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.
Нами очищены и обследованы внутритрубными дефектоскопами более 3800 километров трубопроводов диаметром от 159 мм до 1420 мм.
Цель услуги:
1. Обследование технического состояния трубопровода.
2. Расчеты на прочность (максимального разрешенного давления) и долговечность (остаточного ресурса) по результатам обследования.
3. Экспертиза промышленной безопасности. Лицензия № ДЭ-00-013475.
Этапы технологии внутритрубной диагностики:
1. Подготовительные работы - определение (по данным опросного листа) и обеспечение контролепригодности обследуемого трубопровода.
2. Очистка внутренней полости трубопровода от инородных предметов, окалины, остатков электродов, асфальтосмолистых, парафиновых и пирофорных отложений.
3. Калибровка трубопровода - определение минимального проходного сечения трубопровода и обеспечение 70% проходимости от наружного диаметра (т.е. устранение всех дефектов геометрии, превышающих 30% от наружного диаметра).
4. Обследование трубопровода профилемером - выявление дефктов геометрии трубопровода (вмятин, гофр, овальности) и изерение радиуса поворотов. Обеспечение проходимости трубопровода в 85% от от наружного диаметра (устранение всех дефектов геометрии, превышающих 15% от наружного диаметра) и минимального радиуса поворота трубопровода, равного 1,5Dн или 3Dн (Rпов. должно быть более или равно 1,5Dн или 3Dн в зависимости от применяемого после пофилеметрии дефектоскопа).
5. Обследование трубопровода внутритрубными магнитными (MFL и TFI) и/или ультразвуковыми дефектоскопами - выявление таких дефектов, как: коррозия (внутренняя, наружная, точечная и сплошная), стресс-коррозия под напряжением, расслоения, включения, разноориентированные трещины и др. дефекты стенки трубопровода.
6. Расчет на прочность и долговечность (остаточного ресурса) и экспертиза промышленной безопасности.
С 2007 г. нами выполнены работы по внутритрубной диагностике и экспертизе промышленной безопасности трубопроводов (в т.ч. подводных переходов) в ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Удмуртнефть», ООО «Белкамстрой», ОАО «Белкамнефть», ЗАО «Нафтатранс», ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «БПО-Отрадный», АО "Шешмаойл", "СНПС-Актобемунайгаз", ОАО "РН-Краснодарнефтегаз" и др.
Опыт работ по внутритрубной диагностике нефтегазопроводов более 10 лет.
В настоящее время целый ряд технических и физических методов диагностики (акустические методы, методы использования магнитной памяти металла и др.) с тем или иным успехом используются при исследовании технического состояния тепловой сети. Технические данные, получаемые при диагностике тепловых сетей различными методами, подлежат качественной расшифровке и количественному анализу, в результате которого весь спектр обнаруженных потенциально опасных участков на исследуемом объекте должен классифицироваться по степени своей опасности для дальнейшей безопасной эксплуатации тепловых сетей.
ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно с научно-исследовательскими институтами и другими научными организациями проводятся работы по опытному применению известных и разработке новых технических методов диагностирования для практического применения в обследовании трубопроводов тепловых сетей.
Акустический метод. В период с 2005 - 2009 гг. диагностической организацией с использованием оборудования фирмы НПК «Вектор» (ныне данную технологию внедряет ООО «НПК «КУРС-ОТ») с помощью корреляционного анализатора шумов было обследовано более 50 км тепловых сетей (рис. 2).
