Отчет по практике в РГУНГ

В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в форме рентгеновских лучей и гамма–излучения. С одной стороны объекта устанавливают источник излучения – рентгеновскую трубку, с другой – детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).

Ультразвуковой метод основан на исследовании процесса распространения упругих колебаний в контролируемом объекте. Этот метод основан на способности ультразвуковых колебаний отражаться от внутренних неоднородностей контролируемой среды.

Все трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность. Для этого чаще применяют гидравлическое испытание, реже – пневматическое. В соответствии с требованиями нормативно–технической документации, проведение гидравлического или пневматического испытания трубопроводов относятся к основным видам работ при оценке их технического состояния. При диагностировании технического состояния длительно проработавшего оборудования, для продления ресурса его безопасной эксплуатации этот метод является обычно завершающим этапом диагностирования.

При испытании на прочность в трубопроводе создают давление, превышающее рабочее. При этом в конструкции трубопровода возникают повышенные напряжения, которые вскрывают его дефектные места.

При испытании на плотность в трубопроводе создают рабочее давление, при котором производят осмотр и обстукивание с целью выявления неплотности системы в виде сквозных трещин, отверстий и т.д.

На плотность трубопроводы испытывают только после предварительного испытания на прочность.

Гидравлический способ наиболее безопасный. Пневматический способ предусматривают в следующих случаях: когда опорные конструкции или трубопровод не рассчитаны на заполнение его водой; если температура воздуха отрицательная и отсутствуют средства, предотвращающие замораживание системы; гидравлический метод недопустим или невозможен по технологическим или другим требованиям.

Вид и способы испытаний, значения испытательных давлений указывают в проекте для каждого трубопровода. Испытанию следует по возможности подвергать весь трубопровод. Обвязочные трубопроводы, непосредственно примыкающие к аппаратам, испытывают одновременно с ними.

Для проведения гидравлического испытания необходимо заполнить изделие рабочей жидкостью. Давление в испытываемом трубопроводе необходимо повышать плавно и с остановками для своевременного выявления возможных дефектов. Во время выдержки не должно наблюдаться падения давления.

Давление нужно плавно снизить до рабочего и выдержать изделие под рабочим давлением в течение времени, необходимого для осмотра трубопровода.

Пневматическое испытание аналогично гидравлическому. В процессе испытания трубопровод заполняется воздухом или инертным газом и поднимается давление. Необходимо постоянно наблюдать за испытываемым трубопроводом. Утечки обнаруживаются по звуку.

Контроль за деформациями и напряженным состоянием трубопровода в целом не производится. Контроль за деформациями и напряженным состоянием отдельных участков трубопровода в особо сложных условиях (при просадках и пучении на вечной мерзлоте, на переходах через водные препятствия, в районах оползневых и карстовых проявлений, тектонических разломов и т.д.) возможен с использованием:

• акустико-эмиссионного метода;
• тензометрирования;
• шурфирования.

Использование шурфирования, акустико-эмиссионного метода и тензометрирования требует доступа к трубопроводу и непосредственного контакта с ним.

Рисунок 5.1 — Порядок диагностирования подземных трубопроводов

Наиболее сложными для технического диагностирования являются подземные трубопроводы.

Оперативную диагностику выполняют посредством обхода обслуживающим персоналом трассы МТ. При обходе подземных участков утечки газа на трассе определяются по внешним признакам и приборами. Наибольшие сложности возникают при диагностировании подземных участков, что связано с трудностями доступа к ним и более интенсивным накоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта.

Получить информацию о динамике изменения свойств металла и изоляционного покрытия на трассе подземных трубопроводов, 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.

• 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);
• проверка состояния изоляции (в том числе наличия сквозных повреждений) производится во всех местах, доступных для визуального контроля; на засыпанных участках МТ – проверка сплошности изоляционного покрытия с помощью специальных приборов (АНПИ, КАОДИ, C–S_can и др.);
• выявление участков трубопровода с аномалиями металла труб с помощью приборов, позволяющих дистанционно установить места коррозийных или иных повреждений труб, а также участки с местным повышением напряжений;
• определение коррозийной активности грунта и наличия блуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этому показателю.

