Внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов

Внутритрубная диагностика

Магнитный метод внутритрубной диагностики основан на регистрации магнитных полей рассеяния, образующихся при намагничивании стенки трубы. Суть метода заключается в том, что когда в стенке трубы имеется дефект, часть магнитного потока рассеивается на дефекте, что может быть зафиксировано датчиком, расположенным вблизи поверхности трубы.

Намагничивание стенки трубопровода снарядами-дефектоскопами обеспечивается при помощи постоянных магнитов,размещённых на цилиндрическом ярме, и гибких металлических щёток, передающих магнитный поток от магнитов в стенку трубы

Для обследования трубопроводов нами применяются принципы многоракурсного обследования.

Магнитная диагностика обладает следующими преимуществами:

  • высокая чувствительность к дефектам потери металла
  • высокая разрешающая способность
  • высокая стабильность результатов контроля
  • наглядность результатов контроля
  • минимальное количество ложных срабатываний
  • высокая надежность и технологичность конструкции внутритрубных дефектоскопов

Магнитная дефектоскопия осуществляется комплексом внутритрубных приборов дефектоскопов
диаметром от 219мм (8″) до 1420мм (56″), включающих:

  • Дефектоскоп продольного намагничивания ДМТ (MFL)
  • Дефектоскоп поперечного намагничивания ДМТП (TFI)

Дефектоскопы ДМТ (MFL)

Задачи

Дефектоскопы продольного намагничивания ДМТ предназначены для обнаружения и регистрации:

  • коррозионных дефектов (общая коррозия, каверна, язва, поперечная канавка)
  • механических повреждений поперечной ориентации
  • поперечных металлургических дефектов
  • поперечных стресскоррозионных трещин
  • дефектов кольцевых (монтажных) сварных швов

Особенности

Магнитные дефектоскопы высокой разрешающей способности типа ДМТ (MFL) используются для регистрации и измерения сигналов продольного магнитного потока рассеяния в местах нахождения дефектов стенок трубопровода.

Дефектоскопы ДМТП (TFI)

Задачи

Дефектоскопы поперечного намагничивания ДМТП предназначены для обнаружения и регистрации:

  • коррозионных дефектов
  • механических повреждений продольных ориентации
  • продольных металлургических дефектов
  • продольных стресскоррозионных трещин
  • дефектов заводских сварных швов

Особенности

Уникальная конструкция намагничивающей системы дефектоскопа поперечного намагничивания серии ДМТП (TFI) помноженная на 20-ти летний опыт работы в ПАО «Газпром» и огромный статистический материал (за годы эксплуатации внутритрубного оборудования выявлено более 17 000 зон продольных трещин), позволяют достичь (самых) высоких показателей достоверности выявления продольно ориентированных трещин, являющихся наиболее опасным дефектом магистральных трубопроводов.

Интроскопы (MFL+)

Задачи

Магнитные интроскопы MFL+ предназначены для обнаружения и регистрации:

  • коррозионных дефектов на внутренней поверхности трубы
  • металлургических дефектов выходящих на внутреннюю поверхность
  • дефектов кольцевых, продольных и спиральных сварных швов
  • дефектов геометрии трубопровода

Особенности

Магнитные внутритрубные интроскопы типа MFL+ способны выявить с фотографической точностью все дефекты любой ориентации на внутренней поверхности стенок труб, включая дефекты геометрии трубопровода. Точность обнаружения дефектов и оценки их размеров на внутренней поверхности труб не зависит от толщины стенок труб.

Магнитоакустическая внутритрубная диагностика основана на электромагнитоакустическом (ЭМА) способе возбуждения и приема ультразвуковых сдвиговых колебаний в металле контролируемого трубопровода, позволяющем проводить диагностику без применения контактной жидкости.

Магнитоакустические дефектоскопы

Задачи

Магнитоакустические дефектоскопы предназначены:

  • выявление зон различно ориентированных трещин на ранней стадии развития, как в основном металле, так и сварных швах
  • регистрации дефектов потери металла и расслоений, оценке их глубины акустическим методом, мониторинг роста коррозионных дефектов
  • определение типа и оценка состоянием наружного изоляционного покрытия

Особенности

Комбинированные магнитоакустические дефектоскопы серии ДМТ(Б)-А и ДМТП(Б)-А совмещающие в себе магнитные датчиковые подсистемы сверхвысокого разрешения и многоракурсные ЭМА ультразвуковые датчиковые подсистемы выдают максимально полную (достоверную) информацию о состоянии трубопровода. Отсутствие необходимости в жидкостном контакте ЭМА-преобразователей, позволяет равноценно использовать комбинированные магнитоакустические дефектоскопы для контроля как нефте-, так и газопроводов:

Источник: http://www.npcvtd.ru/services/vnutritrubnaya-diagnostika/

Снаряд-дефектоскоп для внутритрубной диагностики

С 2002 г. компания активно участвует в создании аппаратуры и программного обеспечения для НК и ТД состояния труб магистральных нефтепроводов, находящихся в эксплуатации. Работы выполняются по заказу ОАО “Центр технической диагностики (ЦТД) “ДИАСКАН”.

Назначение

Совместно с ЦТД “ДИАСКАН” разработан, изготовлен и успешно прошел приемочные и эксплуатационные испытания автономный внутритрубный снаряд-дефектоскоп для контроля труб в потоке перекачиваемого продукта, а также программное обеспечение для обработки полученной информации, идентификации дефектов и определения их размеров, представления результатов контроля.

Принцип работы

Внутритрубная диагностика трубопроводов основана на использовании автономных снарядов-дефектоскопов (поршней, pigs), движущихся внутри контролируемой трубы под напором перекачиваемого продукта (нефть, нефтепродукты, газ и т.п.). Снаряд снабжен аппаратурой (обычно ультразвуковой или магнитной) для НК трубы, записи и хранения в памяти данных контроля и вспомогательной служебной информации, а также источниками питания аппаратуры.

Измерительная часть снаряда состоит из множества датчиков (сенсоров), расположенных так, чтобы зоны чувствительности датчиков охватывали весь периметр трубы. Это позволяет избежать пропуска дефектов трубы.

Датчики ультразвукового снаряда излучают ультразвук в тело трубы и принимают отраженные дефектами сигналы. В магнитном снаряде ферромагнитный материал трубы намагничивается постоянными магнитами до состояния близкого к техническому насыщению, а потоки рассеяния, вызванные дефектами, регистрируются магниточувствительными датчиками (например, датчиками Холла).

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.

Обратите внимание

Магнитный снаряд-дефектоскоп состоит из трех секций, соединенных между собой шарнирно для прохождения изгибов трубопровода.

Постоянные магниты, размещенные на двух кольцах средней секции, создают в трубе продольный магнитный поток между двумя кольцами стальных проволочных щеток, скользящих по внутренней поверхности трубы.

Кольцо с подпружиненными держателями блоков датчиков расположено между кольцами щеток, обеспечивая скольжение датчиков по поверхности трубы.

Полиуретановые манжеты служат для создания перепада давления перед и позади снаряда, чем обеспечивается его движение в трубе.

Снаряд вводится в контролируемый трубопровод через специальную камеру пуска-приемки, проходит по трубе сотни километров, накапливая информацию о ее состоянии в бортовой памяти, а затем извлекается через аналогичную камеру.

После выгрузки снаряда информация считывается на внешний терминал, а затем поступает на сервер базы данных, расшифровывается, обрабатывается программой обработки данных, анализируется оператором и представляется в виде отчета.

Программное обеспечение позволяет автоматически выделить области аномалий трубы, идентифицировать до 15 классов аномалий, (трещины, коррозионные поражения и т.д.), определить местоположение и размеры дефектов.

Технические характеристики

Номер Параметр Значение параметра
1 Протяженность трубопровода, диагностика которого гарантируется за один пропуск дефектоскопа, км 350
2 Перекачиваемый продукт Нефть, нефтепродукты, газ, продукты переработки газа, вода
3 Рабочее давление, МПа До 10
4 Скорость движения дефектоскопа, м/с Минимальная/ Максимальная 0,2/4
5 Минимальный внутренний диаметр трубопровода при всестороннем сужении длиной менее 2Dн*, мм 85% от Dн
6 Минимальный радиус поворота цельнотянутого колена трубы на 90грд 1,5 Dн

* – номинальный диаметр трубопровода

Дефектоскоп успешно прошел приемочные испытания на полигоне ОАО ЦТД “ДИАСКАН” и эксплуатационные испытания на различных участках магистральных нефтепроводов ОАО АК “ТРАНСНЕФТЬ”. Технические решения, примененные при создании дефектоскопа, легли в основу разработки семейства магнитных дефектоскопов для НК и диагностики труб магистральных нефтепроводов диаметром от 10″ до 48″.

Источник: https://www.intron.ru/ru/razrabotki/vnutritrubnaya-diagnostika-magistralnyix-truboprovodov.html

ПОИСК

    Одним из современных методов, дающих широкую информацию о дефектности магистральных трубопроводов, является внутритрубная диагностика [13, 77, 238, 243]. [c.288]

    Опыт эксплуатации внутритрубного оборудования показывает необходимость соблюдения скоростного режима пропуска снарядов-дефектоскопов для качественной диагностики.

Необходимость в управлении скоростью движения внутритрубных магнитных снарядов-дефектоскопов при диагностике магистральных трубопроводов обусловлена ограничением применяемого метода контроля и невозможностью со стороны газотранспортных предприятий обеспечения специального скоростного режима транспортировки газа, что приводит к некачественной записи информации, а порой и к повторному пропуску. [c.100]

    Диагностика БТС и оборудования. Улучшению показателей надежности и уменьшению аварийности на объектах БТС способствует своевременность профилактического обслуживания. Правильно выбрать сроки профилактики помогают средства и методы диагностики, которые весьма специфичны для различных видов оборудования. Особое место занимает диагностика трубопроводов подземного заложения. Из-за огромной протяженности магистральных трубопроводов и распределительных сетей практически невозможно непрерывное приборное освидетельствование как напряженного состояния в теле труб, так и сохранности изоляционных покрытий в процессе эксплуатации. Однако появляются принципиально новые методы диагностики, совершенствуются существующие методы и приборы, что создает условия для существенного повышения качества обслуживания газопроводов. Сжимаемость газа обусловливает также возможность использования внутритрубного пространства как аккумулирующей емкости. Повышение среднего давления в газопроводе имеет как положительные, так и отрицательные последствия с точки зрения надежности газоснабжения. С одной стороны, увеличение запасов в трубах обеспечивает возможность легче осуществлять маневрирование, сгладить дефицит при отказах, покрыть кратковременные пики спроса. Кроме того, чем больше среднее давление, тем меньше энергетические затраты на перекачку определенной массы газа. Но повышение давления приводит к увеличению утечек через неплотные соединения и сквозные отверстия в теле трубы (свищи). Одновременно возрастают напряжения в трубном металле и, следовательно, вероятность нарушения целостности трубы. [c.25]

    Вопросы разработки и применения методов неразрушающего контроля (НК) для диагностики состояния материалов, несущей способности конструкций, узлов трения механизмов и машин тесно связаны с проблемами повышения безопасности и надежности технического оборудования, в том числе в нефтегазовой промышленности и атомной энергетике. Одной из актуальнейших проблем государственного значения в России является внедрение комплексной системы технической диагностики магистральных трубопроводов, включая контроль коррозионного и напряженно-деформированного состояния трубопроводов, внутритрубную дефектоскопию, основанную на использовании современных технологий контроля с помощью ультразвукового, электро -магнитного и других современных физических методов инспектирования [35]. [c.5]

Важно

    Действующие нормативные документы предписывают проводить обследование подводных переходов магистральных газопроводов (МГ) путем проведения внутритрубной диагностики.

Однако выявленные дефектные участки трубопроводов должны дополнительно контролироваться в шурфах методами неразрушающего контроля с целью уточнения данных диагностики и точного определения параметров выявленных дефектов. [c.289]

    Что касается диагностики коррозионного растрескивания под напряжением (КРН) на магистральных трубопроводах, то в настоящее время ряд фирм ведут успешную разработку снаря-дов-дефектоскопов, способных выявлять стресс-коррозионные трещины.

Однако результат этих разработок пока неоднозначен в плане экономической эффективности, поскольку без знания механизма КРН прогноз скорости развития трещины в той или иной реальной, а не “среднестатистической” среде затруднителен.

Следовательно, требуются частые повторные обследования для получения информации о реальной скорости развития трещин.

Альтернативный путь предусматривает последовательное сужение “зоны опасности” без вскрытия трубопровода, начиная с предварительного выявления коррозионно-агрессивных участков в соответствии с разработанными критериями (в том числе биокоррозионной агрессивности грунта), обнаружению локальных повреждений по регистрации магнитометрических аномалий поля трубопровода в местах его дефектов. Реализация этого пути сулит, видимо, более эффективное в экономическом отношении и практически реализуемое решение для диагностики трубопроводов, где внутритрубная дефектоскопия по каким-либо причинам затруднена. При этом возможно выявление уча- [c.5]

    Одной из основных задач проведения работ по геодезическому позиционированию магистральных трубопроводов ОАО Газпром является повышение качества и оперативности проводимых по результатам внутритрубной диагностики ремонтных работ.

Однако не стоит забывать о том, что картографическая информация, а также географические координаты результатов диагностирования являются также весьма важным элементом анализа и выявления потенциально аварийных участков магистральных газопроводов (МГ).

[c.321]

Совет

    Так, широкое внедрение методов и технических средств внутритрубной диагностики позволяют по-новому организовать научно-исследовательские работы, нацелив их на создание современных технологических и технических решений по ремонту магистральных трубопроводов. [c.71]

    Рин Ван Стейн, Бакаев В.В. Внутритрубная дефектоскопия магистральных и промысловых трубопроводов. “Диагностика-96”. — Ялта. 1996 г. — М. ИРЦ ГАЗПРОМ. – С. 66 – 69. [c.431]

    НПО Спецнефтегаз созданы высокоэффективные технологии и комплексы внутритрубной диагностики магистральных трубопроводов диаметром 500-1400 мм. Технология комплексной диагностики позволяет выявлять и идентифицировать все опасные и потенциально опасные дефекты трубопроводов, включая стресс-коррозионнью трещины. [c.70]

    НПО Спецнефтегаз основано 15 лет назад и с тех пор занимает в России лидирующее положение в области разработки технологий и внутритрубных дефектоскопов для диагностики магистральных трубопроводов. В настоящее время эффективное обеспечение надежности эксплуатации системы магистральных газопроводов ОАО Газ- [c.69]

    Иванов СМ.,Корбачков Л А. Анализ результатов электрометрии и внутритрубной дефектоскопии подземных трубопроводов 8-я междунар. деловая встреча Диагностика-98 . – Сочи, апрель 1998 г. – М., 1998. – Т. 2 Диагностика линейной части магистральных трубопроводов. – С. 211-220. [c.234]

    Вторым не менее важным аспектом определения технического состояния подводного перехода является обследование трубопровода методами внутритрубной дефектоскопии.

Читайте также:  Газификация частного дома автономная

В тех случаях, когда дюкер-ная часть подводного перехода магистрального трубопровода является по диаметру равнопроходной, внутритрубная диагностика осуществляется традиционными методами.

Однако так называемый пережим диаметров труб дюкерной части и примыкающих участков линейной части исключает возможность пропуска инспекционных [c.155]

Обратите внимание

    Основными направлениями деятельности ЗАО НГКС являются внутритрубная диагностика линейной части технологических трубопроводов и другого оборудования объектов магистрального трубопроводного транспорта с использованием внутритрубных снарядов-дефектоскопов от Ду 100 до 1400 (рис. 1)  [c.345]

    Для диагностики таких протяженных сооружений, как магистральные трубопроводы, эффективной является внутритрубная дефектоскопия.

Эта идея была реализована в 1980-х годах с помощью снарядов-дефектоскопов, которые, перемещаясь в потоке по трубопроводу, осуществляют сбор информации о дефектах.

Первые снаряды-дефектоскопы магнитного действия были разработаны в Великобритании фирмой “Бритиш Газ”, а затем в США — фирмой “Тьюбоскоп”. По мере накопления практического опыта были созданы снаряды двух типов -профилемеры и дефектоскопы. [c.239]

Смотреть страницы где упоминается термин Внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов: [c.414]    [c.73]   Смотреть главы в:

Ресурс безопасной эксплуатации сосудов и трубопроводов -> Внутритрубная диагностика магистральных трубопроводов

© 2019 chem21.info Реклама на сайте

Источник: https://www.chem21.info/info/1576616/

Диагностика технологических трубопроводов: назначение и методы проведения работ

На стенках технологических трубопроводов со временем образуются отложения. Процесс этот не зависит от способа эксплуатации системы и приводит к снижению её пропускной способности.

А по этой причине возникают аварийные ситуации. Для минимизации риска порчи оборудования и локализации проблемных участков, проводится диагностика трубопроводов.

Важно

Сегодня разработаны методы выполнения этой процедуры без демонтажа и вскрытия оборудования.

Современные методы позволяют проводить диагностику трубопроводных магистралей без вскрытия системы

Причины необходимости оценки состояния труб и методы диагностики

В целом, диагностирования трубопроводов выполняется в следующих случаях:

  • при планировании ремонтных работ с последующим их проведением;
  • в качестве профилактики возможных неисправностей;
  • для оценки состояния труб после выполненного ремонта.

Отсюда следует вывод, что при обслуживании технологических инженерных коммуникаций, проведение данной процедуры обязательно.

Подвергать поверке состояние трубопроводов данного типа необходимо также, когда они уже используются, а не только перед вводом в эксплуатацию. Прежде чем запустить их, специалисты проверяют степень соответствия сварочных швов требованиям ГОСТ и СНиП, исследуют качество соединений и выясняют, сохранилась ли внутренняя целостность труб.

В настоящее время существуют четыре метода диагностики.

1. Магнитооптическая дефектоскопия. Позволяет увидеть с помощью магнитного потока дефекты, присутствующие в ферримагнитном материале. Определить с достаточной точностью их глубину данным способом нельзя.

2. Ультразвуковая диагностика. Данным способом проверяется качество соединения компонентов трубопроводов, работающих под высоким давлением и на АЭС.

Обусловлено это абсолютной безопасностью ультразвука трубным изделиям. В принцип обнаружения дефектов заложена способность волн ультразвукового диапазона легко проникать сквозь однородный материал.

При наличии препятствий волны отражаются.

3. Опрессовка повышенным давлением. Такая проверка труб применяется уже достаточно давно. Невысокая себестоимость работ – одно из несомненных достоинств данного способа.

Инертные газы, газовая смесь или водяной пар нагнетаются в трубопровод так, чтобы создать внутри него давление, в 5 раз превышающее рабочее. Затем производится осмотр стыков, швов и мест соединения котельного оборудования и труб.

Определение участков, в которых происходят утечки пара, осуществляется по наличию на них конденсата.

Проверка при помощи дефектоскопа позволяет выявить дефекты в структуре трубы

4. Видеодиагностика. Её иное название — теледиагностика. Данный метод позволяет визуально оценить состояние трубопровода. Для анализа используется информация, зафиксированная специальными видеокамерами, смонтированными на проталкиваемом стеклопластиковом прутке, или на роботах.

Роботы, перемещаясь внутри магистрали, снимают всё, что встретят на своём пути. Затем изображение анализируется. Эта техника способна выявить грубые нарушения целостности труб, протечки на сегментах в грунтах или закрытых тоннелях, места образования крупных засоров и илистых отложений.

Такую методику приняли на вооружение многие профильные строительные компании, поэтому данный метод диагностирования заслуживает отдельного разговора.

Когда нужна видеодиагностика

Обследование трубопроводов этим методом актуально в следующих случаях:

  • при сдаче в эксплуатацию новых систем, в том числе канализации. Тогда по всем параметрам систем отвода нечистот прилагается видеодокумент, подтверждающий соответствие трубопроводов СНиПам, действующим на территории нашей страны.;
  • в системе возникло повреждение или образовался засор (чтобы решить проблему, необходимо найти источник);
  • требуется выполнить проверку разводки трубопровода. Необходимость в проведении таких работ возникает, когда схема утеряна.

Внутритрубная диагностика выполняется с использованием специального оборудования. В него входят:

  • головка видеокамеры с сапфировым объективом. Размещается весь этот элемент в корпусе из нержавейки;
  • проталкивающий кабель. Наматывается он на барабан;
  • блок управления видеокамерой.

Телеинспекция трубопроводов осуществляется при помощи камеры на длинном кабеле, которая передает изображение на монитор

Передвигается видеокамера по длине коллектора под воздействием усилия от проталкивающего кабеля. Формируемое ею изображение передаётся на дисплей пульта управления. Для обеспечения надлежащего качества функционирования всех элементов системы вместе с камерой перемещается мощный (обычно светодиодный) источник света. Устанавливается он на специальном подвижном модуле.

Обнаружить можно такие проблемы:

  • недоработки в развязке системы;
  • протечки и нарушения герметичности швов;
  • посторонние предметы, застрявшие внутри, и засорения;
  • наличие в материале изготовления трубы дефектов.

Телеинспекция трубопроводов может выполняться в трубах разных диаметров и конфигураций, изменяется только оборудование – оно бывает плавающим или портативным.

Последнее применяется, когда трубопроводы ещё не подключены к системе водоснабжения. Плавающее оборудование используется при возможном наличии в сети воды. Большинство таких систем оснащаются лебёдкой с электросчётчиком.

Эти устройства позволяют определить глубину погружения и месторасположение камеры.

Сегодня существует четыре типа систем, используемых для диагностирования трубопроводов:

  1. Переносная проталкивающая система. Обладает жёстким кабелем, с помощью которого оператор проталкивает видеокамеру по элементу инженерной коммуникации.
  1. Видеокамера с дистанционным управлением. Такое устройство обладает большим углом обзора, мощной подсветкой и высокой разрешающей способностью, позволяющей получить изображение высокого качества. Ведь только тогда можно будет проверить факт соответствия состояния исследуемой конструкции требованиям СНиП. Перемещение происходит посредством управляемого оператором самоходного транспортёра.
  2. Сателлитные камеры. Это – вспомогательные камеры, присутствующие в устройстве наряду с основной. С их помощью выполняется телеинспекция разветвлений в трубах.
  3. Специальная техника. К таковой относятся устройства, позволяющие проводить осмотр глубинных скважин, а также беспроводное оборудование.

Для исследования также применяют камеры, установленные на самоходные устройства, которыми управляют операторы

Особенности видеодиагностики и её результаты

Диаметр труб, в которых допускается проводить эту процедуру, колеблется в диапазоне  миллиметров. Камера может крепиться на кабеле длиной порядка 250 метров, что позволяет исследовать достаточно протяжённые участки труб и объекты на глубине. Однако последние технологические разработки направлены на обеспечение проведения видеодиагностики на расстоянии, превышающем 500 метров!

Конструкторы предусмотрели необходимость изменения угла обзора камеры и конфигурации оборудования, применяемого в проталкивающих колёсных системах. Реализовано это путём возможности использования колёс с разными диаметрами. Рекомендуемая мощность применяемых для освещения светодиодов – от 500 люмен.

По окончании видеодиагностики можно получить результаты, позволяющие:

  • с высокой степенью точности локализовать участки инженерной коммуникации, подверженные коррозии;
  • точно определить причины засоров и предпринять необходимые меры профилактики, препятствующие их возникновению;
  • своевременно обнаружить точки протечки ветки магистрали.
  • возможность выбора эффективного способа прочистки трубопроводов от засоров, соответствующего требованиям СНиП по ненарушению целостности конструкции системы.Регулярная проверка состояния трубопроводов позволяет быстро выявлять повреждения и вовремя проводить ремонт

Экспертиза промышленной безопасности трубопроводов

Помимо магистральных трубопроводов, сегодня существует ещё несколько видов трубопроводного транспорта.

К ним относятся технологические трубопроводы, расположенные на территории предприятий и обеспечивающие проведение технологического процесса, а также эксплуатацию оборудования.

Кроме того, в их число входят промысловые трубопроводы, по которым осуществляется транспортировка газа и нефти и проч.

Совет

Проводить экспертизу промышленной безопасности (ЭПБ) необходимо тех из них, которые подпадают под действие Федерального Закона за номером 116-ФЗ.

Начинается ЭПБ с внимательного изучения документации на инженерную коммуникацию. Определив по «бумагам» наиболее опасные участки, сопоставив проектное и фактическое расположение трубопровода, и выяснив, соответствовали ли условия эксплуатации требованиям СНиП, специалисты приступают к техническому диагностированию исследуемого объекта.

Сначала проводится наружный и (при наличии возможности) внутренний осмотр. На данном этапе выявляются участки трубы с нарушенной формой, дефекты металла и изоляции, определяется состояние сварных швов.

По статистическим данным большинство случаев выхода технологических трубопроводов из строя обусловлено процессами коррозии.

Для определения внутренних дефектов могут использоваться все вышеперечисленные методы.

По завершении диагностики средствами неразрушающего контроля возможно проведение пневмо- и гидроиспытаний (воздухом под давлением или водой). Однако их целесообразность является предметом споров экспертов в этой отрасли.  Одни говорят, что гидроиспытания ухудшают трещиностойкость и пластичность металла.

Другие же утверждают, что без проведения функциональных испытаний и без комплексного контроля получить достоверную информацию о соответствии конструкции требованиям СНиП невозможно. Ведь оборудование может подвести, например, при некорректной настройке дефектоскопа либо по причине неверного подбора пьезоэлектрического преобразователя.

Поэтому возникает опасность, что после запуска трубопровод вновь даст течь.

Нужно понимать, что проведение испытаний сопряжено для владельцев трубопроводов с техническими проблемами, связанными с остановкой производственного цикла.

Обратите внимание

По этой причине во время проведения ЭПБ между заказчиком и организацией-исполнителем могут возникнуть спорные моменты.

Поэтому одним из приоритетных направлений развития технологий экспертизы промышленной безопасности является адаптация методик неразрушающего контроля к условиям процесса диагностирования без необходимости вывода трубопровода из эксплуатации.

Источник: http://TrubaMaster.ru/obsluzhivanie/diagnostika-truboprovodov.html

2. Внутритрубная диагностика газонефтепроводов

Внутритрубная дефектоскопия зарекомендовала себя как наиболее информативный метод и по существу является основным при диагностике линейной части газопроводов. Многолетний опыт работы по внутритрубной дефектоскопии на трубопроводах позволил сформулировать основные критерии выбора метода внутритрубной инспекции для различных трубопроводов.

Решение об обследовании промысловых трубопроводов приборами внутритрубной дефектоскопии принимает заказчик. Обследование следует проводить исходя из технико-экономической целесообразности и в соответствии с требованиями действующих нормативно-технических документов.

Внутритрубная инспекция проводится после завершения подготовки участка магистрального нефтепровода к диагностированию предприятием, эксплуатирующим участок нефтепровода и направления предприятию, выполняющему диагностические работы, документации, подтверждающей эту готовность.

Ответственными за проведение диагностических работ на участке магистрального нефтепровода являются главные инженеры предприятий, эксплуатирующих участки нефтепроводов.

Готовность к диагностированию обеспечивается проверкой исправности камеры пуска-приема и запорной арматуры, проведением очистки внутренней полости трубопровода, созданием необходимых запасов нефти для обеспечения объемов перекачки в соответствии с режимами.

При использовании запасов нефти из резервуаров должна быть предотвращена возможность попадания в транспортируемую нефть осадка из резервуара.

Необходимая полнота контроля участка магистрального нефтепровода достигается на основе реализации 4-х уровневой интегрированной системы диагностирования, предусматривающая определение параметров следующих дефектов и особенностей трубопровода, выходящих за пределы допустимых значений, оговоренных в утвержденных методиках определения опасности дефектов:

Важно

дефектов геометрии и особенностей трубопровода (вмятин, гофр, овальностей поперечного сечения, выступающих внутрь трубы элементов арматуры трубопровода), ведущих к уменьшению его проходного сечения;

дефектов типа потери металла, уменьшающих толщину стенки трубопровода (коррозионных язв, царапин, вырывов металла и т.п.), а также расслоений, включений в стенке трубы;

поперечных трещин и трещиноподобных дефектов в кольцевых сварных швах;

продольных трещин в теле трубы, продольных трещин и трещиноподобных дефектов в продольных сварных швах.

Работы по внутритрубной диагностике в общем случае включают в себя:

– пропуск скребка-калибра, снабженного калибровочными дисками, укомплектованными тонкими мерными пластинами, для определения минимального проходного сечения трубопровода перед пропуском профилемера. Диаметр калибровочных дисков должен составлять 70% и 85% от наружного диаметра трубопровода.

Читайте также:  Как проверить утечку газа в квартире

По состоянию пластин после прогона (наличию или отсутствия их изгиба) производится предварительное определение минимального проходного сечения участка нефтепровода.

Минимальное проходное сечение линейной части нефтепровода, безопасное для пропуска стандартного профилемера, составляет 70% от наружного диаметра трубопровода;

– пропуск шаблона-профилемера для участков первичного обследования, имеющих подкладные кольца, с целью предупреждения застревания и повреждения профилемера деформированными подкладными кольцами;

– пропуск профилемера, определяющего дефекты геометрии: вмятины, гофры, а также наличие особенностей: сварных швов, подкладных колец и других выступающих внутрь элементов арматуры трубопровода. При первом пропуске профилемера маркерные передатчики устанавливаем с интервалом 5-7 км.

При втором и последующих пропусках профилемера установка маркеров производится только в тех точках, где по результатам первого пропуска обнаружены сужения, уменьшающие проходное сечение трубопровода от согласованного максимального уровня наружного диаметра, представляемого в таблицах технического отчета по результатам прогона профилемера. По результатам профилеметрии предприятие, эксплуатирующее участки нефтепровода, устраняет сужения, уменьшающие проходное сечение на величину менее 85% от наружного диаметра трубопровода с целью предупреждения застревания и повреждения дефектоскопа;

– пропуск очистных скребков для очистки внутренней поверхности трубопровода от парафиносмолистых отложений, глиняных тампонов, а также удаления посторонних предметов;

– пропуск дефектоскопа. Установка маркеров при первом пропуске снарядов-дефектоскопов осуществляется с интервалом 1,5-2 км.

При втором пропуске снарядов-дефектоскопов установка маркеров производится в тех точках, где имелись пропущенные маркерные пункты при первом пропуске и где по данным первого пропуска снаряда-дефектоскопа имеют место потери информации.

Перед запуском инспекционного снаряда персонал предприятия, выполняющего диагностические работы, обязан провести проверку исправности внутритрубного снаряда с составлением акта установленной формы[1].

Источник: http://prod.bobrodobro.ru/6771

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 1

Внутритрубная диагностика пока не позволяет выявить наиболее напряженные участки газопроводов в аномальных зонах с карстовыми образованиями, которые являются потенциально опасными.  [1]

Внутритрубная диагностика имеет ряд преимуществ перед другими альтернативными методами оценки технического состояния нефтепроводов. Важнейшими из этих преимуществ являются: высокая производительность, высокая разрешающая способность, снижение затрат на эксплуатацию трубопровода, возможность выборочного ремонта дефектных участков не только критических, но и околокритических дефектов.  [2]

Внутритрубная диагностика связана с применением снарядов-дефектоскопов на основе разновидностей магнитного или ультразвукового методов.

Совет

Традиционная технология такого обследования лишь в редких случаях предполагает применение локальных методов неразрушающего контроля ( НК) для уточнения параметров выявленных дефектов.

Если перекачка продукта не остановлена, то чаще всего ограничиваются выборочной толщинометрией в доступных местах трубопровода.  [3]

Внутритрубная диагностика пока не позволяет выявить наиболее напряженные участки газопроводов в аномальных зонах с карстовыми образованиями, которые являются потенциально опасными.  [4]

Внутритрубная диагностика трубопровода подводного перехода осуществляется при диагностировании всего магистрального трубопровода.  [5]

Внутритрубную диагностику выполняет в Украине фирма Розен, с которой заключен долгосрочный контракт на выполнение работ по коррозионному и стресс-коррозионному обследованию.  [6]

Результатывнутритрубной диагностики показывает, что распределение дефектов типа потери металла по длине нефтепровода неравномерное.

Наличие информации о размерах дефектов и о их распределении по длине позволяет обоснованно подходить к выбору методов ремонта трубопровода: 1) отдельно расположенные критические дефекты устраняются методом выборочного ремонта; 2) на участках ограниченной длины с большим числом критических дефектов проводят капитальный ремонт ( путем сплошной замены труб); 3) участки с преобладанием малозначительных дефектов ремонтируют путем замены изоляционного покрытия.  [7]

Результатывнутритрубной диагностики показывают, что процентное содержание дефектных труб на магистральных нефтепроводах велико и оно растет с увеличением срока эксплуатации.  [9]

Обратите внимание

Выполнениевнутритрубной диагностики нефтепроводов еще до ввода их в эксплуатацию должно быть приоритетным, а после создания или приобретения многоцелевых инспекционных снарядов – обязательным.  [10]

Актуальностьвнутритрубной диагностики фактического состояния и ресурса коммунальных водонесущих трубопроводов сегодня очевидна и не вызывает сомнений. В настоящее время все подземные трубопроводы работают на отказ, т.е. эксплуатационные организации ремонтируют и приводят их в порядок только в случае обнаружения крупной утечки или аварии.  [11]

Технологиясплошной внутритрубной диагностики трубопроводов, предлагаемая ЦДТ Интроско, как раз и позволяет оценить состояние как всего трубопровода в целом, так и его отдельных участков, определить последовательность и целесообразность проведения замены не по умозрительным показателям, а на основе сплошной диагностической информации. Вся информация о результатах контроля обрабатывается с помощью компьютера, архивируется и может быть использована при последующих обследованиях для учета динамики разрушения трубы и анализа ресурса.  [12]

Сравнение результатоввнутритрубной диагностики с результатами измерений глубины дефектов на вырезанных катушках показывает, что ВТД может как завышать, так и занижать реальную глубину дефектов.  [14]

Для проведениявнутритрубной диагностики магистральный трубопровод должен отвечать следующим требованиям: все соединительные элементы и запорная арматура участка трубопровода должны быть равнопроходными с трубопроводом.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

Источник: https://www.ngpedia.ru/id876p1.html

Внутритрубная диагностика методом ЭМАП (EMAT)

ГлавнаяУслугиОчистка и обследование трубопроводов
 

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

Принцип действия ЭМАП способа заключается в трансформации электромагнитных волн в упругие акустические. Как и в контактных ультразвуковых методах контроля, при дефектоскопии с применением ЭМАП используют преимущественно два способа генерации и регистрации ультразвуковой волны – импульсный и резонансный.

Для реализации импульсного метода, наиболее часто применяемого для целей диагностики, в основном применяют те же электронные блоки, что и в традиционных ультразвуковых приборах, в которых возбуждение и приём ультразвука осуществляется с помощью пьезопреобразователей.

Различие заключается в том, что вместо пьезоэлемента используется катушка индуктивности и имеется устройство для возбуждения поляризующего магнитного поля.

Важно

В результате взаимодействия силы Лоренца и магнитострикции (магнитострикция – явление изменения формы и размеров тела при намагничивании; характерна для ферромагнитных веществ и измеряется относительной величиной удлинения ферромагнетика при намагничивании) с металлической поверхностью возникает акустическая волна, распространяющаяся в стенке трубы. В данном случае обследуемый материал сам является преобразователем.

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

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

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

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

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

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

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

Технические возможности наиболее передовых компаний, занимающихся разработками внутритрубных инспекционных снарядов, позволяют оснастить дефектоскопы инерциальными измерительными системами на базе оптоволоконных гироскопов.

Указанная система выполняет картографирование трубопровода, т.е. определяет его пространственное положение в координатах DGPS.

Совет

В дальнейшем, при обработке данных обследования, для каждого выявленного дефекта определяются координаты DGPS, которые заносятся в общую электронную базу данных обследования, которая передаётся оператору трубопровода.

Оперируя базой данных обследования, оператор трубопровода может самостоятельно разработать программу ремонта. При этом, если ранее, когда исчерпывающая информация о состоянии изоляции трубопроводов была недоступна операторам трубопроводов, т.е.

о её состоянии судили по косвенным признакам (результаты дефектоскопии на потерю металла, выборочные шурфовки, обследование состояния системы ЭХЗ и т.п.), то при появлении на внутритрубном диагностическом рынке технологии ЭМАП отпадает необходимость в глобальной переизоляции трубопроводов. Что позволяет операторам трубопроводов экономить колоссальные средства.

А если учесть, что данный вид инспекционных снарядов даёт дополнительную информацию по трещиноподобным дефектам, экономический эффект от их применения оказывается ещё больше.

Инспекционный снаряд с использованием ЭМАП состоит из следующих системных компонентов:

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

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

Стресс-коррозия и соответствующие данные обследования

Отсутствие изоляции и данные C-Scan

Изоляция, нанесённая в полевых условиях, и соответствующие данные обследования

К основным преимуществам снаряда эмап можно отнести следующие:

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

Отправить заявку на эту услугу

Источник: http://ntcngd.com/uslugi/article_post/vnutritrubnaya-diagnostika-metodom-emap-emat

Внутритрубная диагностика трубопроводов – T.D.Williamson

Программное обеспечение для интерактивных отчетов

Технология рассеяния магнитного потока SpirALL®

Технология KALIPER® 360

Технология активного управления скоростью диагностического снаряда

Услуги по диагностике методом протяжки

Предоставление услуг по диагностике трубопроводов с минимальным временем простоя.

Как наиболее надежный поставщик решений по внутритрубной диагностике и обеспечению бесперебойной транспортировки продукта, компания Т.Д.

Вильямсон предоставляет индивидуальные услуги по внутритрубной диагностике трубопроводов, разработанные специально для оптимизации производительности систем трубопроводов с минимальным временем простоя. Технологии внутритрубной диагностики компании Т.Д.

Вильямсон рассчитаны на обеспечение целостности трубопровода при самых сложных условиях среды, а также на предоставление наиболее точных данных, как правило, за один проход.

Технология активного управления скоростью диагностического снаряда

Обратите внимание

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

Технология диагностики деформаций

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

Технология GMFL

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

Технология MFL

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

Услуги по диагностике методом протяжки

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

Технология рассеяния магнитного потока SpirALL®

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

Технология KALIPER® 360

Специально разработана для использования при укладке новых трубопроводов, а также для эксплуатируемых трубопроводов, транспортирующих жидкости, газы, химикаты и другие продукты трубопроводного транспорта.

