроля широкозахватным датчиком – 100 мм. Ширина полосы контроля одноканальным датчиком – 20 мм. При сканировании трубы формируется размерная дефектограмма проконтролированного фрагмента трубы.

Максимальный размер одной дефектограммы 0,1х16 м. Дефектограмма запоминается и может быть передана на внешнюю флеш- память для дальнейшего анализа и документирования.

В принципе возможна автоматизация процесса сканирования.

Основной недостаток: отсутствует опыт использования на газопроводах ОАО «Газпром». Опробование производилось на Украине.

Сканер-дефектоскоп А2075 «SoNet»

Этот отечественный электромагнитно-акустический сканер-дефектоскоп прошел испытания в ООО «Газпром трансгаз Москва» в феврале 2009 года. Он показал хорошую выявляемость дефектов: выявляются трещины длиной от 10 мм и глубиной от 1 мм. Другие характеристики таковы:
– производительность – до 6 м/мин;
– чувствительность – обнаруживает КРН и коррозию от 1 мм;
– оперативность – результаты контроля получаются в реальном времени;
– достоверность – работает по грубо зачищенной поверхности и обеспечивает 100% повторяемость результатов;
– надежность – работает в диапазоне температур от минус 30° до плюс 50°
– мобильность – транспортируется двумя операторами и устанавливается одним оператором (масса 19,5 кг).

Проведенные испытания показали пути его дальнейшего усовершенствования:
– наибольшая дефектоскопическая чувствительность сканера-дефектоскопа обеспечивается для трещин, имеющих продольную относительно оси трубы ориентацию;
– для окончательного определения типа и параметров дефектов необходимо использовать вспомогательные стандартные средства неразрушающего контроля;
– для упрощения интерпретации результатов, однозначного определения координат дефектов по окружности и для устранения мертвых зон при условии сканирования по одной линии (12 часов), необходимо выполнять доработку сканера-дефектоскопа до многоканального варианта;
– для исключения физического участия оператора в процедурах сканирования предусмотреть технические решения, обеспечивающие переезд сканирующего устройства через кольцевые швы и смешение его по окружности при попадании преобразователя на продольный сварной шов.

С целью дальнейшего совершенствования метода и аппаратуры сканер-дефектоскоп А2075 «SoNet» рекомендован для опытного применения в практических условиях.

Сталкер МД 10

Радиоуправляемый ЭМА толщиномер разработки фирмы “Votum” (РФ) является беспроводным сканирующим устройством. Он оборудован видеокамерой и специализированным ЭМА датчиком. – Управление – дистанционно с пульта на удалении до 50 м.
– Область применения – контроль нефте- и газопроводов.
– Прием данных – по выделенному каналу беспроводной связи.
– Визуализация информации – в режиме On-Line.
– Навигационные возможности – задание и отслеживание траектории следования, получение координат места положения.

В принципе, с нашей точки зрения, возможна модернизация в дефектоскоп с любыми бесконтактными преобразователями (ЭМА, вихретоковые и др.).

Основной недостаток: как дефектоскоп в нефтегазовой промышленности не использовался. Требуется проведение НИОКР.

Сканер-дефектоскоп ММП

Сканер работает по методу магнитной памяти металла (ММП) сосздан в ООО «Энергодиагностика» и успешно применялся в 2008 году в ООО «Газпром трансгаз Томск». Он устанавливается на трубу, как легкое кольцо и перемещается вдоль нее в ручную, фактически двумя операторами.

Краткие технические данные:

диаметр контролируемых труб
530 ÷ 1420 мм;
число преобразователей одновременно устанавливаемых на трубу в одной связке
32;
тип преобразователей (индикатор концентрации напряжений)
ИКН – 5М
скорость перемещения сканера в ручную
≈3м/мин

В ООО «Энергодиагностика» накоплен значительный опыт по использованию метода магнитной памяти металла (ММП) и специализированных приборов типа ИКН (индикатор концентрации напряжений) при диагностике газонефтепроводов и нефтегазового оборудования.

Отличительной особенностью метода ММП от других методов НК является то, что он определяет аномалию магнитных полей, т.е. дает косвенную оценку степени их опасности. При его использовании не требуется какой-либо подготовки поверхности металла (искусственного намагничивания металла, зачистки поверхности), и контроль трубопроводов может выполняться без снятия изоляции.

Метод ММП относится к экспресс- методам неразрушающего контроля (НК) и его целесообразно использовать в качестве первоочередного с целью быстрого определения дефектных зон. Диапазон чувствительности метода ММП к дефектам составляет от нескольких микрон до размеров макродефектов.

