Подготовка участка газопровода к обследованию. При подготовке участка газопровода к обследованию производится:

Первичная очистка полости газопровода и определение минимальных размеров сечения труб (калибровка) скребком-калибром (рисунок 3.1, а );

Удаление строительного мусора, песка, грязи, посторонних предметов с помощью скребка грубой очистки (рисунок 3.1, б );

Рисунок 3.1 - Внутритрубные снаряды:
а - скребок грубой очистки; б - калибр

Тонкая очистка - удаление мелкодисперсных отложений - производится скребком тонкой очистки (рисунок 3.2);

Магнитная очистка и магнитная подготовка металла труб газопровода - удаление ферромагнитного мусора, первичное намагничивание газопровода с помощью магнитных очистных поршней (рисунок 3.3);

Определение проходного сечения (профилеметрия) для пропуска снарядов-дефектоскопов с помощью профилемера (рисунок 3.4).

Рисунок 3.2 - Скребок тонкой очистки

Рисунок 3.3 - Магнитные очистные поршни

Рисунок 3.4 - Снаряд-профилемер

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 газопровода.

Средства внутритрубной диагностики газопроводов. Для проведения работ по внутритрубной диагностике линейной части действующих магистральных трубопроводов диаметром 1020, 1220, 1420 мм, оснащенных равнопроходной арматурой предназначен комплекс внутритрубных диагностических средств (КВД).

В состав комплексов КВД (ТУ 004276-166629438-003–96) входит следующее:

Снаряд-дефектоскоп типа ДМТ1;

Снаряд-калибр типа СК;

Очистной скребок типа СО;

Магнитный очистной поршень типа МОП;

Система обработки и регистрации данных типа СОРД-1,5;

Контрольно-эксплуатационный прибор типа КЭП СОРД-1,5;

Комплект ЗИП;

Стенд проверки герметичности в полевых условиях;

Устройство зарядно-разрядное для бортовых никель-кадмиевых аккумуляторов;

Программные средства визуализации и оценки результатов внутритрубной инспекции.

Принцип действия снаряда-дефектоскопа ДМТ основан на методе регистрации рассеяния магнитного потока в стенке контролируемой трубы. Данный метод зарекомендовал себя как наиболее надежный и устойчивый к реальным условиям диагностики трубопроводов.

Снаряд состоит из одной секции, имеет центрирующую колесную подвеску, которая обеспечивает постоянство силы трения и вследствие этого равномерную динамику движения в трубопроводе, что выгодно отличает данный снаряд от многосекционных изделий других фирм с ходовой частью в виде опорных манжет (рисунок 3.5).

Рисунок 3.5 - Снаряд-дефектоскоп ДМТ1-1400

Снаряд-дефектоскоп относится к магнитным снарядам высокого разрешения. Количество дефектоскопических датчиков в межполюсном пространстве для снарядов ДМТ1-1200, -1400 равно 192, для ДМТ1-1000 - 128. Количество каналов регистрации - 96 и 64, соответственно.

Дефектоскоп типа ДМТ способен выявлять следующие виды дефектов:

Дефекты потери металла - общая коррозия, питтинговая коррозия, отдельные каверны;

Поперечные и ориентированные под углом к образующей трубы трещины;

Дефекты металлургического характера - прокат, расслоения (с применением наземных дефектоскопических средств);

Металлические предметы, находящиеся вблизи трубопровода, представляющие угрозу целостности изоляционного покрытия.

Дефектоскоп типа ДМТ способен выявлять и идентифицировать элементы обустройства трубопровода - краны, тройники, отводы, устанавливаемые маркеры, также в определенных случаях наружные элементы, такие, как патроны и пригрузы.

Погрешность определения местонахождения выявленных дефектов (при наличии маркерных накладок, располагаемых по длине трубопровода на расстоянии не более 2 км) - ±0,5 м.

Применение комплексов КВД возможно в трубопроводах, имеющих следующие характеристики:

Диаметр трубопровода - 1020, 1220, 1420 мм;

Толщина стенок труб от 8 до 25 мм;

Материал стенки трубы - сталь 17ГС, 17Г2СФ, 14Г2САФ, а также отечественные и импортные стали с близкими к ним магнитными характеристиками.

