РД 51-1-98

Руководящий документ

МЕТОДИКА ОПЕРАТИВНОЙ КОМПЬЮТЕРНОЙ ДИАГНОСТИКИ

ЛОКАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МАГНИТНОЙ ПАМЯТИ МЕТАЛЛА

РД 51-1-98

1. ВВЕДЕНИЕ.

Проблема внезапных усталостных разрушений газонефтепроводов с использованием традиционных методов неразрушающего контроля не может быть решена, так как они направлены на поиск уже развитых дефектов.

Известно, что основными источниками развития повреждений газопроводов и оборудования являются зоны концентрации напряжений (КН) от рабочих нагрузок. Отсюда следует, что критерием надежности газопроводов в эксплуатации является их напряженно-деформированное состояние. Для своевременного выявления участков труб и оборудования, предрасположенных к повреждениям, необходимы методы технической диагностики, имеющие корреляцию с механическими напряжениями.

На сегодня не существует ни одного традиционного метода и прибора НК для оперативного контроля качества металла газопроводов и нефтепроводов различного назначения, позволяющего без специальной подготовки поверхности и без сложной настройки определять неоднородность напряженно-деформированного состояния (НДС) и зон КН (основных источников развития повреждений).

Эффективным методом при оценке напряженно-деформированного состояния трубопроводов, который в настоящее время получает все большее распространение на практике, является метод магнитной памяти металла (ММП).

Необратимое изменение намагниченности в направлении действия главных напряжений от рабочих нагрузок, а также остаточную намагниченность сварных соединений, отображающую их структурную и технологическую наследственность, предложено называть магнитной памятью металла, а новый метод контроля, основанный на использовании этой памяти - метод магнитной памяти металла.

Метод магнитной памяти металла - метод НК, основанный на регистрации магнитных полей рассеяния (МПР) и анализе их распределения на контролируемом сосуде. При этом определяют области аномального изменения МПР, обусловленные неоднородностью напряженно-деформированного состояния и наличием зон концентрации напряжений в металле. Под действием рабочих нагрузок остаточная намагниченность и соответственно МПР перераспределяются и необратимо изменяются в направлении действия главных напряжений.

Уникальность метода магнитной памяти заключается также в том, что он основан на использовании собственного магнитного поля, возникающего в зонах устойчивых полос скольжения дислокации, обусловленных действием рабочих нагрузок. В результате взаимодействия собственного магнитного поля (СМП) с магнитным полем Земли в зоне концентрации напряжений на поверхности объекта контроля образуется градиент магнитного поля рассеяния, который фиксируется специализированными магнитометрами. Механизм возникновения СМП на скоплениях дислокации обусловлен закреплением доменных границ, когда эти скопления становятся соизмеримы с толщиной доменных стенок. Ни при каких условиях с искусственным намагничиванием в работающих конструкциях такой источник информации, как собственное магнитное поле, получить невозможно. Только в малом внешнем поле, каким является магнитное поле Земли, в нагруженных конструкциях, когда энергия деформации намного превосходит энергию внешнего магнитного поля, такая информация формируется и может быть получена.

Метод магнитной памяти металла представляет принципиально новое направление в технической диагностике. Это второй после акустической эмиссии пассивный метод, при котором используется информация излучения конструкций. При этом ММП, кроме раннего обнаружения развивающего дефекта, дополнительно дает информацию о фактическом напряженно-деформированном состоянии объекта контроля и выявляет причину образования зоны концентрации напряжений - источника развития повреждения. Контроль трубопроводов с использованием ММП можно выполнять как при работе (под нагрузкой или при гидравлических испытаниях), так и при ремонте.

Анализ известных методов НК и измерения напряжений и деформаций в металле и сварных соединениях позволяет назвать их основные недостатки:

- локальность контроля, большая трудоёмкость и непригодность для контроля протяжённых участков и поверхностей конструкций;

- необходимость специальной подготовки контролируемой поверхности металла (зачистка, намагничивание и пр.);

- несравнимость глубины и площади контроля разными методами НК и, как правило, значительная погрешность результатов;

- сложность определения положения датчиков контроля по отношению к направлению действия главных напряжений и деформаций;

- обязательность построения градуировочных графиков на предварительно изготовленных образцах;

- большая неопределённость попасть при контроле в зону КН;

- возможность проведения измерений только в тонком поверхностном слое металла (менее 0,1 мм) или определения средних по толщине напряжений [1];

- относительно невысокая оперативность контроля.

Метод магнитной памяти металла не даёт прямую количественную оценку действующих напряжений (в отличие, например, от тензодатчиков). Однако он лишён недостатков, указанных выше, и позволяет (имеются критерии) отличать область упругой деформации от пластической, позволяет определять площадки скольжения слоев металла и зоны зарождения усталостных трещин.

Многолетний опыт исследования магнитных полей на трубопроводах различного технологического назначения выявил наличие устойчивых линий смены знака нормальной составляющей напряжённости магнитного поля Нр в зонах развивающихся повреждений металла. Именно этот диагностический параметр (линия Нр = 0) был положен в основу методики контроля газопроводов.

Интерпретация этого диагностического магнитного параметра, как линии главных напряжений, возникающей на поверхности трубопроводов под действием рабочих нагрузок, дана в[2].

Для количественной оценки уровня концентрации напряжений определяется градиент (интенсивность изменения) нормальной составляющей магнитного поля Нр при переходе через линию КН (линию Нр = 0):

,

где Kин - градиент магнитного поля рассеяния или магнитный коэффициент интенсивности напряжений, характеризующийся интенсивностью изменения намагниченности металла в ЗКН и, соответственно, интенсивностью изменения поля Нр; - модуль разности поля Нр между двумя точками контроля, расположенными на равных отрезках lk по обе стороны от линии Нр=0.

Процессами, предшествующими эксплуатационному повреждению газопровода, является изменение свойств металла (коррозия, усталость) в зонах концентрации напряжений и деформаций. Соответственно происходит изменение намагниченности металла, отражающей фактическое состояние газопроводов.

Метод, основанный на использовании эффекта магнитной памяти металла к зонам действия максимальных рабочих нагрузок, позволяет путем измерения поля остаточной намагниченности вдоль поверхности газопровода производить оценку его напряженно-деформированного состояния с учетом изменившихся свойств металла.

Основные преимущества нового метода неразрушающего контроля по сравнению с известными методами следующие:

- не требует применения специальных намагничивающих устройств, так как используется явление намагничивания труб в процессе их работы;

- места концентрации напряжений заранее не известны и определяются в процессе контроля;

- не требует зачистки металла и другой какой-либо подготовки контролируемой поверхности;

- для выполнения контроля по предлагаемому методу используются приборы, имеющие малые габариты, автономное питание и регистрирующие устройства.

По трудоемкости контроля он относится к экспресс-методам. Специализированные малогабаритные приборы с экраном и регистрирующим устройством позволяют выполнять контроль со скоростью до 100 м/ч.

Основная задача ММП-контроля - определение на объекте контроля наиболее опасных участков и узлов, характеризующихся зонами КН. Затем с использованием, например, УЗД в зонах КН определяется наличие конкретного дефекта.

Важной задачей при монтаже, ремонте и эксплуатации газопроводов является контроль качества сварных соединений. В условиях, когда на надежность сварных соединений влияют уровень и равномерность напряжений, искажение геометрии, структурные изменения, технологические дефекты, необходим метод диагностики, который бы интегрально оценивал состояние стыка.

Изменение и направление остаточной намагниченности металла в условиях процесса сварки обусловлено внешним магнитным полем, температурой и напряжениями (деформациями). Напряжения и деформации, возникающие в процессе сварки в периоды нагрева и охлаждения одновременно со структурными превращениями в силу магнитомеханического эффекта, формируют магнитную (доменную) текстуру металла. На возникающих дефектах сварки определенных размеров появляются узлы закрепления доменов, образующие суммарное размагничивающее поле дефектов с выходом на поверхность сварного шва в виде магнитных полей рассеяния.

Таким образом, путем считывания магнитных полей рассеяния, которые формируются в процессе сварки, нам предоставляется уникальная возможность выполнять оценку фактического состояния сварного шва. Причем эта оценка является интегральной, отображающей в каждом шве одновременно дефекты сварки и остаточные напряжения с учетом воздействия рабочих нагрузок.

При контроле сварных соединений в условиях эксплуатации газопроводов в настоящее время согласно ВСН 012-88 и других нормативных документов широко используются радиографический и ультразвуковой методы дефектоскопии. Эти методы, имея каждый свои особенности, обладают существенными недостатками: громоздкая и дорогостоящая аппаратура, требующая больших подготовительных работ и зачистки поверхности сварных швов. И, самое главное, указанные методы не позволяют выполнять раннюю диагностику усталостных повреждений газопроводов.

Контроль сварных соединений и других элементов газопроводов с использованием метода магнитной памяти лишен указанных недостатков и является более чувствительным, на раннем этапе позволяет выявлять развивающиеся дефекты. Используемая аппаратура малогабаритная и относительно дешевая, вес не более 0,5 кг, позволяет оперативно осуществлять подробную регистрацию и распечатку результатов контроля.

2. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ.

2.1. Зона концентрации напряжений (зона КН) - концентрация внутренних напряжений в металле трубы или в сварном стыке, интегрально обусловленная остаточными технологическими напряжениями и рабочими нагрузками.

2.2. Локальный участок газопровода - контролируемый участок газопровода, короткий по отношению к протяженным линейным газопроводам. К ним относятся: участки газопроводов в пределах компрессорной станции; потенциально опасные участки по результатам внутритрубной диагностики; надземные участки газопроводов в местах обвода железнодорожных путей, мостов, автострад, рек, оврагов и т.д.; подземные участки линейных газопроводов в местах шурфовок, указываемых эксплуатирующей организацией.

2.3. Прогиб - отклонение горизонтального положения газопровода от нормативного согласно ВСН 012-88.

2.4. Вмятина - локальная деформация стенки газопровода, регламентируется отраслевой нормативной документацией.

2.5. Гнутый участок (гиб) - участок газопровода, расположенный на углах поворота трассы.

2.6. Магнитная память металла - эффект запоминания металлом структурных неоднородностей (изменений) и зон КН, обусловленных действием рабочих нагрузок. Магнитная память металла проявляется на поверхности трубопровода в виде градиента магнитного поля рассеяния, возникающего в локальных изменениях остаточной намагниченности (зонах КН), обусловленных действием магнитоупругого и магнитомеханического эффектов.

2.7. Остаточная намагниченность металла намагниченность, сложившаяся в процессе эксплуатации газопровода под действием рабочих нагрузок и внешнего магнитного поля (например, поля Земли).

2.8. Магнитное поле рассеяния (МПР) - магнитное поле, напряженность которого измеряется вдоль поверхности газопровода, отображающее распределение остаточной намагниченности (индукции) металла газопровода и, соответственно, его упругопластическую деформацию.

3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ.

3.1. Методические указания (в дальнейшем - методика) составлены на основе обобщения опыта по влиянию технологических и эксплуатационных факторов (температуры, давления, среды) на изменение структуры, физико-механических свойств и работоспособности локальных участков газопроводов, а также на основе опыта контроля газопроводов с выявлением зон концентрации напряжений (зон максимальной поврежденности металла), находящихся за пределами чувствительности традиционных средств контроля.

3.2. Методика распространяется на все виды газонефтепроводов без ограничения по конструктивным размерам, элементам, условиям и срокам эксплуатации, изготовленных из конструкционных сталей любого уровня прочности и структурно-механического состояния.

3.3. Методика содержит необходимый минимум работ, исследований, испытаний и расчетов, позволяющих произвести оценку работоспособности и определить безопасные сроки работы газопровода с учетом фактического технического состояния локальных, потенциально опасных участков.

3.4. Методика основана на определении фактического состояния трубопроводов путем сочетания наиболее эффективных средств и методов неразрушающего контроля и поверочного расчета на прочность.

3.5. Оценка технического состояния потенциально опасных участков включает:

- анализ конструкторско-технической документации, в том числе условий и режимов эксплуатации трубопровода;

- внешний осмотр;

- исследование напряженно-деформированного состояния;

- исследование физико-механических свойств металла на потенциально опасных участках;

- металлографическое исследование структуры металла (при необходимости);

- оценку нагруженности потенциально опасных участков;

- толщинометрию;

- дефектоскопию;

- оформление результатов выполненных исследований;

- составление заключения.

Полученные результаты по оценке технического состояния позволяют выявить основные повреждающие факторы и на этой основе комплексно оценить безопасный ресурс работы газопровода и необходимость его ремонта.

3.6. Для определения зон концентрации напряжений используется специализированный прибор ИКН-1М (индикатор концентрации напряжений), имеющий сканирующее устройство, систему измерения, регистрации и обработки данных диагностики о напряженно-деформированном состоянии трубопроводов.

3.7. Для технической диагностики комплекса параметров состояния используется портативный приборно-компьютерный диагностический комплекс, включающий в себя кроме базового прибора ИКН-1М минимально необходимое количество традиционных приборов, программное обеспечение и методику поверочного расчета на прочность (см. рис.1).

4. ПРИБОРНО-КОМПЬЮТЕРНЫЙ ДИАГНОСТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС.

4.1. Приборы неразрушающего контроля (ПНК), составляющие приборно-компьютерный диагностический комплекс (ПКДК) (см. рис.1), являются специализированными измерительными портативными приборными средствами определения конкретных параметров технического состояния газопровода, необходимых для получения базы данных при оценке его надежности.

4.2. Базовым прибором ПКДК является портативный компьютерный прибор ИКН-1М (индикатор концентрации напряжений), имеющий сканирующее устройство, систему измерения, регистрации и обработки данных диагностики о напряженно-деформированном состоянии газопровода. Прибор позволяет на основе использования магнитной памяти металла по магнитным полям рассеяния определять зоны концентрации напряжений - основные источники развития повреждений.

4.3. В состав ПКДК входят также следующие приборы:

- магнитный индикатор поверхностных трещин МИТ-1;

- индикатор механических напряжений магнитный ИМНМ-1Ф;

- ультразвуковой толщиномер;

- твердомер;

- ультразвуковой измеритель напряженного состояния;

ультразвуковой дефектоскоп.

4.4. Подробное описание каждого прибора и правила работы ими приводятся в технических паспортах.

4.5. Приборы ИКН-1М, ИМНМ-1Ф, МИТ-1 изготавливаются ООО "Энергодиагностика" (г. Москва).

4.6. Персональные компьютеры и периферийные устройства:

- портативный персональный компьютер;

- портативный струйный цветной принтер;

- дополнительные устройства для хранения данных.

4.7. Программное обеспечение:

- операционная система: Windows 98/Windows NT;

- "MM-System " (обработка данных диагностики по методу магнитной памяти металла);

- программа поверочного расчета на прочность;

Порядок проведения диагностических работ с помощью приборно-компьютерного диагностического комплекса приведен в Приложении 1.

5. ДИАГНОСТИКА ЛОКАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ ГАЗОПРОВОДОВ.

5.1. Визуальный и инструментальный контроль.

Визуальный контроль производится на предмет выявления видимых следов коррозии, вмятин, и других отклонений от геометрической формы трубопровода.

В случае необходимости, для повышения надежности, при проведении наружного осмотра производится зачистка отдельных участков поверхности абразивным инструментом с последующим травлением и использованием капиллярных методов дефектоскопии.

Оценка выявленных при осмотре деформированных участков производится путем измерения прогиба и вмятин. Измерения выполняются мерительным инструментом, обеспечивающим погрешность замера ±1,0 мм, и осуществляются по сетке на всей поверхности деформированного участка.

5.2. Определения зон концентрации напряжений (КН) с использованием магнитной памяти металла (ММП).

5.2.1. Методика определения зон КН с использованием ММП.

Метод магнитной памяти металла (ММП), основан на измерении МПР и анализа их распределения вдоль поверхности газопроводов и по величине градиента МПР позволяет определять участки газопроводов наиболее, предрасположенные к повреждениям.

Метод является первоочередным по отношению к традиционным методам контроля (УЗД, рентген, МПД). Его основная задача - определить наиболее напряженные и предрасположенные к повреждениям участки. Затем, с использованием традиционных методов контроля, в этих участках определяется наличие дефектов. Методика позволяет:

- определять зоны КН в металле контролируемых узлов и в сварных соединениях;

- выполнять оценку состояния металла в зонах КН без вырезки специальных образцов;

- более эффективно производить дефектоскопию в сочетании с другими методами неразрушающего контроля;

- осуществлять контроль качества технологии изготовления и ремонта узлов оборудования, сосудов и трубопроводов;

- значительно сократить затраты на выполнение контроля (по сравнению с другими методами) за счет отказа от зачистки металла;

- на основе выявленных зон К.Н. методика позволяет более объективно выполнять оценку прочности сосудов и аппаратов и своевременно разрабатывать и осуществлять мероприятия по повышению их надежности.

Диагностирование сварных соединений, прямых, гнутых участков и других элементов газопровода с использованием магнитной памяти металла проводится специалистами, прошедшими обучение в аттестационном центре "Энергодиагностика".

5.2.2. Приборы ММП-контроля и их принцип работы.

В таблице 1 приведены характеристики приборов, используемых при диагностике газопроводов и стенок трубопроводов.

Для выполнения измерений напряженности магнитного поля рассеяния используются приборы типа ИКНМ-2Ф и ИКН-1М с феррозондовыми преобразователями. В качестве датчиков этих приборов могут быть полемеры или градиентомеры.

Принцип и условия работы специализированного магнитометра типа ИКНМ-2Ф, имеющего феррозондовый преобразователь с датчиком измерений напряжённости магнитного поля (Hр), приведены в паспорте прибора. Данный прибор предназначен для контроля угловых сварных соединений и сварных стыков малого диаметра.

Для повышения эффективности и скорости контроля сварных соединений и других элементов газопровода используется прибор типа ИКН-1М (индикатор концентрации напряжений). Прибор имеет специальное сканирующее устройство, включающее в себя датчик измерения длины, два и более феррозондовых преобразователя для измерения напряженности магнитного поля вдоль сварного шва или стенок сосуда. Кроме того, прибор имеет экран с подсветкой для отображения графической информации, энергонезависимую память и программу автоматической обработки результатов измерений поля Hр по заранее заложенным критериям. Подробное описание прибора, принцип его работы и инструкция по эксплуатации указаны в паспорте.

Приборы ИКНМ-2Ф и ИКН-1М имеют свидетельство по аттестации в Госстандарте России и настраиваются для измерения напряженности магнитного поля Hр (А/м) на эталонной катушке, аттестованной в Госстандарте. Приборы проходят ежегодную поверку по специальной методике.

Погрешность измерений поля Hр при контроле газопроводов с не зачищенной поверхностью через слой краски и изоляции не превышает 10%. В условиях качественной оценки состояния сварных соединений эта величина погрешности вполне приемлема. Данный уровень погрешности можно снизить путём обработки информации на ЭВМ по специальной программе с использованием фильтров.

Использование данной методики наиболее эффективно без зачистки поверхности газопровода и при отсутствии искусственного намагничивания (например, от магнитопорошковой дефектоскопии или от установки вибродатчиков и датчиков акустической эмиссии с магнитными держателями).

Для определения наличия поверхностных трещин в зонах термического влияния сварных соединений используется прибор типа МИТ-1 (магнитный индикатор трещин). Прибор не требует зачистки поверхности шва до металлического блеска и применяется, прежде всего, для определения трещин в зонах концентрации напряжений, выявленных приборами ИМНМ-1Ф или ИКН-1М. Описание прибора МИТ-1 дано в паспорте.

5.2.3. Подготовка и выбор мест контроля.

Контроль может выполняться как при работе газопроводов, так и при их ремонте.

Для обеспечения измерений напряженности магнитного поля рассеяния Hр на поверхности трубы зачистки металла не требуется. Необходимо только снять изоляцию с контролируемого участка. Краску или тонкий слой изоляции толщиной до 3÷4 мм можно не снимать. Для контроля трубопроводов, расположенных на высоте, используются сканирующие устройства и датчики с удлинителями.

При контроле подземных газопроводов необходимо производить шурфовку. Места контроля и шурфовок определяются ответственным персоналом эксплуатирующей организации и по результатам внутритрубной диагностики.

Выполнение контроля осуществляют два оператора. Один из них осуществляет сканирование датчиком прибора вдоль контролируемого участка трубы. Другой оператор производит запись в журнал.

5.2.4. Контроль напряженно-деформированного состояния газопроводов.

Методика оценки напряжённо-деформированного состояния (НДС) и определения зон концентрации напряжений (КН) основана на установлении взаимосвязи распределения МНР, измеряемых на поверхности газопроводов с распределением в них остаточной намагниченности и, соответственно, остаточных (или рабочих) напряжений и деформаций.

Для выполнения измерений МПР используется специализированный магнитометр ИКН-1М (многоканальный режим работы, имеет сканирующее устройство, экран и блок памяти).

При использовании многоканального прибора ИКН-1М зоны КН, характеризующиеся максимальной величиной изменения МНР, фиксируются на экране, а коэффициенты интенсивности напряжений (градиенты поля) в этих зонах рассчитываются автоматически по специальной программе, установленной в процессоре прибора.

Схема контроля представлена на рис. 2. Сканирующее устройство в виде тележки перемещается оператором вдоль контролируемой поверхности газопровода или сварного шва.

Феррозондовые преобразователи 1, 2 и 3 фиксирующие распределение магнитного поля Нр одновременно по трём образующим трубы, располагаются друг от друга на определенном базовом расстоянии lб. Расстояние lб устанавливается в зависимости от типоразмера трубы. При перемещении тележки на экране прибора отображается распределение поля Нр (А/м) вдоль контролируемого участка одновременно по трём каналам измерений.

Контроль по схеме, представленной на рис.2, необходимо провести по 4-м образующим со смещением на 90° вдоль периметра трубопровода (в доступных местах). Анализ напряжённо-деформированного состояния трубопровода и определение зон КН делается на основе результатов контроля, полученных по всем 3-м (или 4-м) образующим.

При выполнении контроля, в случае фиксирования на экране прибора скачкообразного увеличения абсолютной величины МПР с изменением знака поля (или без изменения), на поверхности газопровода эти зоны следует отметить мелом или краской. Зоны КН, как правило, имеют характерное распределение поля Нр, при котором расстояние между экстремальными значениями кратно толщине или диаметру трубы.

Следует отметить, что в зонах расположения язвин коррозии на наружной поверхности газопровода, как правило, имеет место резкое локальное увеличение абсолютной величины поля Нр (может быть без изменения знака). Эти зоны также следует фиксировать при контроле и отмечать их расположение мелом или краской на поверхности газопровода.

В выявленных зонах КН дополнительно проводится контроль по периметру трубы более точного определения максимального градиента поля, соответствующего максимальной деформации металла.

5.2.5. Методика контроля сварных соединений с использованием прибора ИКН-1М.

Контролю подлежат все поперечные и продольные сварные швы газопровода, а также сварные соединения в местах приварки штуцеров присоединенных трубопроводов.

На рис.3 приведена схема контроля стыкового сварного соединения. Контроль осуществляется с помощью сканирующего устройства, состоящего из четырёх феррозондовых преобразователей 1, 2, 3, 4 и позволяющего одновременно с измерением величин напряжённости магнитного поля Нр выполнять измерение длины контролируемого участка. Как видно из рис.3 преобразователи 1 и 3 располагаются при контроле по зонам термического влияния с обеих сторон шва, а преобразователь 2 расположен между ними посередине.

Контроль проводится двумя операторами.

Первый оператор проводит непосредственно контроль с помощью сканирующего устройства прибора ИКН-1М (см. рис.2).

Второй оператор регистрирует в журнале отдельные контроля и расположение выявленных зон КН. Кроме того, второй оператор, в процессе контроля, отмечает мелом или краской расположение зон КН и отдельные данные об объекте контроля.

При соответствующих условиях (малые размеры газопровода, большой стаж оператора по контролю ММП) контроль может осуществлять один оператор, при соблюдении правил техники безопасности.

Перед началом контроля по каждому каналу измерений устанавливается шаг измерения (значение S в меню "Установки" прибора ИКН-1М) поля Нр. Шаг измерения S или расстояние между двумя соседними точками контроля lk по каждому каналу измерений не должен превышать толщину стенок, соединяемых сварным швом.

Базовое расстояние lб между соседними преобразователями 1 и 2 устанавливается в соответствии с размерами сварного шва и заносится в память прибора после замера (значение b в меню "Установки" прибора ИКН-1М).

Качество сварных соединений при такой методике контроля оценивается по характеру распределения магнитного поля Нр и по значениям коэффициента интенсивности изменения этого поля по длине lk для каждого канала измерений (Кин) и по длине lб между каналами ():

;  .

С использованием специального программного продукта, позволяющего автоматически обрабатывать результаты по каждому каналу измерений, определяются максимальные и средние значения Кин и .

5.2.6. Обработка результатов контроля и определение предельного состояния металла и сварных соединений газопроводов.

Методика обработки результатов контроля с использованием программного продукта является одинаковой как для основного металла, так и для сварных соединений и осуществляется следующим образом:

- При просмотре на экране монитора результатов контроля (или после распечатки магнитограмм) по каждому каналу измерений по характерным признакам изменения поля Нр и его градиента выделяются зоны КН и составляется таблица максимальных значений Кин и для всех зон КН, зафиксированных при контроле газопроводов одного типоразмера;

- Далее для всех зон КН по выбранным максимальным Кин и делается расчёт их среднеарифметических значений:

;        ;

где

i = l, 2, 3, ... , n - количество зон КН или количество значений Кин и , взятых в расчёт;

Затем из всех зон КН, выбираются зоны, которые имеют самые большие градиенты поля и и определяются соотношения между максимальными и средними значениями указанных градиентов:

и

Далее делается сравнение полученных соотношений m и тб с предельным соотношением mnp, которое характеризует деформационную способность металла и определяется в лабораторных и промышленных исследованиях. Для газопроводов изготовленных из стали типа Сталь 20 и Х70 значение тпр примерно равно 3,0.

Зоны максимальной концентрации напряжений, в которых одно из соотношений m или тб равно или превышает тпр соответствует предельному состоянию предразрушения.

Примечания:

1. Различные элементы газопроводов и сварных соединений, условия их эксплуатации и наработка, в конечном счете, будут влиять на величины магнитных параметров напряжённого состояния (Кин, тпр).

2. Значения тпр для основного металла газопровода и для металла сварных швов условно принимаются равными. Для выявления их различий требуются дополнительные лабораторные и промышленные исследования.

3. Для металла сварного шва газопровода значение максимального градиента, фиксируемого в локальной зоне по одному из каналов измерений, как правило, характеризует наличие локального дефекта сварки в виде поры или шлакового включения.

Более опасным для развития повреждений в виде поверхностных трещин, развивающихся, как правило, вдоль периметра шва в зоне термовлияния, является максимальное значение градиента поля Нр по длине lб, где lб - базовое расстояние между двумя каналами измерений, установленным с двух сторон шва.

4. Для представительной оценки напряжённого состояния сварных соединений расчёты магнитных параметров должны проводиться по всему периметру кольцевого шва или по всей длине продольного шва.

5.2.7. Оценка качества проконтролированных участков трубопроводов и оформление результатов контроля.

Наиболее предрасположенными к развитию повреждений являются участки газопроводов и сварных швов, на которых выявлены зоны КН с максимальными значениями Кин или и соотношения т.

В зонах максимальной концентрации напряжений производится дополнительный контроль магнитным индикатором трещин (ЭМИТ-1) с целью определения поверхностных трещин и УЗД с целью определения глубинных дефектов. Если в зонах концентрации напряжений выявлены недопустимые дефекты по нормам, зафиксированным в инструкциях, ОСТ, то такие трубопроводы или сварные стыки подлежат замене или ремонту. В случае, если в этих зонах КН дефекты не выявлены или выявленные дефекты допустимы по действующим критериям отбраковки [3,4], то такие зоны выделяются в группы первоочередного контроля в следующий останов оборудования. Внеочередной контроль этих зон может быть выполнен при использовании ММП и под нагрузкой.

Результаты выполненных измерений и расчёта оформляются в виде заключения с приложением протокола. Форма протокола приведена в Приложении 2.

5.2.8. Примеры определения зон концентрации напряжений с использованием прибора ИКН-1М.

