close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

Расписание классов - лист:1 5а 5б;pdf

код для вставкиСкачать
Виноградова И.Л., к.т.н., доцент кафедры ТС,
Янтилина Л.З., магистр кафедры ТС
УГАТУ
Россия, г.Уфа
АКТУАЛЬНОСТЬ ВНУТРИТРУБНОЙ ДИАГНОСТИКИ ДЛЯ
НЕФТЕГАЗОПРОМЫШЛЕННОСТИ.
Магистральные
проектируются,
нефте-
и
газотрубопроводы
как бездефектные сооружения.
по
нормам
После испытаний,
подтверждающих их прочность и герметичность, приѐмки в эксплуатацию,
они
начинают
обрастать
дефектами,
зарождѐнными
ранее
и
благоприобретѐнными трещинами, гофрами, вмятинами, коррозионного
происхождения, в том числе от коррозии под напряжением. Для
своевременного обнаружения и устранения дефектов, способных привести
к критическим последствиям, необходима внутритрубная диагностика.
Впервые
оборудование
для
внутритрубной
диагностики
трубопроводов (ВТД) было показано осенью 1972 года на Выставке
американского оборудования для нефтяной и газовой промышленности в
Сокольниках. На нынешнее время отечественные организации весьма
успешно продвинулись в научном
и производственном плане, встали
вровень с передовыми зарубежными фирмами
изготавливаются
магнитные,
ультразвуковые
ВТД. Проектируются и
и
комбинированные
внутритрубные диагностические снаряды со всей необходимой оснасткой
для проведения ВТД, разработаны нормативные материалы и программное
обеспечение, программные продукты для распознавания и ранжирования
дефектов, определения
их влияния на прочность и долговечность
трубопроводов. Выполняется после завершения строительства и перед
сдачей
в
эксплуатацию
диагностика
геометрии,
профилеметрия
________________________________________________________________
«Экономика и социум» №1(10) 2014
www.iupr.ru
трубопроводов. Т.е., создано важное направление науки и техники,
обеспечивающий
магистральных
эффективность,
нефтепроводов
надѐжность
(МН),
и
безопасность
газопроводов
(МГ),
нефтепродуктопроводов (МНПП).
Сейчас применяется методика технического диагностирования
линейной части
внутритрубных
магистральных нефтепроводов
приборов
(ВИП).
Использование
с использованием
ВИП
высокого
разрешения позволяет обнаруживать дефект, измерить его параметры и
классифицировать по типам. Это является необходимым условием для
проведения расчѐтов на прочность и долговечность трубопровода и
предельно допустимого давления эксплуатации.
Рисунок 1.1 Схема внутритрубной диагностики вновь строящихся
магистральных нефтепроводов и мониторинга за их техническим
состоянием.
К внутритрубным приборам, в основном, относятся односекционные
ВИП: профилемеры многоканальные (для выявления вмятин, гофр,
овальностей);
ультразвуковые
дефектоскопы
WM
(для
выявления
________________________________________________________________
«Экономика и социум» №1(10) 2014
www.iupr.ru
коррозионных
дефектов,
рисок,
расслоений,
дефектов
геометрии,
смещений сварных швов); магнитные дефектоскопы MFL (для выявления
дефектов
кольцевых
сварных
швов
и
питтинговой
коррозии);
ультразвуковые дефектоскопы CD (для выявления трещиноподобных
дефектов в металле трубы и сварных швах). С целью осуществления
комплексной диагностики трубопровода и выявления за один пропуск
прибора всех типов дефектов линейной части были разработаны
уникальные комбинированные магнитно-ультразвуковые дефектоскопы.
Эти сложнейшие программно-аппаратные комплексы объединяют в
одном приборе измерительные системы разных типов, включающие
ультразвуковые датчики 2-х типов, магнитные датчики, вихретоковые
датчики. Качество информации, получаемой комбинированным прибором
выше, чем от трех односекционных – так как в «комбайне» один и тот же
дефект измеряется разными методами, эти методы дополняют друг друга,
поэтому параметры дефектов более достоверные.
ВИП способны не только обнаружить дефект, но измерить его
параметры и классифицировать по типам. Это, в свою очередь, является
необходимым условием для проведения расчетов на прочность и
долговечность и определения для каждого дефекта предельного срока
эксплуатации трубопровода и предельного допустимого давления
перекачки. В соответствии с расчетной датой устранения дефектов, их
расположения определяется оптимальный метод ремонта дефектной
секции нефтепровода, восстанавливающий срок эксплуатации
отремонтированного участка не менее, чем на 30 лет. За каждым
обнаруженным дефектом ведется мониторинг на основе периодических
внутритрубных инспекций с интервалом 3...6 лет с тем, чтобы не
допустить развитие дефектов до критических размеров и своевременно их
отремонтировать.
________________________________________________________________
«Экономика и социум» №1(10) 2014
www.iupr.ru
Оборудование для внутритрубной диагностики выявляет следующие
типы дефектов:
-
Дефекты
геометрии
(вмятины,
гофры,
овальности,
провисы, зоны повышенных напряжений)
- Дефекты потери металла (общая, питтинговая коррозия,
механические повреждения)
- Расслоения металла
- Разноориентированные трещины, в том числе стресскоррозионного характера
- Дефекты кольцевых сварных швов, включая трещины
- Дефекты отслоения изоляции
Рисунок 1.3 Распределение дефектов по типам.
Наибольшую
опасность
для
целостности
нефтепроводов
представляют механические повреждения - риски и комбинированные
дефекты - вмятины с рисками, которые появляются при некачественном
проведении строительно-монтажных и ремонтных работах.
________________________________________________________________
«Экономика и социум» №1(10) 2014
www.iupr.ru
На основе технических отчѐтов по ВТД формируется программа
реконструкции, выборочного и капитального ремонта. Применение
внутритрубной диагностики на МН и МНПП во многом предопределяет
снижение
аварийности
диагностирование
на
позволяет
линейной
обеспечить
части.
Техническое
необходимый
уровень
эксплуатационной надѐжности МН и МНПП в условиях проектных
нагрузок и их значительного возраста.
Визуализация результатов диагностики может быть плоской, в виде
развертки трубы со схематичными изображениями дефектов и ремонтных
конструкций, и трехмерной, в виде объемного изображения трубопровода.
Окончательный отчет по результатам внутритрубной диагностики
содержит информацию обо всех найденных дефектах и элементах
обустройства, оценку опасности каждого дефекта, оценку технического
состояния участка ЛЧ МГ в целом.
Основными направлениями разработки в настоящее время являются:
- разработка и опытная эксплуатация новейших профилемеров;
- разработка и опытная эксплуатация внутритрубных дефектоскопов для
определения изгибных напряжений в трубопроводе;
- совершенствование существующего оборудования с целью повышения
разрешающей способности и достоверности;
- изучение природы и причин возникновения дефектов, проведение
химических и металлографических исследований;
- разработка методов оценки и предсказания развития технического
состояния ЛЧ МГ;
Внутритрубная диагностика стала непременным атрибутом
эксплуатации газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов,
обеспечивая новый, более высокий уровень их надѐжности и
безопасности, снижение в разы аварийных ситуаций на трубопроводах.
________________________________________________________________
«Экономика и социум» №1(10) 2014
www.iupr.ru
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа