Система внутритрубной диагностики

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ...........................................................................................................6

1. ОПИСАТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ

1.1. Система внутритрубной  диагностики……………………..…….....…7

1.2. Метод внутритрубной  магнитной дефектоскопии………...…..……..9

1.3. Диагностика участка  газопровода «Оренбург – Самара»……….…..12

1.4. Расчет допускаемого  рабочего давления……………………………..20

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ  РАСЧЁТ

2.1. Технологический расчёт магистрального газопровода

Оренбург-Самара……………………………………………………….…..22

2.2. Выбор рабочего давления и расстояния между станциями………………………………………………………………………..23

2.3. Уточненный тепловой и гидравлический расчет участка газопровода между двумя компрессорными станциями……………………………………25

3. МЕХАНИЧЕСКИЙ  РАСЧЁТ

3.1. Механический расчет трубопровода Оренбург-Самара………........31

4. СТРОИТЕЛЬНАЯ  ЧАСТЬ

4.1. Общая часть…………………………………………………………....37

4.2. Характеристика строительства…………………………………….…38

4.3. Последовательность выполнения работ………………………….…..49

4.4. Защита от коррозии……………………………………………..….….61

4.5. Потребность  в  строительных  механизмах и транспортных  средствах……………………………………………………………………...….65 

 5. ПЕРЕХОДЫ  МАГИСТРАЛЬНЫХ  ГАЗОПРОВОДОВ  ЧЕРЕЗ  АВТОМОБИЛЬНЫЕ  И  ЖЕЛЕЗНЫЕ  ДОРОГИ…………………….......66

        5.1. Основные технологические схемы и организационно- технологическая надежность строительства переходов………………………………………….67

        5.2. Организация строительства переходов……………………………....69

 

        5.3. Конструкции переходов магистральных газопроводов…………….70

        5.4. Расчет перехода через автомобильную дорогу……………………...76

        5.4.1 Выбор типа установки горизонтального бурения…………………77

        5.4.2 Расчёт толщины стенки защитного футляра……………………….78

        5.4.3 Расчет мощности установки горизонтального бурения……….......81

        5.4.4 Монтаж перехода…………………………………………………….83

6. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Общие положения…………………………………………………..….85

6.2 Обоснование величины капитальных вложений в инвестиционный проект………………………………………………………………………….....86

6.3 Калькуляция  годовых  эксплуатационных расходов…………….….87

6.4. Проведение расчетов на РС с использованием с использованием программного продукта «Alt-Invest-Prime»………………………………...…92

7. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ

7.1. Охрана труда и промышленная безопасность………………..….….97

7.2. Описание элементов системы…………………………………...……97

7.3. Опасные и вредные факторы………………………………….…..….104

7.4. Причины  возникновения опасных и вредных факторов, аварий…………………………………………………………………….…..104

7.5. Формирование фрейма…………………………………………..……105

7.6. Формирование матриц……………………………………….……109

7.7. Мероприятия направленные на предотвращение и

 снижение  производственного риска…………………………………109

8. ЭКОЛОГИЯ

8.1. Негативное влияние объектов газового комплекса на окружающую среду……………………………………………………………………………..121

8.2. Мероприятия, уменьшающие и исключающие

воздействие на окружающую природную среду…………………..…....123

8.3. Рекультивация нарушенных земель…………………………..….....126

9. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ…………………...128

10. ПРИЛОЖЕНИЯ...........................................................................................

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение.

 

В настоящее время протяженность трубопроводов, требующих ремонта или замены, уже превышает объемы и протяженность вновь строящихся. Удельные затраты на капитальный ремонт только по ОАО «Газпром» возросли за последние годы в 6…7 раз. Особо следует выделить межпромысловые трубопроводы, подземные и воздушные переходы через автомобильные и железные дороги, ручьи и мелкие реки. Условия их эксплуатации характеризуются режимом малоциклового нагружения в широком диапазоне температур, воздействием коррозионно-активных сред при высоком уровне неконтролируемых упругопластических деформаций. Систематическое изменение теплового состояния потоков постепенно приводит к отклонению трубопровода от первоначального положения. Образуются арки, всплытия в слабонесущих грунтах. Нередко меняются внешние условия, отрицательно влияющие на работоспособность трубопроводов, например, при произвольном изменении русел рек и других явлений, резко меняющих расчетную схему и напряженно-деформированное состояние трубопроводов, что со временем приводит к их разрушению.

