Derzeit sind eine Reihe von technischen und physikalische Methoden Diagnose (akustische Methoden, Methoden zur Nutzung des magnetischen Gedächtnisses von Metall usw.) werden mit unterschiedlichem Erfolg bei der Untersuchung des technischen Zustands des Heizungsnetzes eingesetzt. Technische Daten, die bei der Diagnose von Wärmenetzen erhalten wurden verschiedene Methoden, unterliegen einer qualitativen Interpretation und einer quantitativen Analyse, in deren Ergebnis die gesamte Bandbreite der am Untersuchungsobjekt vorgefundenen potentiellen Gefahrenbereiche nach dem Grad ihrer Gefährdung für den weiteren sicheren Betrieb von Wärmenetzen einzustufen ist.

JSC "Teploset St. Petersburg" arbeitet zusammen mit Forschungsinstituten und anderen wissenschaftlichen Organisationen an der Pilotanwendung bekannter und der Entwicklung neuer technischer Diagnosemethoden für den praktischen Einsatz bei der Inspektion von Rohrleitungen von Heizungsnetzen.

akustische Methode. Zwischen 2005 und 2009 Mehr als 50 km Heizungsnetze wurden von einer Diagnoseorganisation mit Geräten von NPK Vector (jetzt wird diese Technologie von LLC NPK KURS-OT implementiert) mit einem Rauschkorrelationsanalysator untersucht (Abb. 2).

Diese Methode Die Diagnose erfordert kein Herunterfahren der Pipeline. Eine Diagnose der Vor- und Rücklaufleitungen ist in kurzer Zeit möglich. Die Berichte stellen Informationen zu Abschnitten mit unterkritischer und kritischer Wandverdünnung dar und wurden in Übereinstimmung mit unserem Unternehmen als Werte von 40-60% bzw. weniger als 40% der Nennwandstärke des Rohrleitungsmetalls verstanden , die erheblich von den für den weiteren Betrieb zulässigen Werten abweicht, die in RD 153-34.0-20.522-99 angegeben sind. Kritische Abschnitte machten insgesamt durchschnittlich etwa 12 % der Gesamtlänge sowohl der Vorlauf- als auch der Rücklaufleitung aus. Unterkritische Abschnitte machten insgesamt durchschnittlich etwa 47 % der Gesamtlänge sowohl der Vorlauf- als auch der Rücklaufleitung aus. Beispielsweise wurden in einem Abschnitt von 100 m kritische Abschnitte im Durchschnitt nach den Ergebnissen der Diagnose mit einer Gesamtlänge von 12 m und unterkritischen mit einer Gesamtlänge von 47 m identifiziert, in einem zufriedenstellenden Zustand mit 41 m. ohne Verletzung technologisches Regime, ohne Heizungsleitungen zu öffnen, wurden mit geringen Vorarbeiten Dutzende Kilometer Rohrleitungsabschnitte von Heizungsnetzen diagnostiziert. Es sei darauf hingewiesen, dass nach den Ergebnissen der Analyse der diagnostischen Daten, die während der Untersuchung und beim anschließenden Öffnen von Heizungsleitungen erhalten wurden, bestätigt wurde, dass diese Methode ausgedehnte Korrosionsbereiche besser aufdeckt und dass die Methode für die lokale Erkennung von geringem Nutzen ist Geschwürschäden im Metall. Nach Angaben der Autoren beträgt die Erkennungswahrscheinlichkeit bei einer Beschädigung (Ausdünnung der Wände) bei einer Länge von 1 m 80% und bei einer Länge von 0,2 m - 60%. Genau genommen werden mit Hilfe dieser akustischen Diagnosemethode Stellen mechanischer Überbeanspruchung der Rohrleitungsstruktur aufgedeckt, die in manchen Fällen auf eine Nichtausdünnung der Rohrwand zurückzuführen sein können (was eine der wichtige Faktoren bei einer Reparaturentscheidung), sondern durch andere Faktoren, wie die Zerstörung von Gleitlagern, thermische Verformungen und Spannungen. Um die laut Bericht erzielten Ergebnisse zumindest nur in kritischen Abschnitten zu bestätigen, müssten kilometerlange Heizungsleitungen geöffnet werden. Solche Arbeiten werden eigentlich nur im Notfall zur Schadensbeseitigung und bei geplanten Umbauten durchgeführt. Basierend auf einer statistischen Stichprobe beträgt die Zuverlässigkeitsordnung dieser Diagnosemethode nach den verallgemeinerten Daten der Spezialisten des Diagnosedienstes von OAO Teploset St. Petersburg und des Auftragnehmers etwa 40%. Unserer Meinung nach liefert diese Methode keine Informationen über die Dicke der Rohrmetallwand, die für die Entscheidung über die Reparatur und die Prognose der Bedingungen des weiteren Betriebs erforderlich sind.

