Бесконтактная магнитометрическая диагностика трубопроводов

В настоящее время при оценке состояния газонефтепроводов, теплопроводов, водоводов и других трубопроводов, расположенных под слоем грунта или под водой, все большее применение на практике получает бесконтактная магнитометрическая диагностика (БМД).

БМД основана на измерении искажений магнитного поля Земли (Н_з), обусловленных изменением намагниченности металла трубы в зонах концентрации напряжений (ЗКН) и в зонах развивающихся коррозионно-усталостных повреждений. При этом характер изменений поля Н_з (частота, амплитуда) обусловлен деформацией трубопровода, возникающей в нем вследствие воздействия ряда факторов: остаточных технологических и монтажных напряжений, рабочей нагрузки и напряжений самокомпенсации при колебаниях температуры наружного воздуха и среды (грунта, воды и т.д.).

При расшифровке информации о состоянии трубопроводов по изменениям магнитного поля, фиксируемого на расстоянии 200-300 мм от поверхности Земли, используются критерии и программный продукт, разработанные в ООО «Энергодиагностика» на основе метода магнитной памяти металла.

В НОАП «Энергодиагностика» (г. Реутов Московской области) действует центр подготовки специалистов по БМД. Программа обучения включает курс подготовки по методу магнитной памяти металла (8 рабочих дней) и дополнительный курс по БМД (2 рабочих дня). За последние шесть лет в России подготовлено более 200 специалистов по БМД из 40 диагностических фирм.

При обучении специалистов по БМД в НОАП «Энергодиагностика» даются рекомендации по отличительным признакам магнитных аномалий и диагностическим параметрам, позволяющим отличать зоны максимальной концентрации напряжений (до начала развития повреждения) от зоны развивающегося коррозионного повреждения. Имеющиеся критерии позволяют выявлять дефектные сварные стыки и отличать их от стыков, находящихся в удовлетворительном состоянии.

Основной задачей всех методов и средств диагностики при оценке состояния газонефтепроводов, находящихся в длительной эксплуатации является поиск (или определение) потенциально опасных участков с развивающимися повреждениями. В результате обследования необходимо ответить на вопрос: «Где и когда следует ожидать повреждения или аварии?». Если такая задача решается, то в этом случае обеспечивается возможность своевременной замены или ремонта потенциально опасного участка. Именно на решение этой задачи направлено применение БМД в сочетании с дополнительным контролем трубопроводов (УК, вихреток и др.) в шурфах, определяемых БМД.

В России находится в эксплуатации около 300 тысяч километров трубопроводов различного технологического назначения. Срок службы большинства трубопроводов достиг 30 и более лет. Диагностика состояния трубопроводов с использованием внутритрубных дефектоскопов, имеющая свои недостатки, в настоящее время охватывает незначительную часть в общей протяженности трубопроводов. Кроме того, большая часть трубопроводов не приспособлена для прохождения внутритрубных дефектоскопов.

Вскрытие грунта с целью оценки состояния трубопроводов по всей их протяженности, особенно в городских условиях, представляется сложным и дорогостоящим мероприятием. Выборочные шурфовки «наугад» (например, через каждые 500 метров, как это рекомендовано в инструкциях), как показывает практика, являются малоэффективными без оценки фактического напряженно-деформированного состояния трубопроводов. Кроме того, такой выборочный контроль дает оценку всего 2-3% от общей протяженности трубопроводов.

Появление метода магнитной памяти металла в 90-е годы прошлого века и его признание на уровне национальных и международных стандартов и развитие бесконтактной магнитометрической диагностики на его основе, начиная с конца 90-х годов и в начале 2000-х годов, создало уникальную возможность решить проблему оценки состояния протяженных трубопроводов, находящихся в эксплуатации на территории России. Рассматриваемая технология БМД, родившаяся в России, получает все большее распространение и в других странах. Например, специалисты ООО «Энергодиагностика» ежегодно выполняют договорные работы по БМД трубопроводов в Польше, Чехии, Аргентине, Китае и других странах.

Имеется стандарт Московской теплосетевой компании по оценке состояния теплопроводов с использованием БМД. Методика обследования теплопроводов бесконтактным магнитометрическим методом была разработана в 2009 году специалистами ООО «Энергодиагностика» по договору с ОАО «МТК». С применением данной методики и соответствующих приборных комплексов ежегодно в Московской теплосети диагностическими фирмами выполняется обследование нескольких сотен километров теплопроводов.

Измерительный комплекс и выполнение работ в различных условиях

Контроль технологических трубопроводов без снятия изоляции

д.т.н., профессор Дубов А.А.

В промышленных исследованиях установлено, что основными источниками развития всех видов повреждений трубопроводов, в том числе и коррозионных, являются зоны концентрации напряжений (ЗКН), возникновение которых обусловлено неудачным сочетанием ряда факторов: технологических, монтажных, конструктивных и эксплуатационных (рабочих нагрузок).

В ЗКН и в зонах развивающихся повреждений возникают магнитные аномалии, амплитуда и периодичность которых связаны с деформацией трубопроводов и видом коррозионно-усталостного повреждения (утонение стенки трубы на протяженном участке, язвины с наружной и внутренней поверхности трубы и т.д.). Таким образом, основной задачей при анализе результатов контроля теплопроводов бесконтактным магнитометрическим методом является выявление аномалий в распределении магнитного поля и установление связи этих аномалий с ЗКН и различными видами развивающихся повреждений.

При контроле трубопроводов через слой изоляции используются критерии, разработанные в методе магнитной памяти металла (МПМ).

В ЗКН деформация трубопровода происходит вместе со слоем изоляции, жестко связанной с трубой. Даже в случае наличия в изоляции скрепляющей сетки «рабица», информация о нерасчетной деформации трубы передается через деформацию сетки в виде магнитных аномалий, фиксируемых на поверхности изоляции.