Трубопроводные системы рассчитаны на длительный срок эксплуатации, поэтому к ним предъявляют высокие требования по долговечности и надежности. Одним из важнейших направлений по обеспечению надежной эксплуатации трубопроводов является осуществление их диагностики и, по возможности, прогнозирование технического состояния в целях предупреждения аварий и разрушений вследствие выявленных опасных дефектов.

Для обеспечения надежной эксплуатации трубопроводных систем необходима их комплексная диагностика, которая основана на различных методах диагностирования.

 

 

1. ОПИСАТЕЛЬНАЯ ЧАСТЬ

 

1.1. Система внутритрубной диагностики.

 

Газотранспортная система России не имеет аналогов в мировой практике, что приводит к ряду особенностей, возникающих при ее эксплуатации, проектировании и исследовательских работах. В настоящее время первоочередной стала проблема оценки работоспособности и повышения надежности и ресурса магистральных и промысловых трубопроводов. В ее решении большую роль играет диагностика технического состояния газопроводов.

Особенности технологии, разнообразие конструктивных решений обусловливают специфику диагностики газопроводов и, соответственно, необходимость построения концепции диагностики и разработки инженерных методов и средств по ее реализации.

В отрасли разработана комплексная система диагностики, созданная на основе анализа практического отечественного и зарубежного опыта, выполнения научно-исследовательских работ (НИР) и натурных обследований. Создание такой системы позволило перейти от отдельных разноплановых работ по диагностике, осуществленных на ряде предприятий, к комплексной инспекции в рамках отрасли, что дает возможность поддерживать необходимый уровень надежности газотранспортной системы в целом и предоставляет исходные материалы для выполнения реконструкции газопроводов.

В принципиальной схеме комплексной диагностики (Приложение А) выполнены три основных уровня, необходимые для анализа состояния трубопровода, - это системы базы знаний и обследований; технические методы и средства для реализации диагностики; система принятия решений по результатам инспекции и отдельно, раздел о диагностике индивидуального газопровода. Такая постановка определена тем, что основная задача для газопровода - это поставка газа в конечный пункт на достаточном уровне надежности. Поэтому необходимо так организовать работу по диагностике, чтобы получить оценку работоспособности и надежности конкретного индивидуального газопровода. Понятие «газопровод» в данном случае может охватывать и целиком магистраль, и газопровод, и участки в пределах линейно-производственных управлений, если иметь дело с многониточными системами.

Целью технической диагностики магистральных газопроводов являются контроль и оценка технического состояния линейной части МГ. При этом должны решаться задачи контроля состояния грунта основания и засыпки (для подземных МГ), пространственного положения участка МГ, металла труб и сварных соединений, изоляционного покрытия, системы ЭХЗ.

Техническая диагностика проводится силами газотранспортных предприятий с привлечением при необходимости представителей проектных и научно-исследовательских институтов. Объем работ и их исполнители согласуются в каждом конкретном случае. Техническая диагностика состояния линейной части действующих газопроводов предусматривает разработку комплекса технических и технологических мероприятий, направленных на поддержание прочности, устойчивости и надежности конструкций газопроводов в пределах, установленных нормами проектирования и отраслевыми документами.

Ранее техническая диагностика ограничивалась инструментальными измерениями, т.е. большая часть материальных средств затрачивалась на разработку и совершенствование технических средств контроля. Эти разработки велись чаще всего в отрыве от общих задач прочности, надежности и ресурса МГ, и постановка задачи диагностирования охватывала только вопрос поиска дефектов. В настоящее время предпринимаются попытки скоординировать различные направления технической диагностики и поставить конечной целью оценку работоспособности участков, имеющих дефекты.

 

 

Диагностика газопровода включает в себя следующие этапы:

• непосредственно диагностическое измерение;
• составление паспорта технического состояния, из которого видны потенциально опасные участки;
• применение на этих участках необходимых методов и средств контроля (постоянного или периодического);
• выполнение оценки работоспособности участка, на котором обнаружены дефекты.

В настоящее время применяются следующие методы диагностирования линейной части  магистральных газопроводов:

• метод внутритрубной магнитной дефектоскопии;
• ультразвуковой метод контроля;
• радиографический метод контроля;
• акустико-эмисионный метод контроля;
• аэрокосмический метод.