5.2.8.1. Примеры контроля прямых участков газопроводных магистралей.

Пример №1.

На рис.4 представлены результаты контроля прямого участка газопровода (Сталь 20, ∅426х12мм) магистрали №4, расположенного после зала редуцирования между сварными швами №7 и №8 на ГРС "Ижевск-2". На рис.4а показана схема расположение участка контроля, а на рис.4б представлены результаты ММП-контроля (схему контроля см. рис.2). На магнитограмме показано распределение поля Нр, зафиксированное в 3-х канальном режиме контроля и отмечена зона КН, характеризуемая знакопеременным распределением поля Нр с расстоянием между экстремальными значениями кратными наружному диаметру dí.

По результатам УЗТ в этой зоне КН была выявлена внутренняя язвенная коррозия с максимальным утонением стенок.

После дополнительных расчётов на прочность проконтролированный участок магистрали рекомендовано заменить.

Пример №2.

На рис.5а показан участок межпромыслового коллектора (МПК) (Ст.Х70, ∅1420х18,7мм) на участке перехода через реку (Уренгойское ГКМ, Западный коридор, Нитка 1, ПК 257). На этом участке произошла деформация МПК, вследствие смещения опор.

Контроль ММП проводился по четырём образующим газопровода.

На рис.5в представлены результаты ММП-контроля вдоль верхней образующей (3-х канальный режим) для отдельного участка газопровода (см рис.5б). В зоне КН все 3 канала имеют знакопеременный характер изменения поля Нр с максимальным градиентом dH/dx. При этом что расстояние между экстремальными значениями поля Нр оказалось кратным толщине стенки газопровода (см., например, распределение поля Нр для канала Нр-1 в зоне КН на рис.5г). Это свидетельствует о том, что характерное распределение поля Нр в зоне КН образовалось под действием прогиба газопровода.

Пример №3.

На рис.6 представлены результаты контроля прямого участка газопровода (∅325х9мм) входной магистрали №1, расположенного вблизи сварного шва №7 на ГРС "Воткинск".

На рис.ба представлены результаты контроля ММП по периметру газопровода, а на рис.6б - распределение поля Нр (в 3-х канальном режиме) на развёртке и отмечена зона КН, характеризуемая знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

С целью уточнения значения градиента поля в зоне КН, дополнительно был проведён контроль по нескольким образующим. На рис. бв, показано распределение поля Нр в зоне КН с максимальным градиентом dH/dx. Следует отметить, что в зоне КН расстояние между экстремальными значениями на графике поля Нр оказалось опять кратным толщине стенки газопровода.

По результатам УЗТ в зоне КН было выявлено расслоение стенки газопровода на глубине 3,5мм и протяженностью 19мм.

5.2.8.2. Пример контроля гнутых участков (гибов) газопроводных магистралей.

Пример №1.

На рис.7 представлены результаты контроля гиба №1 газопровода (Сталь 20, ∅219х9мм) участка магистрали на ГРС КС "Воткинск". На рис.7а показана схема расположения участка контроля, а на рис.7б представлены результаты ММП-контроля. На магнитограмме показано распределение поля Нр (в 3-х канальном режиме) и отмечена зона КН, характеризуемая знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

По результатам УЗТ в зоне КН было выявлено максимальное утонение стенки (до 15%) вследствие коррозии металла гиба.

По результатам контроля было рекомендовано выделить гиб в группу первоочередного контроля.

Пример №2.

На рис.8 представлены результаты контроля гиба №18 газопровода (Сталь 20, ∅219х8мм) участка магистрали на АГРС-10 "Очистные" (г.Ижевск). На рис.8а показана схема участка контроля, а на рис.8б представлены результаты ММП-контроля. На магнитограмме показано распределение поля Нр (в 3-х канальном режиме) и отмечена зона КН, характеризуемая знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

По результатам УЗТ в зоне КН было выявлено максимальное утонение стенки (до 16%) вследствие наружной коррозии металла гиба.

По результатам контроля было рекомендовано выделить данный гиб в группу первоочередного контроля.

Пример №3.

На рис.9 представлена схема входного трубопровода обвязки (Сталь 20, ∅529х12мм) на агрегате №2 ГКС "Лысково" (Волготрансгаз) и отмечены зоны КН, выявленные на гибах (коленах) при контроле в осевом направлении и характеризуемые знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

В зонах КН дополнительно был проведён контроль по периметру колен (гибов). По результатам контроля максимальное значение градиента поля dH/dx было зафиксировано в зоне КН №3 (60 (А/м)/мм - при контроле по периметру) и в зоне КН №4 (49 (А/м)/мм - при контроле в осевом направлении) на колене №2.

На рис. 10 показано распределение поля Нр зафиксированное на колене №2 в зоне КН №3 при контроле по периметру и в зоне №4 при контроле в осевом направлении.

В выявленных зонах КН на колене №2 состояние металла было предрасположено к развитию повреждений.

Пример №4.

На рис.11 представлена схема входного трубопровода обвязки (Сталь 20, ∅529х12мм) на агрегате №3 ГКС "Лысково" (Волготрансгаз) и отмечены зоны КН, выявленные на гибах (коленах) при контроле в осевом направлении и характеризуемые знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

В зонах КН дополнительно был выполнен контроль по периметру колен (гибов). По результатам контроля на колене №3 зафиксированы максимальные значения градиента dH/dx в зоне КН №5 (37 (А/м)/мм - при контроле в осевом направлении и 72 (А/м)/мм - при контроле по периметру).

На рис.12а показано распределение поля Нр и его градиента, зафиксированное в зоне КН №3 на колене №2, а на рис.12б - в зоне КН №5 на колене №3. Контроль выполнялся в осевом направлении.

Во всех выявленных зонах КН металл газопровода расположен к развитию повреждений. Кроме того, в зоне КН №5 на поверхности газопровода после его зачистки в этих зонах была обнаружена наружная коррозия металла.

Пример №5.

На рис.13 представлена схема трубопровода обвязки пылеуловителя на ГКС "Лысково" (Волготрансгаз) и отмечены зоны КН, выявленные при контроле ММП и характеризуемые знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

По результатам контроля максимальное значение градиента dH/dx зафиксировано в зоне КН №4 (43 (А/м)/мм - при контроле в осевом направлении и 29 (А/м)/мм - при контроле по периметру).

На рис.14 показано распределение поля Нр и его градиента, зафиксированное в зоне КН №4 в осевом направлении (рис.14а) и по периметру (рис.14б).

В зоне КН №4 после зачистки поверхности была выявлена трещина.

5.2.8.3. Пример контроля сварных швов газопроводных магистралей.

Пример №1.

На рис.15 представлены результаты контроля сварного шва №5 магистрали байпаса №1 (Сталь 20, ∅325х9мм) на ГРС "Ижевск-2". На рис.15а показана схема магистрали байпаса №1, где расположен сварной шов №5. На рис.15б представлены результаты контроля ММП (схему контроля см. рис.3). На магнитограмме показано распределение поля Нр (в 3-х канальном режиме) и отмечена зона КН, характеризуемая знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

По результатам ММП-контроля в зонах КН дополнительно провели УЗК, который выявил дефекты 1-го балла (несплошности на глубине 6,9  мм и 8,1 мм, условной протяжённостью 30мм и 40мм).