Выполнение контроля бесконтактным магнитометрическим методом, например, теплопроводов через слой изоляции осуществляют два специалиста. Один специалист держит прибор типа ИКН (измеритель концентрации напряжений) и наблюдает за изменением магнитного поля на экране, а другой специалист передвигает сканирующее устройство (СУ) вдоль поверхности теплопровода (рис.1). В исключительных случаях контроль может выполнять один специалист, который, держа в руках прибор ИКН, одновременно передвигает СУ вдоль поверхности теплопровода. На практике такой контроль возможен, если диаметр теплопровода не превышает 500 мм.

Рис.1. Выполнение контроля бесконтактным магнитометрическим методом теплопроводов через слой изоляции двумя специалистами: один специалист держит прибор ИКН и наблюдает за изменением магнитного поля на экране, а другой — передвигает СУ вдоль поверхности теплопровода.

По ходу движения вдоль трубопровода специалист, который держит в руках прибор, делает отметки в блокноте о различного рода препятствиях и помехах (опоры и подвески, изгибы трубопровода, его пересечения с другими трубопроводами, с кабелем, наличие отводов, дренажей, арматуры и др.). Возможна запись о препятствиях и помехах в диктофон. Разбивка записанной информации по длине отдельных файлов принимается по месту, исходя из реальной трассировки трубопровода и условий доступности для контроля.

Сканирующее устройство, которое используется для контроля трубопроводов через слой изоляции, имеет 16 каналов измерений нормальной составляющей магнитного поля.

Феррозондовые датчики СУ устанавливаются на специальных дугах (рис.2).

Рис.2. Общий вид СУ для контроля труб ⌀200-1420 мм

В зависимости от диаметра трубопровода на СУ изменяются длины дуг и радиус их изгиба. При контроле охватывается только часть периметра трубы, и сканирование осуществляется вдоль поверхности, доступной для контроля.

В случае фиксирования на экране прибора магнитной аномалии с характерными параметрами для данного типоразмера трубы делается запись в блокнот, и отмечается по месту расположение этой аномалии по длине теплопровода с привязкой к номерам опор и другим узловым элементам схемы. Параметры магнитной аномалии зависят от толщины слоя изоляции, ее качества и диаметра трубопровода и указываются в методике.

В зонах выявленных магнитных аномалий рекомендуется выполнить контроль вдоль периметра трубопровода с целью определения зоны максимальной концентрации напряжений в данном сечении трубопровода, которая соответствует максимальному значению градиента магнитного поля. Контроль вдоль периметра трубы выполняется тем же прибором ИКН с использованием другого (типового) датчика (рис.3).

Рис.3. Сканирующее устройство тип 1-8М

По результатам бесконтактного (через слой изоляции) магнитометрического контроля трубопровода выполняется анализ магнитограмм и намечаются контрольные участки (два-три участка на каждые 500 м длины трубопровода) для вскрытия изоляции и выполнения дополнительного неразрушающего контроля другими методами (метод МПМ, ультразвук, толщинометрия, визуально-измерительный контроль, вихретоковый метод).

При выборе участков для вскрытия изоляции рекомендуется сопоставлять результаты бесконтактного контроля с данными визуально-измерительного контроля и учитывать время эксплуатации трубопровода и имевшиеся ранее на нем повреждения. В первую очередь вскрываются для дополнительного контроля участки, на которых выявленные магнитные аномалии совпадают с конструктивными концентраторами напряжений (изгибы, участки с дренажами, отводами, опоры и подвески) и с местами, где ранее были повреждения.

После вскрытия изоляции на участках длиной ~0,5÷1 м с целью локализации ЗКН непосредственно по металлу трубы выполняется контроль методом МПМ. Затем в локальных ЗКН выполняется контроль другими методами НК.

Рассмотрим далее отдельные результаты бесконтактного магнитометрического контроля трубопроводов горячего водоснабжения тепловой сети в городских условиях.

На рис.4 представлен пример результатов контроля на участке теплопровода ⌀500 мм, расположенного в проходном коллекторе теплосети. Теплопровод покрыт асбестовой изоляцией толщиной ~60 мм, внутри которой имеется металлическая сетка «рабица».

Рис.4а.

Рис.4б.

Рис.4в.

Рис.4. Результаты контроля участка теплопровода ⌀500 мм, расположенного в проходном коллекторе теплосети между неподвижной (НО) и скользящей (СО) опорами:
а – схема расположения участка теплопровода и выявленной магнитной аномалии А; б, в — результаты контроля вдоль образующей теплопровода, совпадающей с аномалией А, до и после вскрытия изоляции.

На рис.4, а показана схема расположения данного участка длиной 6м между неподвижной (НО) и скользящей (СО) опорами с указанием места расположения магнитной аномалии

А, выявленной при контроле по вышеуказанной методике.

На рис.4, б представлено аномальное распределение магнитного поля H (верхняя часть магнитограммы) и его градиента dH/dx (нижняя часть магнитограммы), зафиксированное через слой изоляции на данном участке теплопровода.

На рис.4, в показано распределение магнитного поля H и его градиента dH/dx, зафиксированное на этом же участке теплопровода после снятия изоляции при непосредственном контроле методом МПМ по поверхности трубы. В зонах локальных изменений поля и его градиента ультразвуковым методом были выявлены язвины коррозии на внутренней поверхности трубы с утонением стенки до 4-5 мм вместо 8 мм по номиналу.

На рис.5 представлен пример результатов контроля через слой изоляции участка теплопровода ⌀600×8 мм, расположенного в проходном коллекторе теплосети.

Рис.5а.

Рис.5б.

Рис.5. Результаты контроля участка теплопровода ⌀600×8 мм, расположенного между скользящими опорами №1 и №2:
а – схема расположения участка; б — расположение магнитного поля H и его градиента, зафиксированое в зоне аномалии А1 по одному из каналов измерений.