Наименьший преодолеваемый радиус изгиба - 3Dн;

Трубы - прямошовные и спирально-шовные;

Транспортируемый продукт - природный газ, нефть, ШФЛУ, вода;

Оптимальная скорость движения перекачиваемого продукта - 7–13 км/ч;

Рабочее давление в трубопроводе - до 8,5 МПа;

Время непрерывной работы аппаратуры дефектоскопа - 80 ч.

Дефектоскопы ДМТ1 выполнены во взрывозащищенном исполнении, позволяющем использовать их во взрывоопасных зонах класса В1Т. Дефектоскопы ДМТ1 оснащаются новейшей системой обработки и регистрации данных СОРД-1,5, имеющей возможность записи информации объемом до 14 Гбайт.

Тестирование снаряда-дефектоскопа перед пропуском производится при помощи прибора (минитерминала) КЭП СОРД-1,5, подсоединяемого к специальному разъему. При тестировании производится проверка на функционирование всех узлов дефектоскопа с выдачей результата на дисплей. В случае отказа какого-либо из узлов включается аварийная сирена.

Включение аппаратуры дефектоскопа в камере запуска производится при наличии двух факторов:

Наружное давление не менее 0,3 МПа;

Продвижение снаряда на расстояние не менее 24 м.

Комплексы КВД успешно эксплуатируются на трубопроводах ОАО «Газпром».
Порядок проведения работ и взаимодействие частей комплекса. Перед проведением обследования эксплуатирующие предприятия проводят следующие подготовительные работы:

Проверка работы запорной арматуры;

Проверка работы концевых затворов камер запуска и приема, узлов их обвязки;

Установка маркеров (только для постоянных маркеров).

Выполнение всех видов диагностических работ должно производиться с соблюдением «Правил безопасности при эксплуатации магистральных газопроводов», а также типовых инструкций, действующих в газотранспортном предприятии, эксплуатирующем данный участок магистрального газопровода.

Для обеспечения стабильной и однородной намагниченности стенки трубы снарядом-дефектоскопом трубопровод необходимо заранее подготовить в магнитном отношении. Для этого используются снаряды МОП или УМОП, полярность магнитных полюсов которых согласована с полюсами снарядов ДМТ. Наличие огарков электродов, кусков металла в полости трубопровода является мешающим фактором при магнитном контроле. Для сбора и удаления ферромагнитного мусора используют снаряды СО, УМОП, МОП, оснащенные магнитными системами. Для удаления грязи, песка, жидкостей из внутренней полости трубопровода последовательно применяют снаряды СО и ОП.

Первым, по очередности применения, осуществляется пропуск скребка СО, который благодаря простоте конструкции, имеет высокую проходимость.По результатам пропуска (количеству мусора в приемной камере, состоянию ходовой и корпусной части скребка) принимается решение о проходимости участка другими снарядами комплекса, необходимости применения снаряда-профилемера и дальнейшем порядке очистки. Обследование трубопровода профилемером ПРТ позволяет получить подробную информацию о наличии дефектов геометрии трубопровода с их координатами и на базе полученных данных провести ремонтные работы в случае несоответствия проходимости участка для снарядов ДМТ и ДМТП.

Типы дефектов, выявляемые при внутритрубной диагностике. Дефекты подразделяются на следующие категории:

Коррозийные дефекты, связанные с потерей металла и уменьшением толщины стенки трубы;

Технологические дефекты (дефекты проката, приварки, и т. д.);

Дефекты геометрии (вмятины, гофры);

Аномальные швы;

Трещины, ориентированные вдоль образующей трубы (выявляются только снарядами-дефектоскопами ДМТП-1 и ДМТП-2 (рисунки 3.6, 3.7).

Рисунок 3.6 - Снаряд-дефектоскоп поперечного намагничивания ДМТП-1

Рисунок 3.7 - Снаряд-дефектоскоп поперечного намагничивания ДМТП-2

Оценка степени опасности дефектов коррозионного типа. Дефекты классифицируются по 4 уровням степени опасности.

Закритический - дефект, при котором дальнейшая эксплуатация газопровода не допустима.

Критический - дефект является допустимым только при создании особых условий эксплуатации газопровода: снижение действующих нагрузок в стенке трубы, введение постоянного контроля параметров и состояния дефекта методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

Докритический - допустимый дефект при условии периодического контроля методами наружной и внутритрубной дефектоскопии.