По результатам контроля стыка №5 было рекомендовано его переварить.

Пример №2.

На рис.16 представлены результаты контроля сварного шва №3 обводной магистрали (Сталь 20, ∅159х9мм) у зала редуцирования на ГРС "Ижевск-2". На рис.16а представлены результаты ММП-контроля (схему контроля см. рис.3). На магнитограмме показано распределение поля Нр (в 3-х канальном режиме) и отмечена зона КН, характеризуемая знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

На рис.16б представлены результаты контроля ММП по периметру сварного стыка №3.

По результатам контроля ММП в зоне КН дополнительно провели УЗК, который выявил дефекты 1-го балла (протяжённая несплошность на глубине 8мм).

По результатам контроля стыка №3 было рекомендовано его переварить.

Пример №3.

На рис.17 представлены результаты контроля сварного шва №6 магистрали (Сталь 20, ∅219х8мм) на ГРС "Воткинск". На рис.17а показана схема расположение сварного шва. На рис.17б представлены результаты контроля ММП (схему контроля см. рис.3). На магнитограмме показано распределение поля Нр (в 3-х канальном режиме) вдоль периметра шва и отмечена зона КН, характеризуемая знакопеременным распределением поля Нр с максимальным градиентом dH/dx.

По результатам ММП-контроля в зоне КН дополнительно провели УЗК, который выявил дефект 1-го балла (несплошность на глубине 6,4мм, условной протяжённостью 15мм).

По результатам контроля стыка №6 было рекомендовано его переварить.

Пример №4.

На рис.18 представлены результаты контроля двух стыковых сварных соединений труб на действующем газопроводе мерного узла ГКС "Путятино"(∅1020х16мм, СтХ70).

Распределение поля Нр на развёртке и вдоль периметра сварных швов зафиксировано в двухканальном режиме по схеме, представленной на рис.3.

Из рисунков 18(а,б) и 18(в,г) видно их различное напряженно-деформированное состояние.

Результаты контроля, представленные на рис.18(а,б) свидетельствуют об удовлетворительном состоянии шва. Распределение поля остаточной намагниченности с обеих сторон шва имеет практически одинаковый знак с некоторым смещением относительно оси трубы. Распределение поля Нр, представленное на рис.18(в,г) характеризует неудовлетворительное состояние сварного шва с явно выраженными зонами концентрации остаточных напряжений. В этих зонах зафиксирован максимальный градиент поля между двумя каналами измерений.

В выявленных зонах КН был дополнительно проведён УЗК и выявлены развивающиеся дефекты.

Пример №5.

Расчет среднего коэффициента интенсивности для сварных швов.

Расчёт проводился для сварных швов одного типоразмера (Сталь 20, ∅159х9мм), проконтролированных на ГРС "Искра", ГРС "Ижевск-1", ГРС "Ижевск-2".

Все сварные швы данного типоразмера работают приблизительно в одинаковых режимах эксплуатации и внешних атмосферных условиях.

На рис.19÷21 представлены результаты контроля 9-ти сварных швов и отмечены максимальные значения градиентов распределения поля рассеяния dH/dx (Кин) для каждого примера. Эти значения градиентов взяты для расчётов среднего значения градиента:

, где n = 9;

Затем определяется соотношение т между максимальным и средним значением указанных градиентов. Максимальное значение Кин было зафиксировано на стыке №27 ГРС "Ижевск-1".

;

Сравниваем полученное соотношения т с предельным соотношением тпр ≅ 3, можно сделать вывод о том, что состояние металла в зоне КН, выявленной на стыке №27 предрасположено к развитию повреждения. При этом резкий локальный "всплеск" поля Нр и соответствующий ему максимальный градиент (dH/dx), зафиксированных измерений, характеризуют наличие в этой зоне КН локального дефекта в виде поры или шлакового включения.

Более опасным для развития повреждений в виде поверхностных трещин, развивающихся, как правило, вдоль периметра шва в зоне термовлияния, является максимальное значение градиента поля Нр по длине lб, где lб  - базовое расстояние между двумя каналами измерений, установленным с двух сторон шва. Характерный пример такого распределения поля Нр приведён на рис.21б.

5.3. Выявление поверхностных трещин в зонах КН.

Выявление поверхностных трещин в зонах концентрации напряжений осуществляется с помощью магнитных индикаторов трещин (МИТ-1):

- трещины выявляются путем сканирования датчиком прибора вдоль линии КН; схема перемещения датчиком указана в паспорте прибора;

- чувствительность прибора МИТ-1 сначала настраивается на максимальную с целью выявления поверхностных трещин глубиной 0,3 мм и более;

- факт выявления трещины регистрируется звуковым и световым сигналом прибора МИТ-1.

Данные регистрации зон концентрации по максимальному градиенту поля (ΔНр/lk) и выявленных поверхностных трещин заносятся в протокол результатов контроля (см. Приложение 2).

5.4. Измерение твердости, толщины стенки, взятие проб металла в зонах КН.

5.4.1. Измерение твердости.

Измерение твердости производится на очищенной от окалины и ржавчины поверхности переносными твердомерами, пригодными для проведения замеров на искривленных поверхностях. Выбор нагрузки и индикатора должен производиться с учетом контролируемого элемента.

В качестве значения твердости металла принимается среднеарифметическое значение из трех-четырех замеров. По результатам измерений делается сравнение с паспортными (или справочными) данными и оценка прочностных характеристик металла.

5.4.2. Измерение толщины стенки.

Для измерения толщины должны применяться портативные приборы, обеспечивающие точность замера не ниже ±0,1 мм. Замеры толщины стенки выполняются в зонах концентрации напряжений, в местах видимых следов коррозии, вблизи пересечений сварных швов. Данные толщинометрии заносятся в протокол №2 или отдельный протокол.

5.4.3. Взятие проб металла.

Взятие проб металла для оценки состояния структуры и механических свойств производится в местах интенсивного развития коррозии или в зонах концентрации напряжений, выявленных методом магнитной памяти. При подробном исследовании состояния металла определяется ресурс газопроводов. Целесообразно пробы металла брать из вырезанных дефектных участков труб и сравнивать результаты анализа структуры с бездефектной зоной металла.

При вырезке участка трубы со сварным соединением изготавливаются образцы из основного металла и сварного соединения для испытания на растяжение, ударный изгиб, малоцикловую усталость, а также шлифы для проведения металлографических исследований металла и измерения твердости. При механической обработке металла производится отбор стружки для определения химического состава стали.

Раскрой фрагмента на образцы необходимо производить из условия изготовления поперечных образцов на растяжение и ударный изгиб.

При изготовлении образцов на растяжение рекомендуется использовать плоские образцы в соответствии с "Общими правилами отбора проб, заготовок и образцов для механических и технологических испытаний" (ГОСТ 7564-73).

Результаты выполненных испытаний и исследований представляются в форме отчёта.

5.5. УЗД сварных швов и других элементов трубопроводов в зонах КН.

УЗД сварных швов и прямых участков труб производится в зонах концентрации напряжений с использованием приборов типа УД2-12 (ГОСТ 23049-84) и другими аттестованными приборами.