На рис.5, а показана схема расположения данного участка между скользящими опорами №1 и №2 с выявленной магнитной аномалией А1 вблизи изгиба теплопровода. На этой же схеме показано месторасположение ремонтного участка с новой изоляцией, на котором ранее было повреждение.

На рис.5, б представлено распределение магнитного поля H и его градиента (dH/dx), зафиксированное по трем каналам измерений через слой изоляции на участке с аномалией А1. Аналогичные изменения поля H и его градиента были зафиксированы в зоне А1 по всем 16-ти каналам измерений сканирующего устройства, который охватывал примерно одну треть периметра трубы. Из рис.5, б видно, что длина участка с А1 составляет ~600 мм, т.е. практически равна диаметру трубы. Полученные результаты контроля свидетельствуют о том, что данный участок теплопровода работает в условиях повышенных компенсационных напряжений при температурных расширениях. После вскрытия изоляции в зоне магнитной аномалии А1 при непосредственном контроле поверхности трубы ультразвуковым методом были выявлены несколько зон локального утонения стенки (от 3,8 до 6,6 мм вместо 8 мм по номиналу) из-за внутренней коррозии.

Представленные примеры показывают принципиальную возможность бесконтактным магнитометрическим способом выявлять на трубопроводах через слой изоляции наиболее напряженные участки, предрасположенные к развитию повреждений.

В ОАО «Московская теплосетевая компания» в 2010 году таким способом было обследовано 30 км теплопроводов: 15 км трубопроводов горячей воды и 15 км трубопроводов холодной воды. Выявлено 122 участка, предрасположенных к повреждениям. Общая длина этих участков составляет всего 1% от общей длины проконтролированных теплопроводов. На основе экспериментального обследования разработана инструкция с классификацией участков по степени опасности для развития повреждений, которая может быть использована на многих промышленных производствах, где имеются протяженные трубопроводы в изоляции различного технологического назначения.

Материаловедческие аспекты использования метода магнитной томографии для диагностики трубопроводов Текст научной статьи по специальности «Технологии материалов»

МАТЕРИАЛОВЕДЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ МЕТОДА МАГНИТНОЙ ТОМОГРАФИИ ДЛЯ ДИАГНОСТИКИ

ТРУБОПРОВОДОВ

Воробьев Яков Владимирович

аспирант МГВМИ, ст. научный сотрудник ООО НТЦ «Транскор-К», г. Москва

Горошевский Валериан Павлович канд. техн. наук, технический директор ООО НТЦ «Транскор-К» г. Москва

Волгина Наталья Ивановна

канд. техн. наук, зав. лабораторией металловедения ООО НТЦ «Транскор-К»

г. Москва

E-mail: nvolgina2008@rambler. ru

Трубопроводный транспорт играет большую роль во многих отраслях промышленности. Трубопроводы и сосуды, работающие под давлением подвержены различным дефектам вследствие коррозионного износа, механических и электрических воздействий. Большинство трубопроводов изготавливаются из углеродистых и микролегированных сталей, которые являются ферромагнитными материалами.

Инновационным предложением по обеспечению безопасности эксплуатации пожароопасных объектов трубопроводного транспорта — особенно нефте- и газопроводов, не подлежащих внутритрубному инспектированию, является контроль напряженно-деформированного состояния металла. Согласно РД 102008-2002 [3] без вскрытия грунта и удаления изоляционного покрытия обследовано свыше 12000 км подземных трубопроводов. В результате обоснован ремонт аварийно-опасных объектов России и зарубежных стран (Узбекистан, Белоруссия, Молдова, Украина, Хорватия, Аргентина, Колумбия, Бразилия, Мексика, Великобритания, Китай, Малайзия, Сирия, Саудовская Аравии, США и

др.).

Метод магнитной томографии металла заключается в бесконтактном сканировании магнитного поля трубопровода с последующей интерпретацией полученных данных [1, 2]. Он позволяет выявлять области концентрации напряжений в металле трубопроводов, которые зачастую связаны с дефектами металла, в том числе с аномалиями микроструктуры, которые не могут быть выявлены другими методами неразрушающего контроля (рис. 1).

Другими словами, метод основан на аппаратно-программном выявлении местоположения дефектов металла — за счет регистрации изменения магнитной проницаемости при изменении напряжений под действием механических нагрузок или структурных изменений в металле трубопровода (деформация труб, внутренняя и наружная коррозия, провисы, оползневые нагрузки и т. п.). Эффективность выявления дефектов металла при этом сопоставима с аналогичным показателем внутритрубной дефектоскопии и составляет в среднем 75 %.

Рисунок 1.

Примеры аномалий

структурного

состояния металла,

не выявляемых а б в

традиционными методами неразрушающего контроля: а) вытянутые неметаллические включения, х200; б) искажения структуры, связанные с локальной деформацией, х200; в) выделения на дислокациях,

х2000

Напряжения в металле вызывают возникновение магнитомеханического эффекта (обратного магнитострикции), а в зонах концентрации напряжений проявление указанного эффекта также неоднородно и приводит к неоднородным изменениям (аномалиям) внешнего магнитного поля трубопровода.

Для изучения связи напряжений, действующих в металле, проведен эксперимент с исследованием магнитного поля рассеяния стального трубопровода при различных величинах избыточного внутреннего давления. При этом данные магнитометрии сопоставлялись с результатами тензометрии, металлографического и рентгеноструктурного анализа, а также компьютерного моделирования напряженно-деформированного состояния. Были получены

зависимости величины магнитной индукции от напряжения в металле трубопровода для различных точек окружающего пространства. Установлен линейный характер указанных зависимостей.

Рисунок 2. Изображения векторов магнитной индукции при различных величинах избыточного внутреннего давления в трубопроводе. Серии векторов построены в системах координат, привязанных к проекции положения соответствующего датчика на ось трубопровода. У концов векторов стрелками показана последовательность векторов при

После проведения исследований на стенде от экспериментального трубопровода были отобраны образцы. Образцы отбирали с целью обоснования применимости метода магнитной томографии для обследования нагруженных конструкций. Их отбирали от мест с наибольшими значениями магнитных аномалий, зафиксированных магнитометром СКИФ в процессе эксперимента на стенде, один образец отобрали от трубы до проведения испытаний.