Данный метод диагностики не требует отключения трубопровода. Существует возможность диагностировать за небольшое время подающий и обратный трубопроводы. В отчетах в наглядной форме представлена информация об участках с докритическим и критическим утонением стенок, причем по согласованию с нашей компанией под ними понимались соответственно значения 40-60% и менее 40% от номинальной толщины стенки металла трубопровода, что существенно отличается от допустимых для дальнейшей эксплуатации величин, указанных в РД 153-34.0-20.522-99. Критические участки в сумме составили в среднем около 12% всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов. Докритические участки в сумме составили в среднем около 47% от всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов. К примеру, на участке 100 м критических участков в среднем по результатам диагностики было выявлено общей протяженностью 12 м, а докритических - 47 м. В удовлетворительном состоянии - 41 м. Учитывая трудозатраты, эффективность данного метода диагностики можно считать высокой, т.к. без нарушения технологического режима, без вскрытия теплотрасс, при небольших объемах подготовительных работ продиагностированы десятки километров участков трубопроводов тепловых сетей. Следует отметить, что по результатам анализа диагностических данных, полученных при обследовании и при последующем вскрытии теплотрасс, подтвердилось, что данным методом лучше выявляются протяженные коррозионные участки, а для обнаружения локальных язвенных повреждений в металле метод мало пригоден. По оценкам авторов, при повреждении (утонении стенок) протяженностью 1 м вероятность его обнаружения - 80%, а протяженностью 0,2 м - 60%. Строго говоря, с помощью данного акустического метода диагностики выявляются места механических перенапряжений конструкции трубопровода, которые в ряде случаев могут быть обусловлены не утонением стенки трубы (являющимся одним из важных факторов при принятии решения о ремонте), а другими факторами, например, разрушением скользящих опор, температурными деформациями и напряжениями. Для подтверждения полученных по отчету результатов хотя бы только на критических участках пришлось бы вскрывать километры теплотрасс. Такая работа реально ведется только при аварийном устранении повреждений и при плановых реконструкциях. На основании статистической выборки порядок достоверности этого метода диагностики составляет около 40% по обобщенным данным специалистов службы диагностики ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» и подрядчика. По нашему мнению, данный метод не дает информацию о толщине стенки металла трубопровода, необходимую для принятия решения о ремонте и прогнозировании сроков дальнейшей эксплуатации.
Ультразвуковой метод. В период с 2005 по 2009 гг. диагностической организацией с использованием ультразвуковой системы Wavemaker проводились работы по диагностике тепловых сетей, было обследовано более 5 км тепловых сетей (рис. 3).
Данный метод диагностики не требует отключения трубопровода. На предварительно подготовленную поверхность, свободную от теплоизоляции, надевается надувное кольцо с преобразователями. Спиральная акустическая волна распространяется в обе стороны от кольца и по ее отражению от неоднородностей можно судить об изменении площади поперечного сечения металла. В процессе диагностики выявляются места с изменением площади поперечного сечения на 5% и более от номинальной толщины стенки металла трубопровода. Акустическая волна, создаваемая генератором, имеет ограниченную мощность, ее затухание определяется наличием сварных швов, углов поворота, переходов диаметра. До нас этот метод никогда не использовался для проведения диагностики трубопроводов тепловых сетей. Таким образом, при подземной прокладке можно использовать метод Wavemaker только для диагностики участков трубопроводов, прилегающих к тепловым камерам, а также при шурфовках (плановых и аварийных). Самым большим достоинством метода является сравнительная быстрота получения результата диагностики, что в ряде случаев делает возможным получение информации о состоянии металла непосредственно на месте производства аварийных работ. Применение данного метода на тепловых сетях требует значительных усилий по подготовке рабочего места и, самое главное, снятия теплоизоляции, площадью 300x300 мм, с последующим выполнением зачистки трубопровода и восстановлением разрушенной изоляции. В результате проведения диагностики из-за затухания акустической волны, создаваемой генератором, большие по длине участки трубопроводов оказываются не обследованными. После шурфовок и осмотров трубопроводов был сделан вывод, что достоверность метода составляет не более 50% и не дает полной информации о состоянии трубопровода и такой информации, как толщина стенки металла трубопровода, необходимой для принятия решения о ремонте и прогнозированию сроков дальнейшей эксплуатации.
Метод акустической эмиссии. В период с 2005-2008 гг. с использованием метода акустической эмиссии специализированной организацией проводились работы по диагностике тепловых сетей. Было обследовано более 2 км тепловых сетей (рис. 4).
Метод основан на принципе генерации (эмиссии) акустических сигналов в местах нарушения структуры металла при постепенном ступенчатом повышении давления рабочей среды. При одном подъеме давления данным методом можно продиагностировать около 1000 м трубопровода.