Классификация выявленных дефектов в сварных соединениях и в металле трубопровода осуществляется согласно отраслевым нормативно-техническим документам.

6. ОЦЕНКА РАБОТОСПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДА НА ПРОЧНОСТЬ.

6.1. Оценка работоспособности трубопровода на прочность основывается на результатах технического диагностирования газопровода и его локальных участков.

6.2. Оценка прочности трубопровода проводится для состояния, которое по результатам диагностирования оценивается как работоспособное, то есть явные дефектные участки газопровода должны быть заменены.

6.3. Оценка работоспособности производится на основе поверочного расчета на прочность для основного металла и сварных соединений в локальных участках в зонах концентрации напряжений, выявленных в результате диагностики (программа Press-1, Приложение 3).

7. ОФОРМЛЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ КОНТРОЛЯ.

7.1. Результаты всех выполненных исследований и расчетов оформляются в виде Заключения с приложениями протоколов по отдельным видам контроля. В Приложении 2 приведена форма протокола результатов контроля металла и сварных соединений методом магнитной памяти (ММП).

В заключении должны быть отражены:

объём и участки контроля;

подробное описание результатов контроля;

анализ магнитограмм;

выводы и мероприятия по обеспечению надёжности газопроводов.

7.2. Ответственность за качество и достоверность работ по диагностике газопроводов несут специалисты и руководители организации, выполнявшей техническую диагностику. Заключение подписывается исполнителями работы и утверждается руководством этой организации.

7.3. Разрешение на эксплуатацию трубопровода дает инспектор органов технического надзора или администрации предприятия на основе заключения специализированной организации, выполнявшей техническую диагностику газопровода.

8. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ.

8.1. Лица, участвующие в выполнении контроля, должны знать и выполнять правила техники безопасности, установленные для работников данного предприятия.

8.2. Перед допуском к контролю все лица, участвующие в работе, должны пройти соответствующий инструктаж по технике безопасности и расписаться в соответствующем журнале.

При каждом изменении условий производства работ производится инструктаж. Ответственным за проведение инструктажа операторов является руководитель работ из числа ИТР.

8.3. Лица, проводящие магнитный контроль, должны носить защитные каски и пользоваться спецодеждой, применяемой при работе на данном предприятии.

8.4. При выполнении контроля на высоте более 2 метров необходимо строить леса, подставлять лестницу или использовать люльку. Конструкции лесов, лестницы или люльки должны соответствовать требованиям норм и правил техники безопасности.

9. ЛИТЕРАТУРА.

1. Экспериментальная Механика /Под ред. А. Кобаяши /, т.2., М., Мир, 1990.

2. Дубов А.А., Встовский Г.В. Интерпретация основного диагностического параметра, используемого при контроле труб по методу магнитной памяти металла. Контроль. Диагностика. №3, 1999.

3. ВСН 012-88 Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приёмка работ.

4. РД 34.17.302-97 Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды, сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения. (ОП-501 ЦД-97).

Характеристика магнитных приборов конструкции и производства фирмы "Энергодиагностика"

Таблица 1.

Рис. 1. Приборно-компьютерный диагностический комплекс (ПКДК).

Рис. 2. Схема контроля трубопроводов трёхканальным датчиком:

1, 2, 3 - феррозондовые преобразователи;

4 - сканирующее устройство с датчиком измерения длины;

5 - соединительный кабель;

6 - прибор ИКН-1М с блоком памяти 4 Мб и экраном для отображения графической информации;

lб - базовое расстояние между датчиками.

Рис.3. Схема контроля стыковых сварных соединений труб четырёхканальным датчиком прибора ИКН-1М-4:

1, 2, 3 - феррозондовые преобразователи сканирующего устройства для регистрации поля Нр на поверхности сварного шва;

4 - феррозондовый преобразователь для отстройки от внешнего магнитного поля Нр;

5 - колёса привода измерителя длины;

Δlб - базовое расстояние между феррозондовыми преобразователями

Рис. 4. Результаты контроля прямого участка магистрали №4 (Сталь 20, ∅426х12мм) после зала редуцирования между сварными швами ¹7÷№8 на ГРС "Ижевск-2.

Рис.5. Результаты контроля деформированного участка МПК(а) на Уренгойском ГКМ (Западный коридор, Нитка 1, ПК 257, ∅1420х18,7) в зоне КН (б) в 3-х канальном режиме (в) и отдельно по каналу Нр-1 (г).

Рис.6. Результаты контроля прямого участка газопровода (∅325х9мм) входной магистрали ¹1 вблизи сварного шва №7 на ГРС "Воткинск".

Рис.7. Результаты контроля гиба №1 газопровода (Сталь 20, ∅219х9мм) участка магистрали на ГРС КС "Воткинск".

Рис.8. Результаты контроля гиба №18 выходной магистрали (Сталь 20, ∅219х8мм) на АГРС-10 "Очистные" (г. Ижевск).

Рис.9. Расположение зон КН, выявленных на входном трубопроводе обвязки нагнетателей агрегата ¹2 ГКС "Лысково" (Волготрансгаз).

а)

б)

Рис.10. Результаты контроля колена ¹2 в зоне КН №3 по периметру (а) и в зоне КН №4 в осевом направлении (б) на входном трубопроводе обвязки (Сталь 20, ∅529х12мм) агрегата ¹2 ГКС "Лысково" (Волготрансгаз).

Рис.11. Расположение зон КН, выявленных на входном трубопроводе обвязки нагнетателей агрегата ¹3 ГКС "Лысково" (Волготрансгаз).

а)

б)

Рис.12. Результаты контроля колена №2 в зоне КН №4 (а) и колена №3 в зоне КН №5 (б) в осевых направлениях на входном трубопроводе обвязки (Сталь 20, ∅529х12мм) агрегата ¹3 ГКС "Лысково" (Волготрансгаз).

Рис.13. Расположение зон КН, выявленных на трубопроводе обвязки пылеуловителя ГКС "Лысково" (Волготрансгаз).

а)

б)

Рис.14. Результаты контроля колена трубопровода обвязки пылеуловителя (Сталь 20, ∅426х14) в зоне КН №4 в осевом направлении (а) и по периметру колена (б) на ГКО "Лысково" (Волготрансгаз).

а)

б)

Рис.15. Результаты контроля сварного шва №5 магистрали байпаса №1 (Сталь 20, ∅325х9 мм) на ГРС "Ижевск-2".

а)

б)

Рис.16. Результаты контроля сварного шва №3 обводной магистрали (Сталь 20, ∅159х9мм) зала редуцирования на ГРС "Ижевск-2".

Рис.17. Результаты контроля сварного шва №6 газопровода (Сталь 20, ∅219х9 мм) участка магистрали на ГРС КС "Воткинск".

Рис. 18. Результаты контроля стыковых сварных соединений труб(∅1020х16 мм, ст.Х70) на действующем газопроводе мерного узла ГКС "Путятино":

а, б - распределение поля остаточной намагниченности Нр, характеризующее его удовлетворительное состояние;

в, ã - неудовлетворительное состояние стыка с зонами концентрации КН.

Рис.19. Результаты контроля колена сварных швов трубопроводов (Сталь 20, ∅159х9мм) №5 ГРС"Искра" (а), №16 (б) и №17(в) ГРС ''Ижевск-1".