Незначительный - дефект, не оказывающий существенного влияния на надежность и долговечность эксплуатации газопровода, производится фиксация дефекта для последующих сравнений с результатами плановых обследований

Принцип магнитной дефектоскопии. Этим методом наиболее хорошо обнаруживаются дефекты, имеющие поперечный размер к направлению намагничивающего поля, достаточный для того, чтобы появилось поле рассеяния. Поэтому некоторые дефекты, имеющие невыгодную ориентацию к полю намагничивания или имеющие очень малый поперечный размер, либо вообще не выявляются, либо сигналы от них трудно интерпретировать. В комплекс внутритрубных диагностических средств входят дефектоскопы как с продольной, так и с поперечной системой намагничивания, что позволяет выявлять дефекты любой ориентации относительно образующей стенки трубы. 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.

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 в том, что в трубопроводе осталось минимальное количество мешающих предметов (вероятно, что полная очистка полости трубы нереальна).

Особенности диагностирования газопроводов ультразвуковыми внутритрубными дефектоскопами. Ультразвуковые снаряды используют обычно для контроля труб нефтепроводов, поскольку для прохождения ультразвука необходим акустический контакт датчиков с трубой, обеспечиваемый нефтью. Магнитные снаряды применяют для контроля как нефте-, так и газопроводов.

Для диагностики газопроводов с помощью «Ультраскана» участок трубопровода заполняют водой, ограничивая ее растекание с помощью специальных разделительных снарядов, идущих впереди и позади диагностического снаряда. Таким способом - через воду - достигается звуковой контакт между излучателем и стенкой трубы (рисунок 3.8).

Рисунок 3.8 - Схема контроля газопровода ультразвуковым дефектоскопом

В 1999 г. зарубежная компания TransCanada Pipeline Limited успешно использовала ультразвуковой прибор с целью выявления трещин в результате коррозионного растрескивания под напряжением на отрезке 167 км газопровода диаметром 914 мм вблизи г. Эдсон.
Проверка внутритрубным прибором обусловила необходимость строительства камеры запуска с возможностью дозирования загружаемой воды.

Ни один из современных способов внутритрубной диагностики трубопроводов с применением интеллектуальных поршней, использующих магнитные и ультразвуковые методы обследования, не позволяет выявить за один прогон снаряда 100% дефектов. Объясняется это, прежде всего тем, что каждый из применяемых методов имеет те или иные ограничения по выявлению дефектов определённого типа. В частности, серьёзным недостатком ультразвукового метода обследования является необходимость наличия контактной жидкости или геля, что делает его практически неприемлемым для диагностирования газопроводов.

Одним из методов, лишённых такого недостатка является метод электромагнитно-акустического преобразования (ЭМАП).

Принцип действия ЭМАП способа заключается в трансформации электромагнитных волн в упругие акустические. Как и в контактных ультразвуковых методах контроля, при дефектоскопии с применением ЭМАП используют преимущественно два способа генерации и регистрации ультразвуковой волны - импульсный и резонансный. Для реализации импульсного метода, наиболее часто применяемого для целей диагностики, в основном применяют те же электронные блоки, что и в традиционных ультразвуковых приборах, в которых возбуждение и приём ультразвука осуществляется с помощью пьезопреобразователей. Различие заключается в том, что вместо пьезоэлемента используется катушка индуктивности и имеется устройство для возбуждения поляризующего магнитного поля. В результате взаимодействия силы Лоренца и магнитострикции (магнитострикция - явление изменения формы и размеров тела при намагничивании; характерна для ферромагнитных веществ и измеряется относительной величиной удлинения ферромагнетика при намагничивании) с металлической поверхностью возникает акустическая волна, распространяющаяся в стенке трубы. В данном случае обследуемый материал сам является преобразователем.

Считается, что для уверенной работы ЭМА дефектоскопа необходимы магнитные поля с напряжённостью порядка 106 А/м. Современные дефектоскопы с использованием в конструкции разрезного магнитопровода с контролируемым прижимом постоянных магнитов к внутренней стенке трубы позволяют создать напряжённость магнитного поля в области действия ЭМА преобразователей (ЭМАП) до 30 кА/м.