На основании представленных результатов и анализа литературных данных, исходили из того, что могут иметь место следующие этапы, существенно отличающиеся эволюцией напряженно-деформированного состояния стали в области очага разрушения:

при

Д£

повышении внутреннего давления в трубопроводе.

• усталость;

• развитие докритической трещины;

• механический долом.

Развитие каждого из указанных частных процессов должно сопровождаться своими характерными изменениями внутренних микронапряжений в стали (или не вызывать таковых). Так, основной характерной особенностью хрупкого усталостного разрушения являются высокие внутренние микронапряжения, и особенно их высокая неоднородность распределения в микробъемах (локальная концентрация микронапряжений). Под микронапряжениями в данном случае понимали внутренние напряжения, уравновешивающиеся в объеме одного или нескольких зерен. Однако, у границы зерна или, например, в области у неметаллического включения и др. фаз могут возникать внутренние напряжения, намного превышающие средний уровень. Поэтому их можно рассматривать как потенциальные очаги зарождения трещины. Эти микронапряжения уравновешиваются в областях намного меньших размера зерна и трактуются как степень локальной концентрации напряжений в зерне или степень неоднородности их распределения.

В процессе усталости с увеличением числа циклов происходит накопление повреждений и возрастает средний уровень остаточных напряжений и должна увеличиваться их локальная концентрация. Собственно процесс усталостного разрушения должен приводить к релаксации среднего уровня -напряжений (благодаря образованию и развитию трещины). При механическом доломе-разрыве, связанном с большой пластической деформацией, микронапряжения должны возрастать (наклеп). Локальная концентрация микронапряжений должна быть ниже, чем при усталостном развитии трещины. Разный характер изменения микронапряжений при развитии разрушения на разных этапах открывает возможность идентификации этапов (и всего разрушения) рентгенографическим методом на основании характера изменения величины микронапряжений и их локальной концентрации.

В работе идентифицировали тип разрушения, сканируя поверхность от внешней стенки к внутренней. Локальную концентрацию напряжений оценивали путем анализа «хвостов» дифрактограмм — кривых участков слабой интенсивности, полагая, что высокие локальные микронапряжения (искажения решетки) сосредоточены в малых объемах по сравнению с размером зерна. По ширине рентгеновских интерференций (211) также определяли плотность дислокаций, характеризующую степень наклепа. Величину внутренних напряжений рассчитывали по формуле:

о11 =(Аа/а)Е,

где Аа/а — деформация решетки; Е — модуль упругости.

Металлографическое исследование образцов, отобранных от аномального сечения трубопровода, имеющего дефект типа гофр, показало сильное искажение структуры и уплотнение феррито-перлитных полос в исследованном сечении (рис. 3).

Рисунок 3. Структура исследованной стали в исходном состоянии и в месте образования гофра, хЮО

а

б

Измерение микротвердости в поперечном сечении темплета от внешней поверхности к середине показало наличие сильного наклепа в центральной части гофра (табл. 1). В результате рентгенографического анализа получены значения внутренних напряжений и выявлен их рост от 27,5 кг/мм2 вблизи внутренней поверхности трубы до 41,5 кг/мм вблизи внешней поверхности (табл.).

Таблица.

Обобщенные результаты измерения твердости и рентгенографического анализа

Зон С Ши Лок о Пл

а редние рина альная 1Ь отность

образца значен рентген концент кГ/м дислок

ия овской рация м2 аций

твердо линии напряже р*1

сти, В(211), ний а 09,см»2

ИУСр трад

Вне 24 14, 56,3 4 2,3

шняя 2 5 8 1,5

поверхн

ость

Сер 20 12, 62,7 3 1,8

едина 5 8 3,7 7

стенки

Вну 19 11, 60 2 1,5

тренняя 4 6 7,5 3

поверхн

ость

Таким образом, результаты металлофизических исследований подтвердили обоснованность применения метода магнитной томографии металла для выявления опасных зон концентрации напряжений в металлоконструкциях.

Список литературы:

1.Воробьев Я. В., Волгина Н. И., Хуснутдинов Л. А., Камаева С. С. Использование ферромагнитных свойств металла для диагностирования технического состояния и прогнозирования ресурса стальных трубопроводов. «Технология металлов», № 1, 2010, с. 46—49.

2.Горошевский В. П., Камаева С. С., Волгина Н. И., Воробьев Я. В. Расчет безопасного давления и периода безаварийной работы трубопроводов по

результатам магнитной томографии. «Ремонт, восстановление, модернизация», № 4, 2010, с. 15—19.

3.РД 102-008-2002 «Инструкция по инспектированию технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом». МИНЭНЕРГО РФ, М., 2003, 52 с.

Оценка технического состояния трубопроводов | ПОЛИИНФОРМ

Наша компания проводит работы по диагностике подземных и подводных участков трубопроводов аппаратурно-программным комплексом неразрушающего контроля КМД-01М. Подробнее…

Сергеев А.Б.,
Директор Департамента промышленной безопасности.
Проказин А.Б.,
Технический директор Департамента промышленной безопасности

ЗАО «Полиинформ», Санкт-Петербург. Издание: «Мир измерений», №6, 2012 (тема номера)

Протяженность магистральных нефтепроводов России составляет более 50 тыс. км газопроводов около 200 тыс. км. В настоящее время более 50% магистральных трубопроводов эксплуатируются более 25 лет. В процессе их эксплуатации происходит постоянное снижение их эксплуатационных характеристик вследствие их старения. По результатам технической диагностики трубопроводов приходится снижать параметры перекачки продукта, что негативно сказывается на их производительности. С каждым годом увеличивается объем работ по оценке технического состояния трубопроводов, восстановительных мероприятий, и ликвидации последствий аварийных состояний.