Ultraschallverfahren. Zwischen 2005 und 2009 Die Diagnoseorganisation führte mit dem Wavemaker-Ultraschallsystem Arbeiten zur Diagnose von Heizungsnetzen durch, es wurden mehr als 5 km Heizungsnetze untersucht (Abb. 3).

Diese Diagnosemethode erfordert kein Herunterfahren der Pipeline. Ein aufblasbarer Ring mit Wandlern wird auf eine zuvor vorbereitete Oberfläche ohne Wärmedämmung gelegt. Eine spiralförmige akustische Welle breitet sich vom Ring in beide Richtungen aus, und ihre Reflexion an Inhomogenitäten kann verwendet werden, um die Änderung der Querschnittsfläche des Metalls zu beurteilen. Bei der Diagnose werden Stellen mit einer Änderung der Querschnittsfläche um 5% oder mehr der Nennwandstärke des Rohrleitungsmetalls identifiziert. Die vom Generator erzeugte Schallwelle hat eine begrenzte Leistung, ihre Dämpfung wird durch das Vorhandensein von Schweißnähten, Drehwinkeln und Durchmesserübergängen bestimmt. Vor uns wurde diese Methode noch nie zur Diagnose von Rohrleitungen von Heizungsnetzen verwendet. Daher ist es bei der unterirdischen Verlegung möglich, die Wavemaker-Methode nur zur Diagnose von Rohrleitungsabschnitten neben Wärmekammern sowie während des Pitting (planmäßig und im Notfall) zu verwenden. Der größte Vorteil der Methode ist die vergleichsweise schnelle Erlangung des diagnostischen Ergebnisses, die es in einigen Fällen ermöglicht, direkt am Einsatzort Informationen über den Zustand des Metalls zu erhalten. Die Anwendung dieser Methode auf Heizungsnetze erfordert erhebliche Anstrengungen zur Vorbereitung des Arbeitsplatzes und vor allem zum Entfernen der Wärmedämmung mit einer Fläche von 300 x 300 mm, gefolgt vom Abisolieren der Rohrleitung und Wiederherstellen der zerstörten Isolierung. Als Ergebnis der Diagnose werden aufgrund der Dämpfung der vom Generator erzeugten Schallwelle lange Rohrleitungsabschnitte nicht untersucht. Nach dem Bohren und der Inspektion der Pipelines wurde der Schluss gezogen, dass die Zuverlässigkeit des Verfahrens nicht mehr als 50 % beträgt und keine vollständigen Informationen über den Zustand der Pipeline und solche Informationen wie die Wandstärke des Pipelinemetalls liefert, die für die Herstellung erforderlich sind a Entscheidung über die Reparatur und Prognose der Bedingungen für den weiteren Betrieb.

Akustisches Emissionsverfahren. Im Zeitraum von 2005-2008. Mit der Methode der Schallemission führte eine spezialisierte Organisation Arbeiten zur Diagnose von Wärmenetzen durch. Über 2 km Wärmenetze wurden vermessen (Abb. 4).

Das Verfahren basiert auf dem Prinzip der Erzeugung (Emission) von akustischen Signalen an Stellen, an denen die Metallstruktur gebrochen ist, mit einer allmählichen schrittweisen Erhöhung des Drucks des Arbeitsmediums. Mit einer Druckerhöhung kann diese Methode etwa 1000 m der Pipeline diagnostizieren.