Как показал опыт практического применения, для обследования участка тепловой сети нужна тщательная подготовка рабочего места. Датчики устанавливаются на трубопроводе продольно по длине участка, расстояние между соседними датчиками должно быть около 30 м. В местах установки датчиков металл необходимо тщательно зачищать до зеркального блеска «пятнами» диаметром около 7 см. Для проведения диагностических работ давление теплоносителя необходимо поднять не менее чем на 10% от эксплуатационного значения и затем в течение 10 минут произвести запись акустических сигналов. После компьютерной обработки полученной информации в отчете предоставляются координаты дефектов в металле с указанием степени их опасности (от 1-го до 4-го класса). Один комплект аппаратуры включает в себя 16 датчиков.
Учитывая трудоемкость подготовительных работ для обследования данным методом подземного трубопровода, более целесообразным представляется его применение на участках надземной прокладки. Эффективность метода акустико-эмиссионного контроля можно условно оценить как среднюю. Достоверность результатов при диагностике методом акустической эмиссии участков оказалась, по нашей оценке, на уровне 40%. Данный метод не дает информацию о толщине стенки металла трубопровода, необходимую для принятия решения о его ремонте и прогнозирования сроков дальнейшей эксплуатации.
Описанные выше методы технического диагностирования не позволяют полностью осуществить техническую диагностику состояния подземных теплопроводов и выявить все участки, требующие ремонта, т.е. не позволяют полностью получить требуемую информацию о фактическом состоянии трубопроводов, что вызывает необходимость совершенствования этих методов, а также разработку новых инструментальных методов на основе современного развития технических средств.
Одним из примеров совершенствования существующих методов является работа, проводимая ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно со специализированными диагностическими организациями, по оценке состояния коррозионно-опасных зон с использованием программных комплексов для анализа статистической информации и результатов тепловизионной съемки, а также аппаратов, перемещаемых внутри трубы, которые оснащены телевизионной и ультразвуковой техникой.
Но прежде, чем говорить о разработанных модулях, предназначенных для проведения внутритрубной диагностики, остановимся на принципах формирования программ проведения данного вида диагностики.
Формирование программ диагностики и критерии выбора участка для проведения внутритрубной диагностики (ВТД). Выбор участков под обследование методом ВТД осуществляется специалистами службы диагностики с использованием географической информационно-аналитической системы «Теплосеть» (ГИАС «Теплосеть») и результатов обследования инфракрасной тепловизионной аэрофотосъемки, загружаемых в ГИАС «Теплосеть» (рис. 5).
Ввод паспортной информации о трубопроводах, а также информации, полученной в результате обследований дефектов, диагностики, коррозионных измерений, выполняется по определенному алгоритму в электронную схему тепловой сети. В нашем случае система мониторинга - это, по существу, программная оболочка на основе цифровой пространственной модели, позволяющая работать с информацией по всем базам данных, относящимся к тепловой сети, и представлять ее в виде, удобном для просмотра и восприятия. Рабочее название этой системы - ГИАС «Теплосеть» (подробнее см. статью И.Ю. Никольского на с. 19-24 - прим. ред.). В настоящее время система мониторинга позволяет рационально составлять программы как реконструкции, так и выборочного капитального ремонта с целью продления ресурса трубопровода до его вывода в реконструкцию и определяет участки для диагностики.
Критерии выбора участка для диагностики в ГИАС «Теплосеть»:
■ коэффициент удельной повреждаемости;
■ наличие внешних факторов, ускоряющих коррозионный износ;
■ технологическая значимость данного участка тепловой сети, которая напрямую связана с величиной прогнозируемого недоотпуска тепловой энергии при аварийном устранении повреждений в зимний период;
■ социальная значимость, определяемая тяжестью возможных социально-экономических последствий в случае повреждений;
■ результаты тепловизионной съемки и градиента температуры на участке.
Площадная аэрофотосъемка в ИК-диапазоне (рис. 6) выполняется с помощью тепловизора, в качестве транспортного средства используется вертолет Ми-8.