Трещины и коррозионное растрескивание нарушают направленную ультразвуковую волну, что вызывает отражённый эхо-сигнал. На основе анализа отражённого эхо-сигнала делаются выводы о состоянии стенки трубы.

Таким образом одним из главных достоинств дефектоскопа с использованием ЭМАП является его уникальная способность по выявлению дефектов, обусловленных взаимодействием металла в напряжённым состоянии и коррозионной среды - стресс-коррозионного растрескивания, а также растрескивания вследствие водородного насыщения.

Следует отметить, что стресс-коррозионные поражения характерны для газопроводов высокого давления и являются крайне опасными дефектами, выявление и локализация которых представляет собой очень сложную задачу.

Побочным эффектом разработки внутритрубных инспекционных снарядов с использованием ЭМАП оказалась их способность выявлять состояние изоляционного покрытия. При этом по характеру зарегистрированных сигналов можно разделить состояние изоляционного покрытия трубопровода на категории:

• отслоение без нарушения целостности;
• нарушение целостности (отсутствие) изоляционного покрытия;

что очень важно при реализации программы переизоляции трубопроводов, находящихся в эксплуатации длительные сроки.

Технические возможности наиболее передовых компаний, занимающихся разработками внутритрубных инспекционных снарядов, позволяют оснастить дефектоскопы инерциальными измерительными системами на базе оптоволоконных гироскопов. Указанная система выполняет картографирование трубопровода, т.е. определяет его пространственное положение в координатах DGPS. В дальнейшем, при обработке данных обследования, для каждого выявленного дефекта определяются координаты DGPS, которые заносятся в общую электронную базу данных обследования, которая передаётся оператору трубопровода.

Оперируя базой данных обследования, оператор трубопровода может самостоятельно разработать программу ремонта. При этом, если ранее, когда исчерпывающая информация о состоянии изоляции трубопроводов была недоступна операторам трубопроводов, т.е. о её состоянии судили по косвенным признакам (результаты дефектоскопии на потерю металла, выборочные шурфовки, обследование состояния системы ЭХЗ и т.п.), то при появлении на внутритрубном диагностическом рынке технологии ЭМАП отпадает необходимость в глобальной переизоляции трубопроводов. Что позволяет операторам трубопроводов экономить колоссальные средства. А если учесть, что данный вид инспекционных снарядов даёт дополнительную информацию по трещиноподобным дефектам, экономический эффект от их применения оказывается ещё больше.

Инспекционный снаряд с использованием ЭМАП состоит из следующих системных компонентов:

• батареи;
• устройства записи и хранения информации;
• блока определения трещин;
• блока определения отслоения изоляции;
• блока одометра;
• блока контроля скорости (опция)

Полевые испытания снарядов ЭМАП подтверждают, что прибор с высокой точностью определяет плоские трещины и различные степени нарушения изоляции:

Изоляция, нанесённая в полевых условиях, и соответствующие данные обследования

К основным преимуществам снаряда ЭМАП можно отнести следующие:

• сенсоры не требуют контактной жидкости, что позволяет использовать снаряд для обследования как жидкостных, так и газовых трубопроводов;
• на сигналы ЭМАП не оказывает влияния среда, вследствие чего достигается высокая точность измерений;
• особые возможности обнаружения стресс-коррозионного растрескивания; колоний трещин и различных видов отдельных трещин (сетка трещин, внешние продольные трещины на границе сварного шва, усталостные трещины), а также трещины в продольных швах или в зоне, примыкающей к ним;
• это единственный внутритрубный инспекционный снаряд, определяющий наружное отслоение изоляции;
• возможность комбинирования с другими инспекционными технологиями для создания высокоэффективного инспекционного снаряда; например, возможна комбинация с блоком картографирования и блоком контроля скорости (скорость снаряда до 5 м/с при скорости потока перекачиваемой среды до 12 м/с - не уменьшается пропускная способность трубопровода).

Отправить заявку на эту услугу

Предоставление услуг по диагностике трубопроводов с минимальным временем простоя.