Рис.20. Результаты контроля колена сварных швов трубопроводов (Сталь 20, ∅159х9мм) ¹21(a), №22 (б) и №26(в) ГРС ''Ижевск-1".

Рис.21. Результаты контроля колена сварных швов трубопроводов (Сталь 20, ∅159х9мм) №27(а) ГРС "Ижевск-1", N91 (б) и №2(в) обводной магистрали у зала редуцирования ГРС "Ижевск-2".

Приложение 1

Порядок проведения диагностических работ с помощью приборно-компьютерного диагностического комплекса (ПКДК) в потенциально опасных участках газопровода.

1. Условия применения ПКДК.

1.1. Диагностические работы на локальном участке газопровода могут выполняться как в рабочем состоянии (под давлением), так и в нерабочем состоянии (без давления).

1.2. Потенциально опасные локальные участки газопровода устанавливаются и размечаются предварительно по данным внутритрубной диагностики (ВТД) газопровода.

2. Порядок работы ПКДК.

На каждом конкретном участке газопровода необходимо выполнить диагностические измерения с помощью ПКДК в следующей последовательности:

2.1. Разметить (мелом, краской) на трубе местоположение и контуры потенциально опасного участка для контроля.

2.2. Для определения зон концентрации напряжений на отмеченном участке газопровода выполнить контроль в соответствии с разделом 3.2. данной методики с использованием прибора типа ИКН-1М. При этом слой изоляции толщиной 3-5 мм можно не снимать.

2.3. По результатам контроля прибором ИКН-1М разметить мелом зоны с максимальной концентрацией напряжений.

2.4. В зонах КН снять изоляцию и выполнить измерение толщины стенки трубы с использованием ультразвуковых толщиномеров.

2.5. В зонах КН зачистить металл и выполнить измерение твердости переносными твердомерами.

2.6. Выполнить измерение толщины стенки и твердости металла вне зон КН.

2.7. Сравнить измеренные значения твердости металла и толщины стенки трубы с номинальными (проектными).

2.8. В рабочем состоянии газопровода в зонах КН измерить значения фактических напряжений в стенке трубы ультразвуковым или рентгеновским малогабаритным тензометром. Измерения выполняются в направлении перпендикулярном к линиям КН.

2.9. Выполнить расчет допустимого рабочего давления в трубе по данным проведенных измерений и проверку выполнения условия прочности всех контрольных участков по программе PRESS-1 (Приложение 3).

2.10. Принять решение о возможности дальнейшей эксплуатации трубы без ремонта и о допустимом уровне рабочего давления газа.

Приложение 2

ПРОТОКОЛ

результатов контроля локального участка газопровода

методом магнитной памяти металла (ММП).

Дата контроля __________________________________________________________________

Наименование предприятия _______________________________________________________

Наименование газопроводов (технологическое) _______________________________________

Номер формуляра, рисунка, схемы _________________________________________________

Рабочие параметры ______________________________________________________________

Типоразмер труб ________________________________________________________________

Марка стали ____________________________________________________________________

Длительность эксплуатации, час ___________________________________________________

1. Результаты контроля

2. Выводы.

Контроль выполнил ______________________________________________________________

(подпись, ф.и.о., должность)

удостоверение квалификации персонала _____________________________________________

Руководитель ___________________________________________________________________

(подпись, ф.и.о.)

Приложение 3

ПРОГРАММА PRESS-1.*

1. Условные обозначения (единицы измерения):

ВТД - внутритрубная диагностика;

КД - коррозионный дефект;

КН - концентрация напряжений;

σфкд - фактическое напряжение в стенке трубы с дефектом ВТД (МПа);

σфкн - фактическое напряжение в стенке трубы в зонах КН (МПа);

Sï - проектная толщина стенки (мм);

Sкд - фактическая толщина стенки трубы с дефектом ВТД (мм);

Sкн - фактическая толщина стенки трубы в зонах КН (мм);

Dвн - внутренний диаметр трубопровода (мм);

Р - давление для бездефектной стенки трубы (МПа);

Ркд - давление для стенки трубы с дефектом ВТД (МПа);

Ркн - давление для стенки трубы в зонах КН (МПа).

2. PRESS - 1 распространяется на основной металл и металл сварных соединений с коррозионными дефектами и зонами концентрации напряжений в металле трубопроводов из конструкционных сталей любых марок.

3. PRESS - 1 предназначена для:

- оценки работоспособности по критерию прочности локального участка трубопровода с потенциально опасным коррозионным дефектом по данным ВТД при рабочем давлении;

- определения безопасного рабочего давления по фактической величине напряжений в стенке трубы и толщине металла в дефектном участке или в участке с зонами КН;

- оценки необходимости ремонта локального участка трубопровода с коррозионными дефектами ВТД и в зонах КН;

Определение места и направления действия максимальных фактических напряжений осуществляется в процессе диагностики с помощью прибора ИКН-1М. Величина фактических напряжений в зоне КН может быть определена переносными ультразвуковыми или рентгеновскими тензометрами или с использованием тензодатчиков когда газопровод находится под нагрузкой.

4. Исходные данные: σфкд, σфкн, Sп, Sкд, Sкн, Dвн.

по ГОСТ 14249-89.

5. Условие прочности Ркд ≤ [Р];

Ркн ≤ [Р].

6. Расчетная зависимость на базе фактических измерений:

Ркд = 2 х σфкд х Sкд/Dвн;

Ркн = 2 х σфкн х Sкн/Dвн;

[Р] = 2 х [σ] х Sп/Dвн.

7. Проверка условия прочности по п.5 - выбор рабочего давления (минимального значения) или необходимости ремонта.

______________

*) Программу расчета Press-1 можно приобрести в ООО "Энергодиагностика".

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение

2. Термины и определения

3. Общие положения

4. Приборно-компьютерный диагностический комплекс

5. Диагностика локальных участков газо- нефтепроводов

5.1. Визуальный и инструментальный контроль

5.2. Определение зон концентрации напряжений (КН) с использованием магнитной памяти металла (ММП)

5.2.1. Методика определения зон с использованием ММП

5.2.2. Приборы ММП-контроля и их принцип работы

5.2.3. Подготовка и выбор мест контроля

5.2.4. Контроль напряженно-деформированного состояния газопроводов

5.2.5. Методика сварных соединений с использованием прибора ИКН-1М

5.2.6. Оценка качества проконтролированных участков трубопроводов и оформление результатов контроля

5.2.7. Оценка качества проконтролированных участков трубопроводов и оформление результатов контроля

5.2.8. Примеры определения зон концентрации напряжений с использованием прибора ИКН-1М.

5.2.8.1. Примеры контроля прямых участков газопроводных магистралей

5.2.8.2. Пример контроля гнутых участков (гибов) газопроводных магистралей

5.2.8.3. Пример контроля сварных швов газопроводных магистралей

5.3. Выявление поверхностных трещин в зонах КН.

5.4. Измерение твёрдости, толщины стенки, взятие проб металла в зонах КН

5.5. УЗД сварных швов и других элементов трубопроводов в зонах КН

6. Оценка работоспособности трубопровода на прочность

7. Оформление результатов контроля

8. Техника безопасности

9. Литература