Отчетные материалы представляются в виде каталога температурных аномалий. В удобной для сравнения форме приводятся фрагменты карты расположения тепловых сетей, съемки в оптическом и инфракрасном диапазонах волн. Метод очень эффективен для планирования ремонтов, диагностики и выявления участков с повышенными тепловыми потерями. Съемка проводится весной (март - апрель) и осенью (октябрь - ноябрь), когда система отопления работает, но снега на земле нет. На обследование и получение результатов по всей территории г. Санкт-Петербурга уходит всего две недели. Данный метод позволяет не только определить места разрушения изоляции и разгерметизации трубопроводов, но и отслеживать развитие во времени такого рода изменений. По результатам тепловизионной съемки специалисты службы диагностики с целью определения причины аномалии (мест повышенных тепловых потерь) выполняют надземное обследование с использованием приборов корреляционной и акустической диагностики.
Диагностический модуль для внутритрубной диагностики Ду700-1400. В 2009 г. нашим предприятием совместно с диагностической организацией был опытно внедрен новый метод диагностики - внутритрубная диагностика (ВТД) с использованием телеуправляемого диагностического комплекса (ТДК) (рис. 7).
Созданный для внутритрубной диагностики телеуправляемый диагностический комплекс включает в себя взрывозащищенное средство доставки (внутритрубный дефектоскоп), на которое могут быть установлены различные сменные модули неразрушающего контроля: визуального и измерительного контроля (модуль ВИК), а также бесконтактного («сухого») ультразвукового контроля с применением электромагнитно-акустических преобразователей (ЭМАП) прямого и наклонного ввода УЗ-импульса (ЭМА-модуль).
Загрузка внутритрубного дефектоскопа с установленными диагностическими модулями производится через имеющиеся горловины теплофикационных камер и смотровых колодцев (люк - лазы Ду600), а при необходимости - в местах ремонта. Для подготовки места запуска внутритрубного дефектоскопа внутрь трубопровода осуществляется вырезка козырька размером 800x800 мм (рис. 8), в прилегающих камерах выполняется вырезка размером 200x200 мм для осуществления вентиляции диагностируемого участка трубопровода. Внутритрубный дефектоскоп может перемещаться как по горизонтальным трубопроводам Ду700-1400 со скоростью 50 мм/с, так и по наклонным и вертикально расположенным участкам Ду700-1000 со скоростью 25 мм/с, а также проходить крутозагнутые отводы и равнопроходные тройники. Внутритрубный дефектоскоп способен перемещаться внутри технологических трубопроводов на расстояние до 240 м от мест загрузки. Диагностическое и вспомогательное оборудование размещается в передвижной автолаборатории на базе автомобиля «Газель».
Использование ЭМАП позволяет проводить диагностику трубопроводов, в том числе диагностику объектов, имеющих загрязненную поверхность (ржавчина, коррозия и т.д.), без использования контактной жидкости, по неподготовленной поверхности, через воздушный зазор до 1,5 мм. Диапазон толщин стенок, доступных для контроля, находится в пределах 6-30 мм. Для проведения контроля ЭМАП располагаются диаметрально-противоположно в ЭМА-модуле, установленном на узел ротации внутритрубного дефектоскопа. Узел ротации обеспечивает поворот преобразователей по окружности трубопровода, а телескопические манипуляторы - выдвижение преобразователей до поверхности трубопровода для обеспечения постоянного воздушного зазора между контролируемой поверхностью и преобразователями. Внутритрубный дефектоскоп обеспечивает поступательное и спиральное перемещение модуля внутри трубопровода, за счет чего реализуются динамические режимы контроля - сплошное сканирование тела трубы или сканирование с заданным шагом от 10 до 200 мм.
Сплошной и пошаговый ЭМА-контроль осуществляется на прямолинейных участках трубопровода, а внутри отводов проводится измерение остаточной толщины стенки. Результаты внутритрубного сканирования с применением ВИК- и ЭМА-модулей выводятся на экраны мониторов принимающего и управляющего компьютеров (рис. 9), установленных в автолаборатории, с целью оценки контролером обнаруженных дефектов тела трубы.
С целью получения информации об остаточной толщине стенки трубы в потенциально опасных участках принято решение о дооснащении телеуправляемого диагностического комплекса модулем вихретокового контроля, который позволит определять утонения стенки в диапазоне 0,5-6 мм на корродированных поверхностях.