Wie die Erfahrungen aus der Praxis gezeigt haben, ist für die Inspektion eines Abschnitts eines Heizungsnetzes eine sorgfältige Vorbereitung des Arbeitsplatzes erforderlich. Die Sensoren werden in Längsrichtung entlang der Länge des Abschnitts an der Rohrleitung installiert, der Abstand zwischen benachbarten Sensoren sollte etwa 30 m betragen An den Stellen, an denen die Sensoren installiert sind, muss das Metall sorgfältig mit "Flecken" mit einem Spiegelglanz gereinigt werden Durchmesser ca. 7 cm Zur Durchführung von Diagnosearbeiten muss der Kühlmitteldruck um mindestens 10 % des Betriebswertes erhöht und anschließend für 10 Minuten akustische Signale aufgenommen werden. Nach der Computerverarbeitung der erhaltenen Informationen enthält der Bericht die Koordinaten der Metallfehler mit Angabe des Gefahrengrades (von 1. bis 4. Klasse). Ein Gerätesatz umfasst 16 Sensoren.

Bedenkt man den Aufwand der Vorarbeiten für die Vermessung einer unterirdischen Rohrleitung mit dieser Methode, erscheint es sinnvoller, sie in Bereichen der oberirdischen Verlegung einzusetzen. Die Wirksamkeit des Verfahrens zur Schallemissionsminderung ist bedingt als durchschnittlich zu bewerten. Die Zuverlässigkeit der Ergebnisse bei der Diagnostik nach der Methode der Schallemission von Räumen lag nach unserer Einschätzung bei 40%. Diese Methode liefert keine Informationen über die Dicke der Metallwand der Pipeline, die für eine Entscheidung über ihre Reparatur und die Vorhersage der Bedingungen für den weiteren Betrieb erforderlich ist.

Die oben beschriebenen Methoden der technischen Diagnose erlauben es nicht, eine vollständige technische Diagnose des Zustands der unterirdischen Wärmeleitungen durchzuführen und alle Bereiche zu identifizieren, die repariert werden müssen, d. H. erlauben es nicht, die erforderlichen Informationen über den tatsächlichen Zustand von Pipelines vollständig zu erhalten, was die Verbesserung dieser Methoden sowie die Entwicklung neuer instrumenteller Methoden auf der Grundlage von erfordert moderne Entwicklung technische Mittel.

Ein Beispiel für die Verbesserung bestehender Methoden ist die von JSC "Teploset St. Petersburg" zusammen mit spezialisierten Diagnoseorganisationen durchgeführte Arbeit zur Bewertung des Zustands korrosionsgefährdeter Zonen unter Verwendung von Softwaresystemen zur Analyse statistischer Informationen und der Ergebnisse von Wärmebildaufnahmen , sowie sich im Rohr bewegende Geräte, die mit Fernseh- und Ultraschallgeräten ausgestattet sind.

Bevor wir jedoch über die entwickelten Module sprechen, die für die Durchführung der Inline-Diagnose bestimmt sind, wollen wir uns mit den Prinzipien der Erstellung von Programmen zur Durchführung dieser Art von Diagnose befassen.

Erstellung von Diagnoseprogrammen und Kriterien für die Auswahl eines Standorts für die Inline-Diagnostik (ITD). Die Auswahl der Standorte für die Inspektion nach der VTD-Methode wird von Spezialisten des Diagnosedienstes unter Verwendung des geografischen Informations- und Analysesystems "Teploset" (GIAS "Teploset") und der Ergebnisse der Erhebung von Infrarot-Wärmebild-Luftaufnahmen durchgeführt, in die geladen werden das GIAS „Teploset“ (Abb. 5).

Die Eingabe von Passinformationen über Rohrleitungen sowie Informationen, die als Ergebnis von Inspektionen von Mängeln, Diagnosen und Korrosionsmessungen erhalten wurden, erfolgt nach einem bestimmten Algorithmus in elektronische Schaltung thermisches Netzwerk. Das Monitoringsystem ist in unserem Fall im Wesentlichen eine Software-Hülle auf Basis eines digitalen Raummodells, das es Ihnen ermöglicht, mit Informationen aus allen Datenbanken des Wärmenetzes zu arbeiten und diese in einer für die Betrachtung und Wahrnehmung bequemen Form darzustellen. Der Arbeitsname dieses Systems ist GIAS "Teploset" (Einzelheiten siehe Artikel von I.Yu. Nikolsky auf S. 19-24 - Hrsg.). Derzeit ermöglicht das Überwachungssystem die rationale Erstellung von Programmen sowohl für den Wiederaufbau als auch für die selektive Überholung, um die Lebensdauer der Pipeline zu verlängern, bevor sie in den Wiederaufbau geht, und bestimmt Bereiche für die Diagnose.