6. Актуальные методы оценки состояния технологических трубопроводов по результатам диагностики

Актуальность проблемы. Оценка состояния трубопроводов, анализ безопасности их эксплуатации и ранжирование участков трубопроводов по срокам ремонта является важной и актуальной задачей для компаний газовой и нефтяной промышленности. Насущность решения данной проблемы на современном этапе, помимо социальных и экологических факторов, обусловлена большой стоимостью замены или ремонта трубопроводов. Тотальное обновление трубопроводной системы практически не реальная задача для любой крупной газовой или нефтяной компании. Ранжирование участков трубопроводов по срокам их замены или ремонта позволяет спланировать затраты компании, делает их сбалансированными и обоснованными.

Организации, создающие и эксплуатирующие трубопроводный транспорт, постоянно совершенствуют методики, позволяющие оценить ресурс и надежность трубопроводов .

Исходные данные для оценки состояния трубопровода определяются в результате: внешней и внутритрубной диагностики; сбора информации о параметрах транспортируемой среды, полученных с помощью интегрированных автоматизированных систем управления (ИАСУ) на уровне нефтеперекачивающей станции, линейной производственно –диспетчерской станции (ЛПДС) или нефтетранспортного предприятия в целом; металлографических исследований; анализа картографического материала и проектно-строительной документации.

Внешняя диагностика трубопроводов, в частности, позволяет оценить смещения труб от проектного расположения в результате естественной подвижки грунтов и тепловых деформаций трубопроводов.

Внутритрубная диагностика осуществляется с помощью специальных магнитных или акустических внутритрубных снарядов-дефектоскопов. Применение современных численных методов позволяет существенно повысить качество внутритрубной диагностики и улучшить конструкцию снарядов-дефектоскопов.

Так, например, магнитная дефектоскопия основана на различии параметров магнитного поля в средах с разными магнитными характеристиками. Оценка параметров магнитного поля, создаваемого в трубе при внутритрубной инспекции (с помощью снаряда-дефектоскопа), позволяет на стадии разработки дефектоскопа качественно спроектировать его магнитную систему. Численный трехмерный анализ изменения параметров магнитного поля в зоне различных по конфигурации и типу дефектов дает возможность построения эффективных алгоритмов идентификации дефектов по магнитограммам.

Рисунок 6.1 — Распределение индукции магнитного поля В[Тл] в магнитной системе дефектоскопа и трубе

Параметры магнитного поля, создаваемого магнитной системой дефектоскопа, могут быть вычислены в результате решения уравнений Максвелла в трехмерной постановке при соответствующих краевых условиях. Задачу можно решить методом конечных элементов (МКЭ), реализованным в программном комплексе ANSYS. На рис.6.1 представлено распределение индукции магнитного поля в магнитной системе дефектоскопа и трубе, полученное в результате численного анализа системы с помощью программного комплекса ANSYS.

По данным внутритрубной диагностики участка трубопровода определяется геометрический профиль стенки трубы. Геометрический профиль стенки трубы даёт информацию о расположении дефектов стенок эрозионного, коррозионного, механического, технологического происхождения.

Параметры транспортируемой среды и прилегающих к трубопроводам объектов, помимо оптимального управления транспортом нефти, необходимы для прогнозирования аварийных ситуаций, анализа их причин и последствий. К этим данным относятся давление, температура и/или расход транспортируемой среды, температура прилегающего к трубе грунта или атмосферы и т.д. Эти параметры, например, можно получить с помощью ИАСУ, функционирующей в рамках нефтетранспортного предприятия.

Прочностной анализ производится на основе расчетов напряженно-деформированного состояния (НДС) трубопроводов с помощью МКЭ. Он применим для оценки прочности нефтепроводов, водопроводов и т.д. Прочностной анализ включает в себя основные этапы:

• расчеты напряженно-деформированного состояния (НДС) участков трубопроводов по балочным конечно-элементным моделям с учетом всех силовых факторов, действующих на трубопровод в процессе эксплуатации;
• выявление наиболее нагруженных участков трубопроводной конструкции;
• определение сил и моментов, действующих на границах участков;
• ранжирование опасных участков трубопровода на основе: их НДС; расположения дефектов стенок труб; близости к населенным пунктам и промышленным объектам (с учетом размеров зон поражения при аварии);
• уточненный расчет НДС опасных участков с использованием оболочечных и объёмных конечно-элементных моделей;

Рисунок 6.2 — Оболочечная модель трубопровода с эрозионным дефектом

Рисунок 6.3 — Эквивалентные напряжения на участке трубопровода с эрозионным дефектом

анализ несущей способности опасных участков трубопровода на основе критериев теории прочности и разрушения.