Как наиболее надежный поставщик решений по внутритрубной диагностике и обеспечению бесперебойной транспортировки продукта, компания Т.Д. Вильямсон предоставляет индивидуальные услуги по внутритрубной диагностике трубопроводов, разработанные специально для оптимизации производительности систем трубопроводов с минимальным временем простоя. Технологии внутритрубной диагностики компании Т.Д. Вильямсон рассчитаны на обеспечение целостности трубопровода при самых сложных условиях среды, а также на предоставление наиболее точных данных, как правило, за один проход.

Слишком высокая скорость прохождения снаряда влияет на качество данных. Технология активного управления скоростью диагностического снаряда специально разработана для совместного применения с технологией диагностики MFL в газопроводах с высокой скоростью потока.

Технология разработана с применением датчиков, рассчитанных на проход непосредственно по внутренней стенке трубы, а не перед снарядом, что увеличивает их чувствительность. Данные высокого разрешения, полученные с помощью этих инструментов, могут быть проанализированы на признаки наличия вмятин и помогают точно измерить участки расширения труб.

Обеспечивает точное обнаружение и определение размеров внутренней и внешней потери металла и других аномалий. Рассчитана на преодоление сужений и снижение сопротивлений трению для обеспечения более стабильной скорости прохождения снаряда.

Обеспечивает точное обнаружение и определение размеров внутренней и внешней потери металла и других отклонений.

Экономичный и удобный с точки зрения эксплуатации метод диагностирования коротких, неудобных для внутритрубной диагностики участков трубопровода.

Обеспечивает наиболее точную на сегодняшний день диагностику продольных сварных швов без значительного увеличения длины снаряда.

Внутритрубная диагностика (ВТД) линейной части магистрального газопровода (ЛЧ МГ) на сегодня является самым эффективным способом получения информации о состоянии магистральных газопроводов и их целостности. Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственный центр «Внутритрубная диагностика» (ООО «НПЦ «ВТД») является лидером по достоверности предоставляемых результатов по ВТД (на уровне 90–95%) среди российских и зарубежных компаний.

Текст: Н. Н. Иванова, С.В. Налимов, В. Е. Лоскутов, Б. В. Патраманский.

ООО «НПЦ «ВТД» разрабатывает и производит собственные диагностические внутритрубные комплексы диаметрами от 219 мм до 1420 мм и оказывает услуги по ВТД отечественным и зарубежным операторам трубопроводов.

Среди отечественных - такие крупнейшие компании, как ПАО «Газпром» и дочерние общества ПАО «Роснефть».

Ежегодный объем работ по ВТД, выполняемых ООО «НПЦ «ВТД» на объектах ПАО «Газпром», составляет более 20 тысяч километров, или около 90% всего годового объема работ по внутритрубной диагностике линейной части магистральных газопроводов.

Внутритрубные диагностические комплексы, применяемые ООО «НПЦ «ВТД», обнаруживают практически все встречающиеся в газопроводах дефекты, образующиеся при производстве трубы, при строительстве трубопровода и его эксплуатации.

При производстве трубы - это расслоения, дефекты проката, аномалии продольных сварных швов (непроваренные стыки); при строительстве трубопровода - вмятины, гофры, задиры, дефекты сварки кольцевого шва, плохая изоляция, которая в процессе эксплуатации трубопровода становится причиной развития коррозийных повреждений, а также в сочетании с другими факторами (высокое давление в трубопроводе, доступ грунтовых вод, кислотность почв, загрязненный металл трубы и др.) способствует возникновению самого опасного дефекта - мелких трещин КРН (коррозионного растрескивания под напряжением).

Дефекты КРН представляют собой мелкую сетку трещин на поверхности трубы, которые при определенных условиях объединяются в магистральную трещину, и происходит разрушение трубопровода.

Рисунок 1. Диаграмма дефектов, обнаруженных по результатам выполнения работ по ВТД в первом полугодии 2017 года.

На рисунке 1 представлена диаграмма дефектов, обнаруженных по результатам выполнения работ по ВТД в первом полугодии 2017 года. Как видно из диаграммы, более 80% из общего числа дефектов составляют коррозионные повреждения и около 10% - аномалии кольцевых сварных швов.

Дефекты таких типов надежно обнаруживаются внутритрубными инспекционными приборами (ВИП) продольного намагничивания (по зарубежной классификации - MFL).