Из-за высокой изношенности трубопроводной системы растет число порывов. В 2009 г. их число достигло более 25 тысяч, в среднем по 500 порывов еженедельно. Эксперты-экологи считают, что ежегодно потери нефтепродуктов в результате аварий составляют не менее 5 млн. тонн нефтепродуктов, причем основная часть нефтепродуктов не подлежит сбору, а загрязненные территории часто вообще не рекультивируются. Между тем, аварии нефтегазопроводов наносят огромный ущерб окружающей среде.

Выброс газа часто сопровождается возгоранием, что может нанести вред не только местной экосистеме, но и инфраструктуре. Разлив нефтепродуктов может необратимо повлиять на гидрологические объекты, причем на значительном протяжении от места аварии.

Условия работы газонефтепроводов отличаются наличием
• природно-климатических нагрузок извне
• технологических нагрузок, связанных с агрессивностью перекачиваемого продукта
• механическими ударными и циклическими нагрузками при эксплуатации

Кроме того, трубопровод испытывает значительные изгибающие усилия, связанные с движением или перемерзанием (морозным пучением) грунта, это приводит к появлению напряженно-деформированных состояний (НДС), в свою очередь способных инициировать стресс-коррозионные процессы.

Особенности технического диагностирования технологических трубопроводов

Своевременная экспертиза промышленной безопасности трубопроводов позволяет предупреждать аварийные ситуации, связанные с их повреждениями в процессе эксплуатации и минимизировать затраты на ремонтно-восстановительные работы. Однако, сами по себе диагностические мероприятия являются довольно дорогостоящими, поскольку часто связаны с изменением режима работы трубопровода, а то и полным прекращением транспортировки продукта, что приводит к значительным косвенным потерям. Большое количество трубопроводов вовсе не предназначено для диагностики наиболее популярными методами, например, внутритрубной дефектоскопией.

Отсутствие камер приема-выпуска, прямоходных вентилей, сложная геометрия трубопровода, не позволяющая применять снаряды-интроскопы, существенно ограничивают применение данного метода диагностики. Между тем, по разным оценкам, до 40% и более от общей протяженности трубопроводов не подготовлены для проведения внутритрубной дефектоскопии.

Также не решена в должном объеме задача полноценной диагностики подводных переходов трубопроводов, что особенно актуально для сильно обводненных просторов Западной Сибири, а также подводных трубопроводов оффшорных платформ.

Чаще всего оценка технического состояния подводных трубопроводов сводится к водолазному или гидролокационному обследованию, и лишь изредка к применению внутритрубной дефектоскопии, редко используемой при таких работах, поскольку цена возможного застревания очистного поршня, калибратора или снаряда-дефектоскопа в этом случае слишком высока.

Магнитный метод оценки технического состояния трубопроводов

Для диагностики технического состоянии трубопроводов используются различные методы. Многообразие методов связано с многообразием как самих трубопроводов, так и условий их эксплуатации. И очевидно, что не может существовать одного-единственного универсального метода диагностики, пригодного для любых условий, и дающего всеобъемлющую и достоверную характеристику технического состояния.

Одним из широко распространенных методов оценки технического состояния трубопроводов является магнитный. Этот метод диагностики основан на анализе магнитных полей рассеяния, возникающих в местах расположения дефектов, вызывающих изменение механических и физических параметров трубопровода. При использовании этого метода металл трубопровода может предварительно намагничиваться до насыщения, либо измерения производятся в приложенном магнитном поле. Такие дефектоскопы часто входят в состав аппаратуры внутритрубного снаряда-дефектоскопа, поскольку ультразвуковые методы внутритрубной диагностики имеют свои ограничения на применение: требуется тщательная очистка стенок от отложений, невозможность работы в двухфазном флюиде.

Тем не менее, магнитометрический метод широко применяется как метод контактной диагностики, например, вихретоковой.

Основным недостатком этого метода диагностики является необходимость обеспечить доступ к трубопроводу, т.е. либо полностью подъем его на поверхность, либо шурфовка в отдельных точках. Это требует значительных ресурсов, а на сильно обводненных участках трассы трубопровода может быть труднодостижимым.

Вопрос о возможности применения магнитометрического метода диагностики без доступа к металлу трубопровода стоял давно. Существуют магнитометры, способные определять напряжения в металле трубопровода, но попытки дистанционного выявления локальных дефектов, имеющих незначительные линейные размеры, упирались в недостаточную чувствительность первичных магнитных преобразователей, в качестве которых традиционно используются феррозондовые датчики магнитного поля, а также в недостаточное число измеряемых компонент магнитного поля. Недостатком феррозондовых датчиков является высокий уровень собственных шумов, что ограничивает его чувствительность, сравнительно большая масса сердечника, и высокие требования к параметрам опорного генератора.

Датчики на анизотропном магниторезистивном эффекте

На основании современных требований к бесконтактной магнитометрической диагностике, специалистами ЗАО «Полиинформ» были разработан комплекс КМД-01М В нем применяются инновационные датчики на базе последних достижений в области создания первичных преобразователей магнитного поля. Принцип действия этих датчиков основан на анизотропном магниторезистивном эффекте (АМР-эффект).

Магниторезистивный эффект (МР) заключается в изменении электрического сопротивления материала под действием внешнего магнитного поля. Одна из разновидностей магниторезистивного эффекта — анизотропный МР-эффект (АМР) проявляется в зависимости значения сопротивления ферромагнитной пленки от угла между вектором её намагниченности и направлением тока через неё. Направление же вектора намагниченности пленки определяется, в том числе, и направлением внешнего магнитного поля. В АМР датчиках могут применяться как однослойные, так и многослойные структуры.