Для обеспечения полноценного контроля технического состояния трубопроводов теплосетей в 2010-2011 гг. была выполнена следующая модернизация:
■ усовершенствована конструкция для обеспечения функционирования ТДК в условиях повышенной влажности (до 100%), а также в частично погруженном в воду состоянии;
■ дооснащен ТДК модулем вихретокового контроля для определения остаточной толщины на участках коррозионного поражения трубопроводов в диапазоне 0,5-6,0 мм;
■ разработан новый сканер для перемещения ЭМАП вдоль оси трубопровода с обеспечением производительности контроля не менее 10 м/ч;
■ доработан ЭМАП для обеспечения контроля в условиях состояния внутренних поверхностей, специфичных для трубопроводов тепловых сетей;
■ разработано специализированное программное обеспечение, обеспечивающее архивирование и отображение результатов контроля в реальном времени.
Основным критерием, учитываемым при принятии решения по замене трубопровода, являлась информация о фактической толщине стенки металла трубопровода, необходимая для расчета на прочность и наработки на отказ трубопровода тепловой сети. В программу немедленного аварийного ремонта включались участки с утонением толщины металла от 40% и более, участки с утонением металла от 20 до 40% планируются к замене в последующие периоды.
В 2009 г. выполнена диагностика 800 пм, обнаружено 24 потенциально опасных участка, заменено 11 п м подающего трубопровода.
В 2010 г. выполнена диагностика 1400 пм, обнаружено 33 потенциально опасных участка, заменено 106 п м подающего трубопровода.
В 2011 г. выполнена диагностика 2700 пм, обнаружено 52 потенциально опасных участка, заменено - 240 п м подающего трубопровода.
Диагностический модуль для внутритрубной диагностики Ду 300-600 . Учитывая технологическую потребность в диагностике трубопроводов диаметром от 300 до 600 мм ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» совместно с диагностическими организациями продолжило разработку аппаратов, погружаемых внутрь трубопровода и позволяющих определить фактическую толщину стенки металла трубопровода, оснащенных телевизионной и ультразвуковой техникой.
В 2011 г. впервые был применен диагностический модуль, позволяющий диагностировать трубопроводы диаметром Ду300-600, который разрабатывался подрядной организацией в тесном контакте с ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга» (рис. 10).
Данный модуль представляет из себя электромеханическую каретку с приводом на задние колеса. Максимальная дальность доставки видео- и ультразвукового оборудования ограничивается тяговым усилием двигателя каретки и составляет 130 м. Измерительное оборудование установлено в головной части робота, представляющее собой конструктивный элемент с возможностями производить вращательные движения вокруг своей оси на 180 О по часовой и против часовой стрелки за счет установленного в роботе электромеханического привода (рис. 11). Пневматические болгарки имеют круги лепесткового типа, используемые для зачистки внутренней поверхности трубопровода от коррозии. Воздух на пневмоинструмент подается через пневмопредохранители по пневмотрубкам высокого давления от автономного бензинового компрессора. Толщинометрия производится посредством двух толщиномеров, установленных в корпус каретки робота. Датчики толщиномеров выведены на голову робота и расположены на одной оси с зачистными пневмоболгарками. В качестве контактной жидкости между датчиками и поверхностью металла используется вода, подающаяся через электроклапан по пневмотрубке при помощи водяного насоса. Выдвижение пневмоболгарок и плотное прилегание датчиков толщиномеров к контролируемому участку стенки трубы осуществляется при помощи пневмоцилиндров.
Загрузка внутритрубного дефектоскопа с установленными диагностическими модулями производится через шурфы (рис. 12), габаритные размеры оборудования в настоящее время не позволяют осуществлять его загрузку через люк - лазы Ду600. Для подготовки места запуска внутритрубного дефектоскопа внутрь трубопровода осуществляется вырезка металла трубопровода в верхней части в месте шурфовки длиной не менее 1,2 м и шириной 0,5Ду трубопровода, а в прилегающих камерах выполняется вырезка размером 200x200 мм для осуществления вентиляции диагностируемого участка трубопровода. Внутритрубный аппарат может перемещаться только горизонтально, скорость контроля более 100 мм/с.