Технология картирования

Позволяет операторам определить точную траекторию осевой линии трубопровода по широте, долготе и высоте.

Программное обеспечение для интерактивных отчетов

Важно

Программное обеспечение для интерактивных отчетов компании Т.Д. Вильямсон было разработано для удобства заказчиков услуг по внутритрубной диагностике. Будучи весьма простым в использовании, оно позволяет увидеть вероятные проблемные зоны и определить критические отклонения.

Услуги по внутритрубной диагностике

Услуги внутритрубной диагностики от компании Т.Д. Вильямсон помогут Вам оценивать и оптимизировать производительность трубопровода, устранять вероятные неполадки и забыть о проблемах, вызванных простоями.

Для более подробной информации об услугах по внутритрубной диагностике компании Т.Д. Вильямсон звоните по телефонам:

Северная и Южная Америка: +1 (918) 447 5000

Обслуживание трубопроводов: +1(800) 695 0535

Европа/Африка/Ближний Восток: +32 67 28 36 11

Дальний Восток/Азия/Тихоокеанский регион: +65 6364 8520

Закажите услуги TDW

Источник: http://www.tdwilliamson.ru/uslugy/vnutritrubnaya-diagnostika

Внутритрубная диагностика трубопроводов. – Форум по неразрушающему контролю | Дефектоскопист.ру

21.06.2013, 08:24   #1

Гость

Внутритрубная диагностика трубопроводов.И так здесь я предлагаю обсудить телеуправляемый диагностический комплекс производства организации “Газпроект”- Санкт Петербург. Вот что заявляют производители: ТДК позволяет выявить: – дефекты сварных соединений (непровары, вогнутости, раковины и т.д) – внутренние дефекты тела трубы. – потерю металла на наружной поверхности трубопровода (сплошная, язвенная коррозия, забоины и прочее) -стресс- коррозионные растрескивания (КРН) в теле трубы. – уменьшение толщины стенок отводов, вызванное эрозионным износом. – объемные загрязнения, снижающие производительность трубопровода. – посторонние предметы, потенциально опасные при эксплуатации трубопроводов (металлические прутки, камни и т.п.) технические характеристики: взрывозащищенное средство доставки (ВСД) способно перемещаться по горизонтальным участкам трубопровода не менее Ду-700-1400(мм) и по наклонным и вертикальным участкам трубопровода Ду700-1000(мм), проведение визуального и измерительного контроля на участках трубопровода Ду700-1400(мм), проведение электромагнитно- акустического (ЭМА) контроля, возможность максимального удаления ВСД от места загрузки 500м, ВСД способно проходить внутри отводов, равнопроходных тройников, запорной арматуры, за исключением спуска и в вертикально расположенные тройники, максимальная скорость перемещения ВСД при диагностике ТПО:- визуальный и измерительный контроль 3-4 св.шва в час- ЭМА- 25 м/час (при кольцевом сканировании с оптимальным шагом 100 мм) – ЭМА контроль для выявления КРН 6 м/час (при кольцевом сканировании с шагом 10мм)- для ВСД и сменных модулей не разрешено проведение работ во взрывоопасных зонах 1 и 2го классов. (ВСД может быть загружено в вскрытый трубопровод и выгружено из него через вскрытый обратный клапан ДУ 700 (с демонтажом тарелки) и Ду 1000 без демонтажа тарелки), через люк лаз с диаметром отверстия не менее 500мм или через резы в ТПО. В настоящее время в ЗАО “КПТИ Газпроект” ведутся работы по созданию загрузочных камер для проведения работ в полном объеме без вырезки технологических катушек.- это я все переписал с брошуры Уфффф. – Это была реклама на первом дефектоскопическом, а теперь мои соображения по этому поводу: Вот что рассказывал представитель- и так саамое интересное( стоимость их услуг 350 уе п.м.- Представляете километр 350т.р. американских рубликов))) не легче ли нашему брату за эту капусту поменять км трубопровода!!??? Показывали презентацию мол вот какие мы молодцы- нашли на МГ газопроводе разнотолщинность с непроваром, подрезы, когда делали врезку не подогнали и кусок трубы торчит внутрь, дренаж приварили аж к потолку трубы и т.п.- но это ведь не их заслуги, это заслуги залепушников которые принимали эти стыки при СМР, так как газопровод полюбому 1категория и 100% рентген (в топку таких дефектоскопистов кто пропустил ТАКОЕ), затем- делать вырезы чтоб спустить этого робота и провести ВИК!!!?? нахрен, нахрен причем предел измерения 0,5 мм- неплохая точность- оно не стоит тех денег, причем если поверхность сильно загрязнена надо еще купить целый камаз (комплекс типа керхер в промышленном масштабе) для прочистки водой. Ну толщинометрия эт несомненно плюс- померяет где хошь, и конечно же ЭМА- опять же размеры дефектов условные- не катит!!! Незнаю как Вам а мне кажется что в настоящее время актуальнее использовать АЭ системы типа (не буду называть производителей чем пользуемся, а то не дай бог упрекнете в рекламе) ДДМ, плюсы- не нужно выводить объект из эксплуатации, интегральная толщинаметрия в два счета, определение критериев дефектов не по размерам, а по воздействию на объект. Плюс возможность контролировать сразу до 3-5 км трубопровода за раз- против 330м ВТД. Хочется услышать ваше мнение Господа коллеги. Кстати типа “конференция” проходила 20 июня 2013 года в городе Ташкент в институте УзЛИТИ- нефти и газа.

Кстати забыл сказать что комплекс внутритрубной диагностики состоит из 1)ГАЗель- с пультом управления и местом для превозки этого робота+ дизельгенератор)- так сказать самая базовая комплектация, плюс наверняка нам понадобится камаз-керхер- так как внутри что все чисто очень редкое явление…. ХМММ- сколько же ото все будет стоить- кажется даже примерно прикинуть не могу))) (но думаю что на остаток моих лет, да что уж там даже и внукам из этих денег что нибудь да перепало бы)))

21.06.2013, 08:46   #2

Дефектоскопист всея Руси

 

Регистрация: 24.03.2013

Сообщений: 4,704

Благодарил(а): 174 раз(а)

Поблагодарили: 574 раз(а)

Репутация:<\p>

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.