Комплекс диагностики КМД-01М

Принципиальное отличие комплекса диагностики КМД-01М состоит в том, что в нем реализован метод градиентометрии, т.е. показания от 4-х датчиков, находящихся в 4-х точках пространства сравниваются между собой с выработкой разностного сигнала не только по одноименным компонентам поля, но и по полному вектору магнитной индукции. Это необходимо, чтобы исключить влияние однородного магнитного поля Земли на магнитометрические характеристики массива датчиков, при этом фоновое поле не обязательно должно быть пространственно однородным. В работе массива трехмерных датчиков магнитного поля, используемых в комплексе магнитометрической диагностики трубопроводов, актуальной задачей является подавление импульсных помех. Эта задача решается с помощью алгоритма подавления помех на основе медианного фильтра. Фильтрация выполняется по каждой из координат вектора магнитной индукции. Это позволяет эксплуатировать комплекс для диагностики трубопроводов в условиях сильной электромагнитной загрязненности пространства, например, вблизи линий электропередач, находящихся часто в одном коридоре с трассой трубопровода.

Как уже было отмечено, каждый из 4-х магниторезистивных датчиков, размещенных на крестообразном антенном блоке комплекса, является трехкомпонентным, т.е. измеряет поле по осям X, Y, Z. Таким образом, комплекс КМД-01М измеряет

• 3 компоненты поля в 4-х точках пространства
• разности одноименных компонент
• 3 вектора полной магнитной индукции и их разностей

Обработка и управление таким массивом данных требует применения мощных полевых компьютеров в климатически защищенном исполнении. Частоту опроса датчиков оператор может изменять в зависимости от скорости движения по трассе трубопровода в диапазоне от 30 до 300 Гц.

Программа управления комплексом КМД-01М и программа математической обработки данных являются полностью оригинальными и созданы в ЗАО «Полиинформ». Всего на комплекс диагностики получено 7 патентов и два свидетельства о государственной регистрации программ.

В процессе производства магнитометрической диагностики комплекс КМД-01М автоматически осуществляет привязку в географических GPS-координатах с высокой точностью (до 0,5м), что позволяет по окончании каждого цикла измерений построить электронную карту магнитных аномалий с присвоением каждой аномалии ее координат. Это позволяет осуществлять автоматическую трассировку трубопровода, а также снизить затраты на проведение дополнительного дефектоскопического контроля. Кроме того, комплекс обеспечивает одновременное измерение расстояния с помощью электронного одометра от ближайшей реперной точки (кранового узла, аншлага, точки врезки и т.п.).

Для проведения работ по диагностике в зонах аномально низких или высоких температур, когда ноутбук может работать неустойчиво, в комплексе КМД-01М предусмотрена бесконтактная передача данных с антенной системы на управляющий компьютер с помощью системы WI-FI. При этом инженер-геофизик может находиться в автомобиле на расстоянии до 100 м от оператора, движущегося по трассе трубопровода. Это значительно расширяет возможности эксплуатации комплекса КМД-01М при крайне низких и высоких температурах. Также, такая структура комплекса позволяет устанавливать его на различные движущиеся средства: автомобили, снегоходы и др. В этом случае резко повышается производительность — до 35-40 км одной бригадой за смену, без потери качества диагностики.

Визуализация магнитограмм в режиме реального времени, реализованная на комплексе КМД-01М позволяет выявлять наиболее значимые аномалии без камеральной обработки материалов диагностики. Это позволяет сэкономить время на проведение шурфовки и последующего дополнительного дефектоскопического контроля.

Проведение магнитометрической диагностики трубопроводов с помощью комплекса КМД-01М

Оператор комплекса на трассе трубопровода.

Применение комплекса КМД-01М на объектах с визуализацией в режиме реального времени показано на нескольких примерах:

1. Проведение диагностики технического состояния магистрального трубопровода 32″. Характер местности — песчаная пустыня. Выявлена магнитная аномалия в виде напряженно-деформированных состояний, связанных с давлением песчаного бархана, высотой более 10м, наметенного в последние несколько лет перед обследованием:

Магнитограмма 1.

Верхняя магнитограмма представляет собой изменение полного вектора магнитной индукции на участке трубопровода, погребенного под барханом.

На отрезке протяженностью 118 м высота бархана составляет более 10 диаметров трубы, поэтому трубопровод не диагностируется.

На входе и выходе в бархан отмечаются напряженно-деформированные состояния высокого уровня, связанные с давлением массы песка на трубопровод. Участок отмечен, как аварийно-опасный.

Нижняя магнитограмма фиксирует компоненты магнитного поля «Х-левая» и «Х-правая». Локальных дефектов, связанных с потерями металла на диагностируемых участках не обнаружено.

Как показывает практика, часто напряженно-деформированные состояния значительно уменьшаются в результате шурфовки, кроме случаев, когда НДС связано с изменением геометрии трубопровода (Магнитограмма 2).

Магнитограмма 2.

Магнитограмма изменения полного вектора магнитной индукции показывает значительное НДС, вызванное искривлением трубопровода в результате давления грунта. Локальных дефектов не обнаружено (нижняя магнитограмма). Комплекс КМД-01М обладает высокой мобильностью, и может эксплуатироваться на различных носителях. В частности, в условиях Западной Сибири удобным оказалось применение снегохода с традиционными нартами. В этом случае объем выполненных работ за смену вырастал в несколько раз без снижения качества диагностического обследования трубопроводов.

В настоящее время ведутся интенсивные работы по разработке двух модификаций комплекса КМД-01М: для подводного самоходного аппарата (совместно с концерном «Гидроприбор-Подводное оружие России), рассчитанного на глубину 500 м. и ручного прибора для диагностики трубопроводов оффшорных платформ, часто располагаемых в литоральной зоне с глубинами до 50-ти метров, что дает возможность использовать легководолазное снаряжение для производства работ. Применение метода позволяет (в дополнение к «традиционными» методам), обеспечить более полное решение задачи обеспечения промышленной безопасности трубопроводного транспорта и уменьшить риски экологических катастроф, связанных с транспортировкой углеводородного сырья.