Однако для поиска и обнаружения продольных трещин и зон трещин КРН создаются ВИП поперечного намагничивания (TFI), поскольку приборами типа MFL их обнаружить невозможно.

Необходимо отметить, что приборы MFL и TFI работают на магнитном принципе контроля, который основан на регистрации полей рассеяния от дефекта в стенке трубы. Зоны трещин КРН при намагничивании организуют достаточно слабые поля, которые трудно зафиксировать датчиковой системой.

Специалистами ООО «НПЦ «ВТД» создан высокочувствительный прибор поперечного намагничивания, способный обнаруживать зоны продольных трещин глубиной 15–20% от толщины стенки трубы.

Одной из самых серьезных задач при выполнении работ по ВТД является создание специальных алгоритмов и программных продуктов, с помощью которых производится обработка и расшифровка записанной внутритрубными приборами информации.

Благодаря участию специалистов компании в обследовании дефектов в более чем 4,5 тысячах шурфов удалось создать алгоритмы, точно отражающие параметры разных типов дефектов.

Количество аномалий кольцевых стыков в приведенной диаграмме составляет 9,6%, в численном же выражении на участок газопровода в среднем приходится 300–400 штук. Поскольку опасность аномалий не определена, оператору трубопровода по действующим нормативным документам необходимо все аномалии отшурфовать, снять изоляцию и обследовать наружными переносными дефектоскопами каждый стык. При этом оператор вынужден проделать огромную работу и понести затраты, хотя опасных стыков под вырезку может быть несколько.

В ООО «НПЦ «ВТД» в дополнение к существующим ВИП создан прибор - интроскоп. Его назначение – контроль внутреннего рельефа поверхности трубы. С помощью интроскопа удалось ранжировать аномалии кольцевых швов на три категории: «а» - опасные, «b» - под наблюдение, «с» - неопасные.

Теперь оператору трубопровода необходимо в течение указанного в отчете периода отшурфовать дефекты категории «а» и отремонтировать, избегая при этом огромных затрат на шурфовку остальных аномалий.

Среди достижений последнего времени необходимо указать создание специалистами ООО «НПЦ «ВТД» методики определения непроектных изгибов трубопроводов.

Если радиус поворота оси трубопровода будет меньше допустимой величины, в нем возникает напряженно деформированное состояние (НДС), которое может привести к пластической деформации или даже к разрыву. Реализация технологии определения непроектных изгибов стала возможной при установке в ВИП высокоточных навигационных систем.

В целом благодаря созданному внутритрубному оборудованию, разработанным алгоритмам и методикам, комплексу ремонтных работ по удалению опасных дефектов по результатам ВТД, выполняемому газотранспортными обществами ПАО «Газпром», и восстановлению несущей способности газопроводов при их периодическом обследовании удается поддерживать безопасную эксплуатацию газотранспортной системы ПАО «Газпром» на необходимом уровне.

Изобретение относится к измерительной технике и может найти применение в диагностике стенок трубопроводов. Способ внутритрубной диагностики включает определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, совмещение и дополнение результатов исследований в процессе анализа полученных данных, согласно изобретению дополнительно производится исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого совмещаются с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений. Техническим результатом изобретения является повышение надежности внутритрубной диагностики за счет повышения точности определения длины трещины и возможность диагностирования, в частности, паутиной и многоканальной коррозии и длинношовного усталостного растрескивания, питтинга.