Имеется положительный опыт использования сканера-дефектоскопа ММП в ООО «Газпром трансгаз Томск» в 2008 г, где он был применен при техническом освидетельствовании труб б/у по изоляции с целью сокращения затрат на очистку трубы. Из 5,2 км труб в изоляции после диагностики ММП, привезенные из Юрги на участок 140 – 170 км (Чажемто), сваренные в нитку, после очистки. ВИК и выборочного контроля другими методами в брак ушло только 2 трубы. Результаты этого метода неоднократно сравнивались с другими методами диагностики.

На базе АО НПЦ «Молния» проводились испытания сканера-дефектоскопа ММП, действие которого основано на методе магнитной памяти металла. Испытательный стенд представлял собой две сваренные между собой трубные секции диаметром 1220 мм, длина обследуемого участка составляла 7200 мм. На стенде имеются естественные дефекты (смещение кромок, зоны продольных трещин (сетка), коррозия, задир) и искусственные (каверны и пропил).

После проведения обследования методом ММП трубных секций были выявлены зоны концентрации напряжений в основном совпадающие, с различного рада дефектами.

Сканер-дефектоскоп ММП не выявил следующие дефекты:

коррозия на 12-ти часах размером 500 - 200 мм, глубиной 1,5 мм на расстоянии -670 мм от кольцевого шва;
коррозия околошовной зоны на 12-ти часах размером 160 - 120 мм, глубиной 1,5 мм на расстоянии -670 мм от кольцевого шва и некоторые другие.
Стоит, однако, отметить, что проведенные эксперименты носили предварительный характер и проводились без отработки технологии.

К недостаткам метода можно отнести следующее: не хватает статистического материала, чтобы идентифицировать дефекты (определяются только зоны концентрации напряжений). Необходимо проведение дополнительного приборного обследования для определения типа дефекта и его размеров; выявление коррозии затруднительно.

Наш опыт автоматизированной диагностики труб при переизоляции связан с использованием магнитных сканеров ДНС 1000-1400 и АМД-СТ, и дополнительных приборов традиционной дефектосокпии.

Сканеры ДНС 1000-1400 и АМД-СТ относятся в основном к приборам индикаторного типа и не позволяют отказаться от проведения 100% визуального и измерительного контроля тела трубы. Размеры дефектов, которые были обнаружены при индикаторном сканировании, определяются (измеряются) либо на втором этапе контроля автоматическим УЗК-сканером, либо дублирующими методами и приборами.

Отбраковка труб в два этапа при переизоляции предусматривается нормативной документацией . Таким образом, общая производительность работ при отбраковке трубы с применением существующих автоматических сканеров повышается незначительно.

Проведение работ по отбраковке труб по технологической схеме без укладки их на инвентарные опоры снижает производительность сканирующих дефектоскопов с 500  800 м в смену до 300  450 м в смену при одновременном снижении качества диагностирования. Это связано с тем, что расстояние между комплексом очистки (снятия изоляции) и комплексом нанесения нового изоляционного покрытия может быть сокращено до 7 - 15м. При средней скорости движения колонны время на комплексное диагностическое обследование одной трубы и подготовку заключений составляет 10 - 15 минут. В соответствии с оценочными расчетами ДАО «Оргэнергогаз» этого времени явно недостаточно для качественной отбраковки труб.

Технологические схемы производства работ по капитальному ремонту изоляционного покрытия МГ с укладкой очищенной трубы на инвентарные опоры позволяет обеспечить высокое качество работ по отбраковке труб, особенно при использовании сканирующих дефектоскопов. Технология отбраковки труб в этом случае рекомендуется следующая:
– на первом этапе проводят диагностику в индикаторном режиме сканирующим дефектоскопом, который устанавливается за машинами предварительной очистки (а в случае применения магнитных автоматических сканеров их можно установить и перед очистными машинами, осуществляя диагностику через слой изоляционного покрытия) с последующей укладкой трубы на инвентарные опоры;
– на втором этапе после обработки результатов сканирования проводят визуальный и измерительный контроль и дублирующий контроль неразрушающими методами труб расположенных на инвентарных опорах с целью измерения и определения точных параметров дефектов;
– на третьем этапе готовится документация по результатам диагностики для принятия решения комиссией ЛПУ МГ.

Расстояние между комплексом очистки и комплексом нанесения нового изоляционного покрытия при работе по последней технологической схеме не превышает 500 м. Эта схема дополнительно позволяет проводить оперативно ремонт трубы, в том числе и замену катушек, без остановки комплекса нанесения изоляции или пропуска комплексом нанесения изоляции отдельных дефектных участков трубопровода.

Сканирующие дефектоскопы ДНС 1200 и АМД-СТ позволяют надежно установить координаты большинства опасных и недопустимых дефектов и сократить длительность обследования одной трубы. Однако, возможности дефектоскопов ограничены и не позволяют надежно выявлять встречающиеся стресс-коорозионные повреждения в виде сетки трещин длиной до 10 мм, глубиной не более 1 мм и величиной раскрытия менее 0,1 мм (рис.1) . Отказаться от использования механической зачистки потенциально опасных участков трубы и ручных вихретоковых дефектоскопов пока невозможно.