Список литературы

1. Саксон В.М., Кузнецов С.А. «Концепция контролируемого технического состояния окружающей среды» Разведка и охрана недр. Октябрь 2005г. 4 п.л.
2. Саксон В.М., Семенов В.В. «Экоаналитическая идентификация источников загрязнений нефтяными углеводородами». Разведка и охрана недр. Октябрь 2005г. 4,5 п.л.
3. Амеличев В.В., Галушков А.И., Резнев А.А., Сауров А.Н., Суханов В.С. «Визуализация привнесенных неоднородностей магнитного поля Земли» // Междисциплинарный теоретический и прикладной научно-технический журнал «Нано и микросистемная техника» № 3-С.11-14.
4. Касаткин С.И., Васильева.Н.П., Муравьев А.М. Многослойные тонкопленочные магниторезистивные элементы. Тула 2001. 134 с.
5. Патент № 86015 Саксон В.М., Проказин А.Б. «Устройство для бесконтактного выявления местоположения дефектов металлического трубопровода».
6. Патент № 108846 Саксон В.М., Проказин А.Б. «Магнитный дефектоскоп для контроля подземных трубопроводов».

Инспекция трубопроводов

Инспекция трубопроводов

Метод BIT:

• Оценить состояние каждой трубы вместо ограниченного количества образцов
• Расставьте приоритеты по каналам и действиям по риску и стоимости вместо использования слабых показателей, таких как возраст
• Стратегическое планирование на будущее вместо «Работать до отказа», затем перестроить

Мы обычно сканируем от 200 до 800 метров (в зависимости от трубы) в каждом направлении от одной точки входа и сканируем всю окружность трубы на 360 градусов.Мы сканируем трубы в диапазоне от 300 мм до 600 мм. Разрешение, создаваемое патентованным PipeScanner (PS) BIT, позволяет нам определять коррозионные ямы с разрешением до 1 x 1,5 см (на основе труб диаметром 300 мм), а также небольшие и большие участки коррозии, а также различать внутреннюю и внешнюю коррозию. .

Группа инспекции BIT состоит из специально оборудованной инспекционной машины, рабочей группы из двух человек и сканера труб. PS опускается в заполненную водой трубу и проплывает через контрольную длину трубы.PS не имеет веса в воде, сводя к минимуму контакт и давление на стенки трубы. Фактическое сканирование происходит, когда PS отводится обратно в точку вставки, при этом данные передаются на компьютеры в автомобиле для проверки. Обычно сканирование занимает не более 2 часов.

Результаты сканирования анализируются передовой системой компьютерного анализа BIT (PARS), прежде чем наши инженеры подготовят отчет для представления клиенту. На основе этих данных мы даем рекомендации по наиболее подходящим и экономичным схемам реабилитации.Клиенты получают подробный и ясный отчет, который легко понять, с рекомендациями, основанными на фактах, которые обеспечивают экономию и устойчивую стратегию управления инфраструктурными активами. Данные наших инспекций также могут быть интегрированы в географические информационные системы (ГИС) или другие системы управления активами. В результате стоимость жизненного цикла водораспределительных сетей снижается, как и риск незнания фактического состояния важнейшей водной инфраструктуры.

• 1 этап

  Планирование и подготовка
  • Проверить пригодность участка: посетить участок, изучить карты, корабль BEP (входная труба Брейволла) / люк
• • Земляная труба, установка BEP / Hatch
  • В тот же день или накануне

• Этап 4

  Постинспекционная работа
  • Труба ремонтная, траншея
  • В тот же день или в следующий
• • Начинается на следующий день (+1), 2-10 рабочих дней.В зависимости от сложности
• • Примерно через 10 дней после проверки

Эксплуатационные требования

Службы BIT требуют:

• Общее время прерывания обслуживания обычно 8-12 часов, включая доступ к трубопроводу
• Доступ к трубопроводу на 5-8 часов при осмотре
• Персонал на объекте для контроля давления и расхода воды во время проверки
• Изгибы не более 11 градусов для DN300 или 22 градусов для DN400, изгибы 45 градусов для DN600
• Без дисковых затворов

Инспекционный блок

Инспекции проводятся с помощью грузовика, на котором установлено следующее оборудование: PipeScanner, силовая установка, лебедка, станция управления и видеоинспекция трубопроводов на линии, IT-система для сбора данных и первоначального анализа.
.

MJM Limited | Услуги по инспекции трубопроводов Азиатско-Тихоокеанский регион

W elcome,

MJM предоставляет услуги по инспекции трубопроводов из нашего офиса в Шэньчжэне, Китай.

Наши инструменты для контроля трубопроводов бывают разных стилей и размеров, чтобы соответствовать любому применению. Присоединяйтесь к многочисленным компаниям по водоснабжению, очистке сточных вод, нефти, газа и атомной энергетики по всему миру, которые использовали наши современные инструменты для инспекции трубопроводов, чтобы помочь им проверить состояние своих трубопроводов и сэкономить деньги.

Наряду с нашими экспертными знаниями в области подводного проектирования и строительства, мы предлагаем интеллектуальные решения для очистки трубопроводов и соединения для проектирования и разработки инструментов для неразборных трубопроводов.

Самые современные и точные инструменты для контроля трубопроводов в мире

— Инструменты для свободного плавания

— Инструменты для привязи

— Может проверять трубопроводы с футеровкой и без футеровки

— Все инструменты двунаправленные

— Оффшорные поставщики услуг

— Более 40 лет полевого опыта в неразрушающем контроле

MJM предоставить методы проверки

— Утечка магнитного потока (MFL)

— Технология удаленного поля (RFT)

— Ультразвук (UT)

Наши услуги включают

— Широкий ассортимент агрессивных очистных скребков

— Системы запуска и приема

— Услуги по контролю геометрии

— Экологически чистые чистящие жидкости на основе моющих средств

— Оборудование слежения

— Сушильная служба

— Гидростатические испытания

— Онлайн-очистка

— Очистка трубопроводов

Полевая поддержка для удовлетворения ваших конкретных потребностей в проверке трубопроводов; это включает

— Вывоз мусора

— Удаление воска

— Удаление черного пороха

— Удаление черных металлов

— Ингибитор / дозирование химикатов

— Отделение продуктов

.