 

1.2. Метод внутритрубной магнитной дефектоскопии

Метод магнитной дефектоскопии металлов основан на обнаружении и регистрации полей рассеяния, возникающих в местах дефектов при намагничивании контролируемых изделий. При этом магнитные силовые линии распространяются в металле стенки трубы без изменения направления, если в ней отсутствуют дефекты. При наличии дефектов в стенках труб магнитные силовые линии отклоняются, и возникает поле рассеяния. Величина этого поля зависит от размеров и конфигурации дефекта при определенном значении намагниченности стенки трубы.

Кроме того, с помощью магнитографического метода контроля выявляются различные дефекты в сварных швах газопроводов, выполненных автоматической сваркой при толщине основного металла от 2 до 20 мм.

При использовании метода магнитной дефектоскопии, выполняются две последовательные операции:

• намагничивание стенки газопровода специальным устройством, при котором поля обнаруженных дефектов «записываются» на магнитную ленту;
• воспроизведение или считывание «записи» с ленты, осуществляемое с помощью магнитографических дефектоскопов.

Для контроля технического состояния металла труб газопроводов разработан ряд дефектоскопов, перемещающихся внутри трубопровода и регистрирующих различные коррозионные дефекты (коррозионные каверны, трещины и т.п.).

К наиболее известным устройствам следует отнести систему «Лайналог», разработанную фирмой «АМФ ТЮБОСКОП» (США) и предназначенную для неразрушающего контроля газопроводов. Сила, движущая систему, создается за счет разности давления подаваемого газа.

Снаряд (рис.1.1) действует по принципу регистрации изменения силовых линий магнитного поля, образованного в металле стенки трубы, в пределах прерывности (каверны, трещины и т.п.), которая препятствует распространению этих линий. Прибор обнаруживает и регистрирует дефекты, расположенные как на внутренней, так и на внешней поверхности стенки труб.

Снаряд состоит из трех секций, соединенных шарнирно для обеспечения беспрепятственного прохождения на криволинейных участках трассы газопровода.

Первая секция содержит систему питания и оборудована уплотняющими манжетами, которые позволяют перемещать комплекс под рабочим давлением газа, а также служат для центрического ведения прибора в трубопроводе.

Вторая секция содержит магнитный блок, а в третьей находятся электронные элементы и система регистрации. При движении снаряда по трубопроводу (с оптимальной скоростью 1¸5 м/сек.) изменения магнитного поля (между магнитом и датчиком), вызванные изменением толщины стенки трубы, регистрируются на 28-дорожечную магнитную ленту.

Рис.1.1- Снаряд-дефектоскоп типа «Лайналог»:

1–секция питания; 2–магнитная секция; 3–секция регистрации; 4–направляющая манжета; 5–колесо записи пройденного пути; 6-шарнирное соединение

 

В «Лайналоге» используются электромагнитная цилиндрическая система намагничивания, индукционные преобразователи магнитных полей и магнитный регистратор с прямой амплитудной записью аналоговых сигналов.

К общим недостаткам данных технических средств относятся: ограниченная разрешающая способность, чувствительность к резкому изменению скорости перемещения дефектоскопов, и нарушению геометрии газопроводов; невозможность осуществления записи продольных трещин, и расслоений металла, а также значительная длина снарядов.

В нашей стране создан ряд дефектоскопов, в которых использован метод магнитной дефектоскопии с постоянным намагничивающим полем для выявления коррозионных и других повреждений металла труб без вскрытия газопровода.

Магнитный снаряд дефектоскоп ДМТ-1000 выполнен в виде герметичного цилиндрического магнитопровода, оснащенного двумя полосами постоянных магнитов с наложенными на них магнитопроводящими щетками, между которыми расположены феррозондовые преобразователи, измеряющие потоки рассеяния магнитного поля.

 

1.3. Диагностика участка газопровода «Оренбург – Самара»

На участке газопровода «Оренбург – Самара» с 122 км по 242 км в 2009 году проводилась магнитная внутритрубная дефектоскопия специалистами ПО «Спецнефтегаз» НПО «СПЕКТР» при помощи комплекса внутритрубных диагностических средств.

Комплекс внутритрубных диагностических средств предназначен для проведения работ по внутритрубной диагностике линейной части действующих магистральных трубопроводов диаметром 1020 мм, оснащенных равнопроходной запорной арматурой.