Изобретение относится к измерительной технике и может найти применение в диагностике стенок трубопроводов. Известен способ магнитооптической дефектоскопии, заключающийся в нахождении трещин в ферромагнитном материале с помощью устройства, состоящего из источника поляризованного света, формирователя светового пучка, пленки магнитооптического материала с защитным покрытием, анализатора, оптической системы формирования изображения дефектов, расположенных последовательно по ходу светового пучка, источника постоянного магнитного поля для возбуждения магнитного потока в исследуемом образце параллельно плоскости магнитооптического материала, полюса источника магнитного поля расположены симметрично с двух сторон относительно магнитооптического материала (Вилесов Ю.Ф, Вишневский В. Г. , Грошенко Н.А. Устройство для визуализации и топографирования магнитных полей. ИЛ 38-98, Крымский ЦНТИ, 1998). Устройство позволяет визуализировать скрытые дефекты в ферромагнитных материалах. Для этого в исследуемом образце создается магнитный поток. На дефектах исследуемого образца, например в трещинах в его объеме, образуются магнитные заряды, которые создают поле рассеяния, перпендикулярное поверхности образца. Поля рассеяния индуцируют в магнитооптическом материале структуру намагниченности, перпендикулярную ее поверхности, которая визуализируется за счет эффекта Фарадея. Скрытые дефекты ферромагнетика проявляются и наблюдаются в виде соседствующих темной и светлой областей. Недостатком способа является невозможность точного определения глубины дефекта. Магнитооптическим способом формируется детальное "плоское" изображение дефекта, но его глубина определяется с меньшей точностью. Дефекты, имеющие равные размеры, но расположенные на разной глубине, имеют различную яркость изображения. И наоборот, дефекты, видимые как равной интенсивности, могут иметь разную глубину. Поэтому затруднено точное определение степени опасности выявленного дефекта и эксплуатационной пригодности исследуемой части трубопровода. Известен также способ внутритрубной диагностики, включающий ультразвуковое сканирование стенки трубопровода, и исследование по истечениям магнитного потока (К.В. Черняев Анализ возможностей внутритрубных снарядов различных типов по обнаружению дефектов трубопроводов. //Трубопроводный транспорт нефти. 4, 1991. С.27-33.). В способе производят последовательное исследование трубопровода ультразвуковым и магнитным методом, сопоставляют результаты обследований, определяют дефекты, препятствующие возможности дальнейшей эксплуатации участка трубопровода. Недостатком способа является ограниченная разрешающая способность, уменьшающая точность определения параметров дефектов и не позволяющая диагностировать, в частности, паутинную и многоканальную коррозию и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитную проникающую коррозию, питтинги. Низкая точность определения длины трещины снижает надежность внутритрубной диагностики. В основу изобретения поставлена задача усовершенствовать способ внутритрубной диагностики путем повышения надежности диагностики за счет увеличения точности определения параметров дефектов и расширения спектра регистрируемых дефектов. Поставленная задача решается тем, что в способе внутритрубной диагностики, включающем определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, сопоставление результатов исследований в процессе анализа полученных данных, согласно изобретению дополнительно производится исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого сопоставляются с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений. Магнитооптическим способом хорошо обнаруживаются дефекты с малыми геометрическими размерами, например паутинная и многоканальная коррозия и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитная проникающая коррозия, питтинги. За счет более высокого разрешения повышается точность определения длины обнаруженных трещин в стенке трубопровода и формируется детальное, с высоким разрешением, "плоское" изображение дефекта. Каждый из способов внутритрубной диагностики по отдельности хорошо регистрирует отдельные типы дефектов и неудовлетворительно другие типы дефектов. Наиболее качественное, с высоким разрешением, изображение дефекта формируется магнитооптическим способом. Однако глубина дефекта магнитооптическим способом определяется с ограниченной точностью. Сопоставление магнитооптического способа с акустическим и методом магнитных истечений позволяет преобразовать "плоское" изображение дефекта в "объемное". Акустооптический способ диагностики формирует "глубину" магнитооптического изображения дефекта. Совмещение трех типов диагностики позволяет как расширить спектр диагностируемых дефектов, так и повысить достоверность диагностики за счет сопоставления независимых результатов измерения. Способ реализуется следующим образом. Производится очистка внутренней поверхности трубопровода от грязи и ржавчины. Далее последовательно производят внутритрубную диагностику ультразвуковым и магнитным методами. Определяются дефекты, допускающие дальнейшую эксплуатацию, дефекты, не допускающие эксплуатацию трубопровода без проведения ремонтных работ, и дефекты, идентификация которых затруднена. После чего производится исследование неидентифицированных