Цитата:

Сообщение от prosto.fil

И так здесь я предлагаю обсудить телеуправляемый диагностический комплекс производства организации “Газпроект”- Санкт Петербург. Вот что заявляют производители:

Смотря для чего комплекс. Такой комплекс начинали делать еще при Рэме Вяхиреве для Голубого потока. Суммы на разработку тоже бешенные выделялись, но не знаю, чем закончилось. А сейчас еще Северный поток. Южный собираются строить. Т.е. если это для подводных труб, то деваться некуда. Про стоимость ничего сказать не могу, но лучше уж нашим заплатить, чем опять запад кормить. Дороже выйдет.

21.06.2013, 09:04   #3

Гость

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.

Цитата:

Сообщение от swc

Цитата:

Сообщение от prosto.fil

И так здесь я предлагаю обсудить телеуправляемый диагностический комплекс производства организации “Газпроект”- Санкт Петербург. Вот что заявляют производители:

Смотря для чего комплекс. Такой комплекс начинали делать еще при Рэме Вяхиреве для Голубого потока. Суммы на разработку тоже бешенные выделялись, но не знаю, чем закончилось. А сейчас еще Северный поток. Южный собираются строить. Т.е. если это для подводных труб, то деваться некуда. Про стоимость ничего сказать не могу, но лучше уж нашим заплатить, чем опять запад кормить. Дороже выйдет.

Извините любезный- это комплекс как я понял предназначен для диагностики б/у трубопроводов- а не вновь монтируемых, тем более прежде чем уложить его на дно с баржи, трубы сначала сваривают- автоматом, затем контролируют либо узк автоматом- либо рентген телевизионкой, затем изолируют и только потом укладывают в траншею на дно))) затем идет сзади “экскаватор” и зарывает траншею. Тут же нам товарищи предлагают на сегодняшний день не автономного (на батарейках), а именно с питанием от внешнего источника и длиной кабеля всего 330метров!!!

21.06.2013, 09:06   #4

Гость

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.

Я за отечественного производителя- ибо всё оборудование у меня в лаборатории “made in russia”- хотя комплектующие все из китая))) вопрос в том стоит ли овчинка выделанки…

21.06.2013, 09:08   #5

Дефектоскопист всея Руси

 
 

Регистрация: 06.03.2013

Сообщений: 10,414

Благодарил(а): 426 раз(а)

Поблагодарили: 888 раз(а)

Репутация:<\p>

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.

За газопроводы не скажу, а нефтепроводы контролируют внутритрубными снарядами давно и успешно. Кстати для dea 135, в один такой снаряд устанавливают около 640 фокусированных иммерсионных ПЭП. Пробегают эти снаряды не 500 м, а сотни километров за раз.

21.06.2013, 09:34   #6

Дефектоскопист всея Руси

 

Регистрация: 24.03.2013

Сообщений: 4,704

Благодарил(а): 174 раз(а)

Поблагодарили: 574 раз(а)

Репутация:<\p>

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.

[quote=prosto.fil]

Цитата:

Сообщение от swc

Цитата:

Сообщение от “prosto.fil”:29u09bq3

И так здесь я предлагаю обсудить телеуправляемый диагностический комплекс производства организации “Газпроект”- Санкт Петербург. Вот что заявляют производители:

Смотря для чего комплекс. Такой комплекс начинали делать еще при Рэме Вяхиреве для Голубого потока. Суммы на разработку тоже бешенные выделялись, но не знаю, чем закончилось. А сейчас еще Северный поток. Южный собираются строить. Т.е. если это для подводных труб, то деваться некуда. Про стоимость ничего сказать не могу, но лучше уж нашим заплатить, чем опять запад кормить. Дороже выйдет.

Извините любезный- это комплекс как я понял предназначен для диагностики б/у трубопроводов- а не вновь монтируемых, тем более прежде чем уложить его на дно с баржи, трубы сначала сваривают- автоматом, затем контролируют либо узк автоматом- либо рентген телевизионкой, затем изолируют и только потом укладывают в траншею на дно))) затем идет сзади “экскаватор” и зарывает траншею. Тут же нам товарищи предлагают на сегодняшний день не автономного (на батарейках), а именно с питанием от внешнего источника и длиной кабеля всего 330метров!!![/quote:29u09bq3]Офигеть. И для чего он? Насколько я знаю, автономные уже давно бегают. Чем люди мотивируют?

21.06.2013, 10:06   #7

Гость

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.

тем что он залезет туда, где не может пройти поршень- тройники и т.п. одним словом бульдозер в траншее…

21.06.2013, 10:09   #8

Гость

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.![/quote] Офигеть. И для чего он? Насколько я знаю, автономные уже давно бегают. Чем люди мотивируют?[/quote]

Кстати я задался именно этим вопросом- “Скажем дружно- НА*УЙ НЖНО!!!” просто думал может кто из этой организации есть- вместе бы пораспрашивали о “плюсах” и “минусах” этого устройства

21.06.2013, 11:36   #9

Бывалый

 

Регистрация: 20.02.2013

Сообщений: 259

Благодарил(а): 27 раз(а)

Поблагодарили: 34 раз(а)

Репутация:<\p>

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.

Ну насколько мне известно, этот робот применяется в основном для контроля на компрессорных перекачивающих станциях, где откапывать трубу не представляется возможным и большое количество всевозможных тройников, сужений и т.п.

Я видел доклад Газпроекта на прошлой конференции УЗДМ, мне показалось, что ребята очень грамотные и подход к делу у них серьезный. Где-то даже осталась их презентация и даже видеоролик для телевидения.

Если кому интересно- могу скинуть.

21.06.2013, 14:08   #10

Новичок

 

Регистрация: 06.06.2013

Адрес: Far north

Сообщений: 25

Благодарил(а): 0 раз(а)

Поблагодарили: 1 раз в 1 сообщении

Репутация:<\p>

Re: Внутритрубная диагностика трубопроводов.

Цитата:

Сообщение от N1kE

Ну насколько мне известно, этот робот применяется в основном для контроля на компрессорных перекачивающих станциях, где откапывать трубу не представляется возможным и большое количество всевозможных тройников, сужений и т.п.

Я видел доклад Газпроекта на прошлой конференции УЗДМ, мне показалось, что ребята очень грамотные и подход к делу у них серьезный. Где-то даже осталась их презентация и даже видеоролик для телевидения.

Если кому интересно- могу скинуть.

Я сомневаюсь в его пригодности на компрессорных станциях. Конечно там море тройников, отводов и сужений, только они ещё и не только в горизонтальной плоскости расположены. Он умеет аккуратно спускаться вниз по трубе? А подниматься по трубе вверх? Ну и при мне откапывали трубу на компрессорной неоднократно, проблем не было.

Источник: https://defektoskopist.ru/showthread.php?t=1015

Ссылка на основную публикацию
Adblock
detector