Обнаружение дефектов в стенке трубопровода реализуется следующими

"интеллектуальными" снарядами-дефектоскопами:

Снаряды дефектоскопы ДМТ-1000

Снаряды дефектоскопы ДМТП-1

Снаряды дефектоскопы ДМТП-2

 

Технические характеристики применяемого оборудования

 

Основные технические характеристики магнитных снарядов-дефектоскопов:

Минимальное проходное сечение                                                       0.85 Dн

Минимальный проходной радиус изгиба            3 Dн при повороте на 90°

Диапазон температур эксплуатации                                               -10 +50оС

Максимальное давление                                                                        8 МПа

Допустимая скорость пропуска                                                   1.5…2.5 м/с

Оптимальная скорость пропуска                                                          2.0 м/c

Время непрерывной работы                                                               90 часов

Количество секций                                                                                1-2 шт.

Шаг опроса датчиков по оси трубы                                                        5 мм.

Расстояние между датчиками в окружном направлении                   4,8 мм.

Габариты:                                                                               диаметр 1000мм.

                                                                                                             длина 1600мм.

Масса                                                                                                     2500 кг.

В качестве регистратора информации, поступающей на снаряд-дефектоскоп, используется устройство записи с объемом памяти  4 Гбайт.

 

Разрешающая способность и минимальные размеры выявляемых дефектов

 

Минимальные размеры дефектов, выявляемых с 95% вероятностью, определяются относительно толщины стенки трубы  «t»  в трехмерных координатах (длина  « х » ширина  «х» глубина) и являются следующими:

питтинговая коррозия                                                             0.5t х 0.5t х 0.2t

общая коррозия                                                                              3t х 3t х 0.1t

продольные трещины                                                                    3t х 0t х 0.2t

поперечные трещины                                                                    0t х 3t х 0.2t

продольные канавки                                                                      3t х 1t х 0.1t

поперечные канавки                                                                      1t х 3t х 0.1t

дефекты продольных / кольцевых сварных швов

(длина х глубина)                                                                                  3t х 0.2t

Погрешность измерения пройденного пути                                          % 0,1

Погрешность измерения длины трубы                                          % 0,1 - 0,5

Последовательное применение средств, входящих в состав комплекса, позволяет решить следующие задачи:

• очистка полости трубопровода от строительного мусора, жидких фракций, грязи, песка и посторонних предметов;
• удаление ферромагнитного мусора и магнитная подготовка трубопровода;
• получение информации о дефектах геометрии трубопровода;
• получение информации о дефектах сплошности стенки трубопровода.

Основным условием, обеспечивающим добротное качество обследования трубопровода, является ограничение скорости движения дефектоскопа в трубе. Это требование обусловлено физической природой процесса намагничивания ферромагнетика в динамике и не связано с какими-либо недостатками конструкции дефектоскопа. При движении дефектоскопа внутри трубопровода в стенке трубы возникают вихревые токи, которые препятствуют проникновению в нее магнитного потока, вытесняя его наружу. Это влечет за собой неоднородное намагничивание стенки по толщине - внешняя сторона трубы, где в основном и находится большая часть дефектов, намагничивается недостаточно, что в свою очередь ведет к ухудшению качества обследования. Величина оптимальной скорости движения зависит в основном от толщины стенки трубы и от диаметра трубы. Расчеты и эксперименты показали, что оптимальная скорость прохода дефектоскопа должна быть не более 2,5 м/с.

Внутритрубная инспекция трубопровода включает в себя два основных компонента:

1. Профилеметрия:

• контроль формы поперечного сечения труб по длине трассы (выявляются местные искажения сечения типа овальности, вмятин, гофр);
• определение наименьших радиусов изгиба и мест сужения трубопровода.

2. Дефектоскопия:

• контроль основного металла стенок труб;
• контроль сварных соединений труб.

При профилеметрии и дефектоскопии также осуществляется регистрация

конструктивных элементов и особенностей обустройства трубопровода.

Профилеметрия производится внутритрубными электронно-механическими

снарядами-профилемерами типа ПРТ и основывается на измерении внутреннего сечения трубы роликовыми опорами рычажного типа для определения местных искажений формы и регистрации пройденного пути по участку трубопровода.

Выявляемые профилемерами особенности и искажения формы участка трубопровода:

Особенности положения трубопровода:

• радиусы кривизны трубопровода в плане и профиле;
• углы поворота трубопровода в плане и профиле.

Искажения формы поперечного сечения труб:

• овальность
• вмятины
• выпуклости
• гофры

Дефектоскопия трубопровода производится внутритрубными высокочувствительными магнитными снарядами-дефектоскопами типа ДМТ и ДМТП. При движении снаряда система из постоянных магнитов намагничивает участок трубы до состояния почти технического насыщения. Наличие тех или иных особенностей в металле стенки трубы вызывает искажение линий магнитного потока (рассеяние магнитного потока), которое фиксируется системой электромагнитных датчиков и регистрируется для последующей обработки.