Диагностическое и вспомогательное оборудование размещается в передвижной автолаборатории на базе автомобиля «Газель». Управление внутритрубным дефектоскопом осуществляется через ноутбук с помощью специализированной программы. Контроль осуществляется с заданным шагом 100 мм. Результаты внутритрубного сканирования с применением визуально измерительного контроля и выполнением ультразвуковой толщинометрии выводятся на экраны монитора принимающего и управляющего компьютера, с целью оценки контролером повреждений, обнаруженных в результате контроля (рис. 13).
С целью адаптации существующего дефектоскопа и обеспечения полноценного контроля технического состояния трубопроводов теплосетей в 2011 г. была выполнена следующая модернизация:
■ установлена на ультразвуковой датчик демпферная подушка, обеспечивающая более ровный контакт поверхности стенки металла трубопровода и ультразвукового датчика;
■ для повышения надежности передачи данных о толщине стенки металла обследованного трубопровода заменена технология передачи информации по протоколу Ethernet между внутритрубным дефектоскопом и оператором на протокол Com.
В 2011 г общая протяженность продиагностированных участков составила 1665 п м, заменено 132 п м подающего трубопровода. Оперативно до возникновения повреждения устранено более 30 потенциально опасных участков тепловых сетей и два перекоса сильфонных компенсаторов, обнаруженных по результатам ВИК.
Достоинства внутритрубной диагностики с применением телеуправляемого диагностического комплекса следующие.
1. Отображение результатов диагностики (в первую очередь, фактической толщины стенки) в режиме реального времени и обеспечение их архивирования.
2. Получение достоверной информации о реальной геометрии трубопровода, фактическом расположении сварных соединений, а также о состоянии внутреннего пространства трубопровода.
3. Значительное сокращение объема земляных и подготовительных работ для проведения контроля трубопровода снаружи по сравнению с шурфовочными работами.
4. Применение различных модулей неразрушающего контроля при проведении ВТД позволяет выявлять:
■ поверхностные дефекты сварных соединений (непровары, подрезы, утяжины и т.д.);
■ вмятины, посторонние предметы, загрязнения во внутритрубном пространстве;
■ внутренние дефекты тела трубы (расслоения, неметаллические включения);
■ участки наружной поверхности трубопровода со сплошной и язвенной коррозией, забоины и пр.;
■ трещиноподобные дефекты, ориентированные вдоль оси трубопровода;
■ толщину стенки трубы.
Ограничения внутритрубной диагностики. Опыт работы показал ряд существенных отличий внутреннего состояния трубопроводов теплосетей от газопроводов, что внесло свои коррективы в сложившуюся методику проведения контроля трубопроводов тепловых сетей, они следующие.
1. Наличие твердых коррозионных отложений (рис. 14), недемонтированных врезок временного трубопровода (рис. 15), деформации сильфонных компенсаторов (рис. 16), не позволяющие проводить ЭМА и УЗК-контроль в динамическом режиме (а также ВИК кольцевых сварных швов).
2. Двухстороннее коррозионное повреждение тела трубы (наружная и внутренняя поверхность), вызывающее нестабильный акустический контакт.
3. Значительная температура и влажность внутри трубопровода, что требует проведения серьезных подготовительных работ перед началом диагностики.
В этой связи на трубопроводах проводилось внутритрубное обследование с выявлением вмятин, посторонних предметов, загрязнений во внутритрубном пространстве, а также УЗТ и ЭМА-толщинометрия в статическом режиме. В плоскости сечения трубопровода замеры толщины выполнялись через каждые 60 О (2 часа) по окружности и с шагом 100 мм вдоль оси трубы, по результатам замеров строилась толщинограмма по каждой проконтролированной трубе.
1. Выполнение ВТД и проведение ремонтных работ по результатам диагностики позволили в значительной мере повысить эксплуатационную надежность трубопроводов ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга».
2. Применение ВТД обеспечивает выявление мест коррозионных повреждений без предварительной подготовки поверхности в диапазоне от 3 мм и выше.