Kriterien für die Auswahl eines Standorts für die Diagnostik in GIAS „Teploset“:

■ Koeffizient des spezifischen Schadens;

■ Verfügbarkeit externe Faktoren beschleunigter korrosiver Verschleiß;

■ technologische Bedeutung dieses Abschnitts des Wärmenetzes, die in direktem Zusammenhang mit dem Ausmaß der prognostizierten Unterversorgung mit thermischer Energie im Falle einer Notfallreparatur von Schäden in der Winterperiode steht;

■ gesellschaftliche Bedeutung, bestimmt durch die Schwere möglicher sozioökonomischer Folgen im Schadensfall;

■ Ergebnisse der Wärmebilduntersuchung und des Temperaturgradienten am Standort.

Flächenhafte Luftaufnahmen im Infrarotbereich (Abb. 6) werden mit einer Wärmebildkamera, wie z Fahrzeug Mi-8 Hubschrauber wird verwendet.

Berichtsmaterialien werden in Form eines Katalogs von Temperaturanomalien präsentiert. In einer für den Vergleich geeigneten Form werden Fragmente einer Karte der Lage von Heizungsnetzen, Übersichten im optischen und infraroten Wellenlängenbereich angegeben. Die Methode ist sehr effektiv für die Planung von Reparaturen, die Diagnose und das Identifizieren von Bereichen mit erhöhten Wärmeverlusten. Gedreht wird im Frühjahr (März - April) und Herbst (Oktober - November), wenn die Heizung funktioniert, aber kein Schnee auf dem Boden liegt. Es dauert nur zwei Wochen, um die Ergebnisse in der ganzen Stadt St. Petersburg zu untersuchen und zu erhalten. Diese Methode ermöglicht es nicht nur, die Orte der Zerstörung der Isolierung und der Druckentlastung von Rohrleitungen zu bestimmen, sondern auch die Entwicklung solcher Veränderungen im Laufe der Zeit zu verfolgen. Entsprechend den Ergebnissen der Wärmebildgebung führen Diagnosedienstspezialisten eine oberirdische Untersuchung mit Korrelations- und akustischen Diagnosegeräten durch, um die Ursache der Anomalie (Orte mit erhöhtem Wärmeverlust) zu ermitteln.

Diagnosemodul für Inline-Diagnose Du700-1400. Im Jahr 2009 wurde unser Unternehmen zusammen mit einer diagnostischen Organisation experimentell eingeführt neue Methode Diagnose - Inline-Diagnose (ITD) mit einem ferngesteuerten Diagnosekomplex (TDK) (Abb. 7).

Der ferngesteuerte Diagnosekomplex, der für die Inline-Diagnose bestimmt ist, umfasst ein explosionsgeschütztes Lieferfahrzeug (Inline-Fehlerprüfgerät), auf dem verschiedene austauschbare Module für die zerstörungsfreie Prüfung installiert werden können: Sicht- und Messprüfung (VIK-Modul), as sowie berührungslos ("trocken") Ultraschallkontrolle unter Verwendung von elektromagnetisch-akustischen Wandlern (EMAT) zur direkten und schrägen Einkopplung eines Ultraschallimpulses (EMA-Modul).