Выявляемые дефектоскопами дефекты и особенности обустройства трубопровода.

Дефекты потери металла:

• коррозия;
• каверна; - язва,
• продольная канавка,
• продольная трещина,
• зона продольных трещин,
• поперечная канавка,
• поперечная трещина,
• механические повреждения.

Дефекты, связанные с нарушением сплошности металла:

• расслоения в стенке трубы;
• трещины;
• включения, закаты.

Сварные соединения и их дефекты (качественная оценка несовершенств и сварных швов):

• расположение кольцевых стыков;
• расположение спиральных швов;
• нарушения формы сварных соединений (смещение кромок, утяжины, отклонения
• размеров усиления шва);
• дефекты сварных соединений (раковины, подрезы и т.п.).

Конструктивные элементы (расположение и размеры):

• трубы, врезные катушки, кривые вставки;
• крановые узлы;
• тройники;
• отводы-врезки;
• отстойники;
• заварки технологических отверстий.

Элементы обустройства газопровода и другие особенности:

• защитные кожухи (патроны) на переходах через дороги;
• пригрузы (хомутовые и кольцевые чугунные);
• посторонние металлические предметы вблизи газопровода.

Не менее важным условием также является предварительная очистка полости трубопровода от посторонних предметов, мешающих нормальной работе датчиков поля. Дефектоскопическое обследование должно начинаться при полной уверенности, что в трубопроводе осталось минимальное количество мешающих предметов.

Первичная очистка полости трубопровода производится стандартными очистными поршнями, после чего проводятся следующие очистные работы:

1. Предварительная очистка  от основного мусора и определение  проходного сечения - скребком очистным (СО) с калибровочной шайбой.

2. Магнитная очистка от металлического мусора (огарков электродов) – магнитным очистным поршнем (МОП).

3. Окончательная магнитная  очистка - универсальным магнитным  очистным поршнем (УМОП).

Для достижения качественных результатов инспекции, могут потребоваться несколько пропусков очистных средств.

Критерий очистки - вынос последним очистным снарядом менее 15 кг отложений.

Несоблюдение вышеописанных условий обследования снижает качество обработки данных, а при грубом несоблюдении их может повлечь за собой потребность в повторном обследовании.

Фактически при обследовании участка газопровода Оренбург-Самара протяженностью 120 км были выполнены следующие мероприятия:

очистка полости трубопровода щеточными и магнитными поршнями:

• Скребок очистной СО-1000К
• Скребок очистной с магнитными блоками УМОП-1000
• Магнитный очистной поршень МОП-1000
• Универсальный магнитный очистной поршень УМОП
• разбивка трассы и установку маркеров в среднем через каждые        2 км;
• пропуск снаряда-дефектоскопа ДМТ-1000;
• пропуск снаряда-дефектоскопа ДМТП-1-512
• выборочная контрольная шурфовка и обследование обнаруженных дефектных мест.

Для проведения обследования газопровода при пропуске снаряда-дефектоскопа создавался режим его движения с диапазоном скоростей от 1,5 до 3 м/с.В качестве маркерных устройств использовались накладки, изготовленные из старой трубы и установленные на верхней образующей газопровода с шагом 2¸4 км. Кроме того, использовались такие реперные точки, как линейные краны и отводы от газопровода. Для получения достоверной информации о коррозионном состоянии газопровода оказался достаточным только один пропуск снаряда-дефектоскопа с предварительной очистной полости скребком и магнитным очистным поршнем.

            Очистка и подготовка участка газопровода к обследованию производились следующими средствами.

Таблица 1.1

Тип снаряда	Дата пропуска км/час	Средняя скорость,	Результаты пропуска Примечания
Скребок очистной СО-1000К	06.07.2009	8,2	Грязь, три шара.
Универсальный магнитный очистной поршень УМОП-1000	06.07.2009	8,5	Грязь – 50 кг, огарки электродов - 20 кг, куски шара.
Магнитный очистной Поршень  МОП-1000	09.07.2009	6,9	Огарки электродов - 5 кг.
Магнитный очистной Поршень  УМОП-1000	12.11.2009	7,8

 

 

Инспекция участка газопровода производилась следующими средствами:

 

Таблица 1.2.

Тип снаряда	Дата пропуска	Результаты пропуска Примечания
Магнитный дефектоскоп ДМТП-1000-1-512	13.11.2009	Получена запись на протяжении всего участка.