3. В целях совершенствования внутритрубной диагностики и ее широкого применения необходима следующая доработка оборудования ВТД:
■ доработка существующих образцов внутритрубных дефектоскопов с целью их адаптации для контроля трубопроводов тепловых сетей с повышенной влажностью внутри трубопровода и высокой температурой до 60 О С;
■ разработка дополнительных методов зачистки, таких как гидродинамическая очистка трубопроводов и др.;
■ уменьшение габаритов модулей и осуществление возможности прохода нескольких углов поворота трубопроводов (более 2-х на одном участке тепловой сети);
■ увеличение расстояния перемещения от места загрузки до 500 м.
Заключение
Подводя итог, следует отметить, что на сегодняшний день существующие методы внутритрубной диагностики не способны дать 100% представления о фактическом состоянии трубопровода и его рабочем ресурсе. Необходимо выполнять комплекс диагностических мероприятий с использованием целого ряда других видов неразрушающего контроля (инфракрасная диагностика, акустическая и корреляционная диагностика и т.д.). Достоверность имеющихся методов внутритрубной диагностики находится на уровне - 75 - 80%, которая в 1,5-2 раза выше, чем достоверность других методов неразрушающего контроля, дающих информацию о состоянии металла трубопровода и используемых ранее в ОАО «Теплосеть Санкт-Петербурга». Благодаря совершенствованию метода внутритрубной диагностики и модулей неразрушающего контроля, а также разработке новых инструментальных методов контроля трубопроводов на основе современного развития технических средств, станет возможным заменить гидравлические испытания на диагностику трубопроводов тепловой сети неразрушающими методами контроля.
В связи с этим необходимо продолжать работы по совершенствованию используемых методов внутритрубной диагностики, модернизировать оборудование, снижать себестоимость, увеличивать объемы диагностических работ.
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.
Читайте также:
|
Для обследования трубопроводов большой протяженности без выведения их эксплуатации применяются внутритрубные снаряды, осуществляющие профилеметрию и дефектоскопию. Внутритрубная дефектоскопия осуществляется путем сканирования внутренней поверхности трубопровода внутритрубными приборами-дефектоскопами. Дефектоскопы вводятся через специально сооружаемые камеры ввода-вывода, перемещаются по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта и проводят сплошной контроль трубопровода (100%).
Внутритрубные снаряды представляют собой механическое транспортное устройство с размещенными на нем датчиками, системами сбора, обработки и хранения информации, источником питания.
Последовательность работ по внутритрубной диагностике:
Пропуск скребка-калибра (типа СКК) для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера;
Пропуск снаряда-шаблона (типа СНШ) для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами и измерения самого минимального внутреннего сечения трубопровода на данном участке;
Пропуск профилемера для контроля проходного сечения трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа и определения вмятин и гофр в трубопроводах – одноканальные профилемеры типа КЛП, ПРМ; многоканальные профилемеры с навигационной системой предназначены для обследования трубопроводов с целью сбора информации о поперечном сечении трубопроводов, дефектах геометрии его стенок и их координатах, а также о вертикальном и горизонтальном профиле залегания трубопроводов (типа ПРН);
Пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от асфальтенопарафинистых веществ, удаления посторонних предметов и продуктов коррозии (типа СКР4);
Пропуск дефектоскопа.
Для проведения внутритрубной диагностики магистральный трубопровод должен отвечать определенным требованиям:
Все соединительные элементы и запорная арматура участка трубопровода должны быть равнопроходными с трубопроводом;
Каждый участок диагностируемого магистрального трубопровода (в том числе лупинги резервные нитки подводных переходов) должен быть оборудован камерами пуска, приема и очистки ВИП.
Используя внутритрубные снаряды, реализуется 4-х уровневая система диагностирования. Определяются следующие виды дефектов:
Дефекты геометрии трубопровода (вмятины, гофры, овальности поперечного сечения), приводящих к уменьшению проходного сечения;
Дефекты потери металла, уменьшающие толщину стенки трубопровода (коррозионные язвы, царапины, вырывы металла и т.п.), расслоения включения;
Поперечные трещины в теле трубы, поперечные трещины и трещиноподобные дефекты в кольцевых сварных швах;
Продольные трещины в теле трубы, продольные трещины и трещиноподобные дефекты в продольных сварных швах.
6. Профилеметрия. Основные элементы профилемера, их назначение .