Услуги по инспектированию труб и трубопроводов

Услуги по проверке труб и целостности предоставят вам ценную информацию о вашем проекте, которая поможет продлить срок службы трубопровода, сэкономить на дорогостоящем ремонте, минимизировать риски для безопасности и обеспечить соответствие нормативным стандартам.

За последние 100 лет Intertek приобрела глубокие знания многих ведущих мировых производителей, что дает дополнительную уверенность в решении общих проблем, связанных с производством труб, нанесением покрытий, логистикой и строительством.

Мы обладаем обширным опытом в области инспекций трубопроводов, целостности активов и производственных услуг, а также являемся поставщиком качественных услуг для многих крупнейших наземных и морских проектов по всему миру. Наши высококвалифицированные бригады инспекторов доступны в непосредственной близости от основных трубных заводов по всему миру, чтобы предоставить экономически эффективные решения для всех типов трубопроводных проектов.

Мы предоставляем вам ценную информацию о проверках на этапах закупок, производства, строительства, ввода в эксплуатацию и эксплуатации / технического обслуживания.

Осмотр труб в процессе производства
По мере того, как новая трубопроводная труба катится и / или изготавливается, осмотр важен для того, чтобы убедиться в отсутствии дефектных труб и материалов. Осмотр может производиться на производстве или при поступлении материала.

Intertek помогает гарантировать, что все производимые трубы соответствуют вашим требованиям и принятым стандартам.

У нас есть глобальная сеть высококвалифицированных инспекторов, готовых провести независимую оценку вашей трубы, включая проверку и наблюдение за специальными процессами; оценка качества изготовления и габаритного состояния; и отчет о результатах.Наш опыт работы с DSAW, HFW (ERW), SMLS и OCTG и их резьбой, а также с проверкой листов, труб и трубных изделий на полное соответствие спецификациям не имеет себе равных.

Мы обеспечиваем инспекцию инспекционной бригадой различных дисциплин во время производства, включая ITP и EN 10204 3.2. Сертификат.

Объем включает, но не ограничивается:

У нас есть опыт работы со всеми типами труб, НКТ, обсадных труб, трубопроводов

• Бесшовные
• Сварные
• SAW — прямые — одинарные, двойные, спиральные
• ERW

У нас есть опыт работы со спецификациями, не ограничиваясь

• API 5L, API 5CT
• DIN EN ISO 3183, EN 10217-1, EN ISO 10219
• ASTM A-53, A-106, A-139, A -252, A-500
• DNV-OS-F101
• Характеристики покрытия DNV RP F106, DIN 30670, NFA 49710, Shell DEP 31.40.30.31-Gen, CAN / CSA Z 245/21, GS EP COR 220, ISO 21809-1
  

Строительство трубопровода
Строительство трубопровода является очень сложным процессом, и надзор за ним жизненно важен. Услуги, которые контролируют такие этапы, как отвод, сборка, сварка и испытания, обеспечивают соответствие строительства всем нормативным требованиям, требованиям безопасности, охраны окружающей среды и требованиям клиентов. Безопасное и успешное завершение трубопроводных проектов значительно снижает операционные риски в отношении безопасности, воздействия на окружающую среду, а также производственных потерь и потерь доходов.

Intertek разработала систему прослеживаемости PipeAware ™ для сбора и мониторинга критически важных данных от производства стали до производства труб, нанесения покрытий и испытаний, до окончательной поставки, строительства и конечной эксплуатации. PipeAware предлагает владельцам и операторам трубопроводов прослеживаемость по всей цепочке поставок и легкий доступ к данным инспекций, испытаний и материалов, необходимым для принятия обоснованных решений, обеспечивающих безопасную и эффективную работу трубопроводов.

Услуги по строительству трубопровода:

• Входной контроль во время разгрузки
• Дорожный просвет (полоса отвода)
• Траншея
• Нагрузка на трубы от места укладки до полосы отвода
• Обвязка труб
• Сварка
• Радиографическая интерпретация
• Ремонтная сварка
• Покрытие сварных стыковых соединений
• Обнаружение пропусков стыковых стыков с покрытием
• Операции опускания и укладки
• Сварка стыков / перекрестков
• Обнаружение пропусков во время операций опускания и укладки.
• Обустройство траншеи и засыпка и / или ветровой ряд
• Восстановление полосы отвода трубопровода
• Гидравлические испытания
• Проведение специального осмотра и приемки закрытых объектов (все виды подземных работ, такие как подземный кабель на пересечении дорог, предварительно проложенный объекты под землей или подвалом)
• Пусконаладочные работы и ввод в эксплуатацию
  

Пусконаладочные работы и ввод в эксплуатацию
Когда трубопровод новый, и до его ввода в эксплуатацию важно обеспечить эффективный ввод линии в эксплуатацию и эффективно.

Эксплуатация и техническое обслуживание
Работы по техническому обслуживанию выполняются для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов и оборудования, используемых для транспортировки продукта по нашему трубопроводу. Имея опыт, полученный при прокладке трубопроводов протяженностью более тысячи миль, мы располагаем техническими возможностями и квалифицированным персоналом для удовлетворения ваших потребностей.

• Мониторинг коррозии в процессе эксплуатации
• Проверки API
• Останов / Капитальный ремонт
• Проверка подъемного оборудования

Преимущества трубопроводных услуг
Выбирая Intertek в качестве партнера, вы выбираете компанию с полным набором услуг услуги по обеспечению целостности трубопроводов для каждого этапа вашего проекта.

Отправьте нам заявку

Нужна помощь или есть вопрос?

.