Эффективность применения магнитных автоматических сканирующих дефектоскопов подтверждена нами в ходе работ в 2008г. В этот период автоматические сканирующие дефектоскопы использовались при капитальном ремонте изоляционного покрытия магистральных газопроводов Ду 1200 мм «Ухта-Торжок-2» 159-175 км, и 331-361 км, и Ду 1400 мм «Пунга-Ухта-Грязовец» 587 – 609 км.

Дефектоскоп АМД-СТ применяли при работе на МГ «Пунга-Ухта-Грязовец» 587 – 609 км. и получили хорошие результаты при выявлении опасных коррозионных и стресс-коррозионных дефектов. Однако низкая эксплуатационная надежность в трассовых условиях силовых агрегатов дефектоскопа не позволили получить необходимые для статистической обработки данные.

Дефектоскоп ДНС 1200 использовался для отбраковки трубы в ходе капитального ремонта изоляционного покрытия МГ «Ухта-Торжок-2» на участке 159 - 175 км и 331 - 361 км. Статистическая обработка результатов работ позволила получить следующую картину по типам выявленных дефектов (рис.2) и по их глубине (рис.12). Можно видеть, что в основном преобладают дефекты в виде очаговой и сплошной коррозии, надежно выявляемые магнитным методом (рис.3).

Преобладающее большинство дефектов имело глубину менее 30% от толщины стенки трубы и они были устранены контролируемой шлифовкой. Трубные секции и отдельные катушки, имевшие дефекты большей глубины, были заменены на новые или отремонтированы сваркой. На первом участке МГ «Ухта-Торжок-2» 159 – 175 км из 1420 проконтролированных трубных секций было забраковано 403, что составило 28,4%, на втором участке МГ «Ухта-Торжок-2» 331 – 361 км из 849 труб было забраковано ивырезано только 4,1% (35 труб).

Почвенно – климатические условия в районе прохождения трассы слабо влияют на скорость протекания химической и электро-химической коррозии и снижение работоспособности МГ в процессе эксплуатации. На первом участке МГ «Ухта-Торжок-2» 159 – 175 км протяженность заболоченных отрезков и количество переходов через овраги и ручьи выше, чем на втором (т.е. протяженность участков, где условия для развития коррозионных процессов благоприятно) и как следствие среднее количество коррозионных дефектов, отнесенное к 10 км трассы, увеличилось вдвое (рис. 2). Среднее количество дефектов, отнесенное к 10 км трассы, глубиной более 20% от толщины стенки трубы на первом участке на порядок превышает этот показатель для второго участка (рис.3).

Качество и производительность дублирующего визуального, измерительного и других видов неразрушающего контроля существенно зависят от характера химических и электро-химических процессов, протекавших на поверхности трубы при эксплуатации ремонтируемого участка МГ. Особое влияние на ход работ оказывают продукты химических реакций в виде плотных и твердых отложений, имеющих высокую адгезию с металлом трубы (рис.4). Остатки отложений плохо удаляются из коррозионных каверн очистными машинами, маскируются остатками старой изоляции. Таким образом,  трудоемкость визуального и измерительного контроля этих коррозионных повреждений неизбежно возрастает. Информационное обеспечение работ по отбраковке труб при капитальном ремонте изоляционного покрытия МГ явно недостаточно, особенно при диагностировании без поднятия труб на берму.


Рис.1 Зона стресс-коррозионного растрескивания тела трубы МГ «Ухта-Торжок-2»

Рис. 2 Распределение по типам дефектов (средние значения, отнесенные к 10 км трассы), выявленных при отбраковке труб в ходе капитального ремонта изоляционного покрытия МГ «Ухта-Торжок-2»:
а) на участке, удаленном от выходного шлейфа КС на 26 – 42 км;
б) на участке, удаленном от выходного шлейфа КС на 81 – 111 км;
(*КОШЗ – коррозия в околошовной зоне)

Рис. 3 Распределение по глубине дефектов (средние значения, отнесенные к 10 км трассы), выявленных при отбраковке труб в ходе капитального ремонта изоляционного покрытия МГ «Ухта-Торжок-2»:
а) на участке, удаленном от выходного шлейфа КС на 26 – 42 км;
б) на участке, удаленном от выходного шлейфа КС на 81 – 111 км;

Рис.4 Очаговая коррозия по телу трубы.

Результаты работ В.В. Салюкова, В.Н. Медведева и др. и наши данные показывают, что с увеличением расстояния от выходного шлейфа КС количество коррозионных дефектов и особенно зон стресс-коррозионного растрескивания снижается (рис.11). Снижается также и количество дефектов глубиной более 10 % от толщины.