дефектов магнитооптическим способом диагностики. Если трещина в металле развивается, то ее концы имеют меньшую ширину, чем центральная часть, и не обнаруживаются способом-прототипом. Причем узкая часть трещины может иметь длину, превышающую продиагностированную способом-прототипом, и зафиксированную как допускающую процесс дальнейшей эксплуатации. Кроме того, несколько относительно мелких дефектов (допускающих по отдельности эксплуатацию трубопровода) могут быть связаны между собой трещинами в единый большой дефект, но способом-прототипом этот дефект не диагностируется вследствие малого пространственного разрешения. Дополнительное магнитооптическое исследование устраняет неточность определения длины трещины и повышает надежность диагностики. Пример. Дефект, обнаруженный ультразвуковым методом и методом магнитных истечений, дополнительно подвергается исследованию магнитооптическим методом. Для этого в исследуемом образце создается магнитный поток и производится визуализация полей рассеяния дефектов. На дефектах в стенках трубопровода, например трещинах, образуются магнитные заряды, которые создают поля рассеяния, силовые линии которых выходят из образца и наводят в магнитооптическом материале визуализатора структуру намагниченности, перпендикулярную ее поверхности. Геометрия структуры намагниченности, перпендикулярной поверхности магнитооптического материала, совпадает с геометрией дефектов. Освещают пленку магнитооптического материала поляризованным светом. Свет, отраженный от участков магнитооптического материала, соответствующих бездефектным областям исследуемого образца, гасится. Свет, прошедший через участки магнитооптического материала, содержащие перпендикулярную поверхности структуру намагниченности, изменит вследствие эффекта Фарадея ориентацию плоскости поляризации на ортогональную первоначальной и будет зарегистрирован. Сформируется изображение бездефектной области в виде темного поля и дефектов в виде светлых участков. Геометрические размеры и формы светлого участка на изображении воспроизводят геометрические размеры и форму дефекта в исследуемом образце, что позволяет дополнить картину изображения дефекта, полученного ультразвуковым способом и способом магнитных истечений новыми деталями и, соответственно, более точно определить параметры дефекта и эксплуатационную пригодность данного участка трубопровода. При наличии трещин в стенках трубопровода, отходящих от обнаруженного способом-прототипом дефекта, или связи между несколькими дефектами через трещины, не обнаруживаемые способом-прототипом, заявляемый способ позволяет более точно определить истинные диагностируемые параметры трубопровода. Точность определения параметров дефекта определяется периодом доменной структуры магнитооптического материала и разрешающей способностью оптики. Характерные размеры периода доменной структуры лежат в диапазоне 5 - 50 мкм. Соответственно магнитооптический метод позволяет обнаруживать дефекты с минимальными размерами порядка 10 - 100 мкм, что значительно превышает разрешающую способность заявляемого способа по сравнению со способом-прототипом. Более высокая разрешающая способность магнитооптического метода повышает точность определения параметров дефекта, например длины трещины и позволяет повысить надежность диагностики. Заявляемый способ позволяет повысить надежность внутритрубной диагностики за счет повышения точности определения параметров дефекта, например длины трещины, и позволяет диагностировать, в частности, паутинную и многоканальную коррозию и длинношовное усталостное растрескивание, межкристаллитную проникающую коррозию, питтинги. Более точная диагностик позволяет сократить расходы на обслуживание трубопровода и определение параметров дефекта визуальными методами. Дополнительная магнитооптическая диагностика трубопровода незначительно увеличит эксплуатационные расходы на диагностику, так как производится после ультразвуковой и методом магнитных истечений, и только тех дефектов, которые являются потенциально опасными для продолжения эксплуатации трубопровода.

Формула изобретения

Способ внутритрубной диагностики, включающий определение дефектов ультразвуковым методом, определение дефектов методом магнитных истечений, совмещение и дополнение и результатов исследований в процессе анализа полученных данных, отличающийся тем, что дополнительно производят исследование стенки трубопровода магнитооптическим способом, результаты которого сопоставляют с результатами исследований ультразвуковым методом и методом магнитных истечений.

Похожие патенты:

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для контроля движения очистных и диагностических объектов в трубопроводах в потоке перекачиваемого продукта, например скребков, разделителей, контейнеров, дефектоскопов и т.д

Изобретение относится к защитным устройствам, предотвращающим большие потери рабочей среды при разрушении трубопроводов (внезапной разгерметизации), и может быть использовано в гидро- и пневмосистемах в качестве пассивной защиты, перекрывающей расход рабочей среды в замкнутом контуре при аварийной ситуации, в частности для отсечения разгерметизированной части контура охлаждения ядерного реактора корпусного типа и предотвращения опорожнения (обезвоживания) активной зоны