Для обнаружения дефектов геометрии трубопровода – вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения используется электронномеханический способ измерений, применяемый в приборах – внутритрубных профилемерах. Профилемеры оборудованы множеством щупов, которые касаются внутренней поверхности трубы и отслеживают ее геометрию. Перемещения всех щупов преобразуются в электрический сигнал, который после обработки регистрируется в запоминающем устройстве.
Минимальное проходное сечение трубопроводы, необходимое для пропуска профилемера – 70%.
Минимальный радиус отвода, преодолеваемый прибором (цельнотянутые колена) 1,5Dн при повороте на 90º.
Профилемер перемещается по трубопроводу с потоком перекачиваемой среды. При перемещении происходит сбор информации о состоянии внутреннего профиля стенок трубопровода, а также параметров движения.
Внутритрубный профилемер состоит из двух секций - стальных герметичных корпусов, связанных между собой карданным соединением. В передней и задней части первой секции установлены манжеты- для центрирования и приведения в движение прибора в трубопроводе. Коническая манжета, установленная на передней секции предотвращает застревание прибора в трубах,. В носовой части первой секции установлен бампер, под решеткой которого находится антенна приемопередатчика в защитном кожухе, а на задней части, на подпружиненных рычагах, размещены одометрические колеса, предназначенные для измерения пройденного расстояния.
1, 5 – передний и задний бамперы, 2 – коническая манжета; 3 – одометры; 4 – блок потенциометров; 6 – спайдер; 7 – карданный узел с измерителем поворота; 8 – манжеты; 9 – маркерный приемопередатчик.
В носовой части первой секции установлен бампер, под которым находится антенна приемопередатчика в защитном кожухе.Приемопередатчики и наземные приборы сопровождения служат для контроля за движением снаряда. Приборы сопровождения - локаторы и маркерные передатчики. Приёмопередатчики инспекционных снарядов генерируют низкочастотные электромагнитные сигналы, которые улавливаются антенной локаторного приемника на поверхности. Маркерные передатчики, сигналы которых улавливаются приемниками снарядов, необходимы для привязки диагностической информации к конкретным (контрольным) точкам трассы нефтепровода и для поправки одометрической информации о пройденном расстоянии.
На второй секции установлены манжеты и измерительная система, состоящая из множества рычагов с колесами (так называемый «спайдер») для измерения проходного сечения и других геометрических особенностей трубы. Колеса спайдера прижимаются к внутренней поверхности трубы и при движении профилемера Это движение передается на движок потенциометра, что вызывает изменение сигнала. Он преобразуется в цифровую форму и записывается в память профилемера.
За один прогон прибора может быть обследован участок трубопровода для ной от 300 до 350 км.
В запоминающем устройстве профилемера идет одновременная регистрация и хранение пяти параметров:
1. данных спайдера (вмятины, гофры);
2. угла поворота (ориентация дефекта по периметру трубы);
3. сигналов одометра (дистанция в метрах от камеры пуска);
4. маркерных передатчиков (для поправки одометрической информации);
5. временные отметки (дата и время обнаружения дефекта).
Чувствительность измерительной системы прибора - ± 2 мм.
Точность измерения глубины вмятин на прямых участках – (0,4 – 0,6)% относительно внешнего диаметра трубы – минимальный размер 5,0 мм.
Точность определения профилемером месторасположения зафиксированных дефектов, при условии использования одометра, маркеров и информации о поперечных сварных швах, составляет 0,3 м.
Профилемеры также используют для оценки качества строительно-монтажных работ до введения нефтепроводов в эксплуатацию. Пропуск профилемера производится по сформированным в протяженные участки трубопроводам, уложенные в траншеи и засыпанные грунтом. Трубопровод при этом оборудуют временными или постоянными камерами пуска и приема средств очистки и диагностики.
Внутритрубная профилеметрия на стадии строительно-монтажных работ осуществляется на переходах через водные преграды вне зависимости от их протяженности и на участках линейной части протяженностью от 1 км до 40 км. Контроль геометрических параметров участков протяженностью менее 1 км производит служба технадзора после укладки трубопроводов в траншею перед его засыпкой.