Первый участок находится на расстоянии 22 - 42 км от выходного шлейфа КС, а второй участок на расстоянии 81 - 111 км. Мы связываем это с изменениями условий эксплуатации МГ при удалении ремонтируемого участка от выходного шлейфа компрессорной станции (КС). Наши данные подтверждают толщины стенки трубы (рис. 12), которые требуют либо ремонта тела трубы, либо замены катушки.

Следует отметить, что качество внутритрубной диагностики растет с каждым годом. Данные внутритрубной диагностики, выполненной фирмой «Спецнефтегаз», имеют 95% сходимость с нашими данными по наличию коррозионных поверхностных дефектов, однако по их глубине сходимость не превышает 50%. Магнитные внутритрубные дефектоскопы (снаряды), применяемые для диагностики МГ, не обладают достаточной точностью определения глубины коррозионных дефектов с внешней стороны труб и чувствительностью к стресс-коррозионному растрескиванию на поверхности труб (сетка мелких трещин). На отдельных участках МГ из-за наличия элементов с различными проходными диаметрами применение внутритрубной диагностики не представляется возможным.

Опыт работы АО НПЦ «Молния» показывает, что результаты внутритрубной диагностики необходимо дополнить статистическими данными наземных обследований участка МГ, выводимого в ремонт:
– об агрессивности грунтов вдоль трассы;
– о повреждениях изоляционного покрытия (сопротивление изоляционного покрытия);
– о характеристиках повреждений (интегральной величине площади сквозных дефектов);


Рис.4,а

Рис.4,б

Рис.4,в
Рис. 4 (а,б,в) Отложения продуктов химических реакций на стенках труб в зоне коррозионных дефектов.

чувствительностью к стресс-коррозионному растрескиванию на поверхности труб (сетка мелких трещин). На отдельных участках МГ из-за наличия элементов с различными проходными диаметрами применение внутритрубной диагностики не представляется возможным.

Опыт работы АО НПЦ «Молния» показывает, что результаты внутритрубной диагностики необходимо дополнить статистическими данными наземных обследований участка МГ, выводимого в ремонт:
– об агрессивности грунтов вдоль трассы;
– о повреждениях изоляционного покрытия (сопротивление изоляционного покрытия);
– о характеристиках повреждений (интегральной величине площади сквозных дефектов);
– о сезонных изменениях распределения поляризационного потенциала за последние 3 – 4 года, а в случае многониточных газотранспортных систем и данными о распределениях поляризационных потенциалов вдоль соседних ниток.

Работы по отбраковке труб при капитальном ремонте изоляционного покрытия МГ, выполненные в 2008 г, показали, что существующие автоматические сканирующие дефектоскопы, применяемые в ходе диагностики, имеют недостатки. Поэтому мы приступили к работам по созданию нового типа сканирующих дефектоскопов на основе использования комплекса физических взаимодополняющих методов неразрушающего контроля. При создании нового сканера следует решить следующие задачи:
– создание единой системы привязки дефектов к началу координат трубы с целью, получения возможности дальнейшей идентификации их типов;
– создание математических моделей распознавания типов дефектов всеми методами из выбранного комплекса;
– создание программного пакета обмена информацией по типу дефекта, выявленного в конкретной точке трубы разными методами, с целью проведения расчетов по определению с высокой точностью его геометрических параметров;
– разработка системы приводов дефектоскопа повышеной надежности;
– разработка телеметрической системы управления и передачи информации повышеной помехоустойчивости.

Таким образом можно сделать следующие выводы:


– существующая утвержденная ОАО «Газпром» технология комплексного диагностирования обеспечивает отбраковку труб при переизоляции.
– рекомендуемое , как основное, обследование труб с помощью сканеров-дефектоскопов не обеспечено необходимым количеством этих устройств.
– в полевых условиях применяют много типов сканеров-дефектоскопов, использующих различные методы: магнитные, ультразвуковые, метод магнитной памяти металла и др., которые используют, как правило, один метод контроля, выявляют с разной вероятностью дефекты глубиной от 5 - 10%  толщины стенки трубы, являясь по существу индикаторными приборами, имеют конструктивные недостатки.
– признать целесообразным в 2009 году продолжить эксплуатацию всех имеющихся сканеров-дефектоскопов. Обязать газотранспортные предприятия ОАО «Газпром» по итогам 2009 года предоставить в Упртрансгаз отчеты об эффективности их применения, чувствительности к дефектам и производительности с тем, чтобы завершить 2009 год обоснованными рекомендациями по их применению.
– одобрить усилия организаций по созданию мобильных сканеров-дефектоскопов, использующих комплекс диагностических приборов, обладающих высокими эксплуатационными и техническими характеристиками (уровень автоматизации, надежность, чувствительность к дефектам, производительность).
 

Автор(ы): Коннов В.В.
Правообладатель: АО НПЦ «Молния»