Die Beschickung des Inline-Fehlerprüfgeräts mit installierten Diagnosemodulen erfolgt durch die vorhandenen Hälse der Heizkammern und Schächte (Schächte Du600) und bei Bedarf - an den Reparaturstellen. Um den Platz für die Einführung eines Inline-Fehlerdetektors in der Pipeline vorzubereiten, wird ein 800 x 800 mm großer Baldachin geschnitten (Abb. 8), in den angrenzenden Kammern wird ein 200 x 200 mm großer Schnitt vorgenommen, um den diagnostizierten Abschnitt der Pipeline zu belüften. Das Inline-Fehlerprüfgerät kann sich sowohl entlang horizontaler Rohrleitungen DN700-1400 mit einer Geschwindigkeit von 50 mm/s als auch entlang geneigter und vertikal angeordneter Abschnitte DN700-1000 mit einer Geschwindigkeit von 25 mm/s bewegen, sowie steile Kurven passieren und gleiche Abschläge. Das Inline-Prüfgerät kann sich im Inneren bewegen technologische Pipelines in einer Entfernung von bis zu 240 m von den Verladestellen. Diagnose- und Hilfsgeräte befinden sich in einem mobilen Autolabor, das dem Gazelle-Auto nachempfunden ist.

Die Verwendung von EMAT ermöglicht die Diagnose von Rohrleitungen, einschließlich der Diagnose von Objekten mit kontaminierter Oberfläche (Rost, Korrosion usw.), ohne Verwendung einer Kontaktflüssigkeit, auf einer nicht vorbereiteten Oberfläche, durch einen Luftspalt von bis zu 1,5 mm. Der zur Steuerung verfügbare Wanddickenbereich liegt im Bereich von 6-30 mm. Zur Durchführung der Kontrolle befinden sich EMATs diametral gegenüber im EMA-Modul, das auf der Rotationseinheit des Inline-Fehlerprüfgeräts installiert ist. Die Rotationseinheit sorgt für die Drehung der Wandler entlang des Umfangs der Pipeline und Teleskopmanipulatoren - das Ausfahren der Wandler bis zur Oberfläche der Pipeline, um einen konstanten Luftspalt zwischen der kontrollierten Oberfläche und den Wandlern zu gewährleisten. Der Inline-Fehlerdetektor sorgt für eine translatorische und spiralförmige Bewegung des Moduls in der Rohrleitung, wodurch dynamische Steuermodi implementiert werden - kontinuierliches Scannen des Rohrkörpers oder Scannen mit einem festgelegten Schritt von 10 bis 200 mm.

An geraden Abschnitten der Rohrleitung wird eine kontinuierliche und schrittweise EMA-Kontrolle durchgeführt, und innerhalb der Bögen wird die Restwanddicke gemessen. Die Ergebnisse des Inline-Scannens mit VIC- und EMA-Modulen werden auf den Bildschirmen der im Autolabor installierten Empfangs- und Steuerrechner (Bild 9) angezeigt, um die vom Prüfer festgestellten Fehler im Rohrkörper zu bewerten.

Um Informationen über die Restdicke der Rohrwand in potenziell gefährlichen Bereichen zu erhalten, wurde beschlossen, den ferngesteuerten Diagnosekomplex mit einem Wirbelstrom-Steuermodul auszustatten, mit dem Wandverdünnungen im Bereich von 0,5 bis 6 mm bestimmt werden können auf korrodierten Oberflächen.

Gewährleistung der vollständigen Kontrolle des technischen Zustands der Heizungsleitungen in den Jahren 2010-2011. Die folgenden Upgrades wurden vorgenommen:

■ Das Design wurde verbessert, um den Betrieb des TDK unter Bedingungen hoher Luftfeuchtigkeit (bis zu 100 %) sowie in teilweise unter Wasser getauchtem Zustand sicherzustellen;

■ ausgestattet mit TDK-Wirbelstromprüfmodul zur Bestimmung der Restdicke im Bereich von Korrosionsschäden an Rohrleitungen im Bereich von 0,5-6,0 mm;

■ ein neuer Scanner wurde entwickelt, um den EMAT mit einer Inspektionskapazität von mindestens 10 m/h entlang der Achse der Pipeline zu bewegen;

■ EMAP wurde modifiziert, um die Kontrolle unter den Bedingungen des Zustands der Innenoberflächen zu gewährleisten, spezifisch für Rohrleitungen von Heizungsnetzen;

■ Spezielle Software wurde entwickelt, um die Archivierung und Anzeige der Inspektionsergebnisse in Echtzeit zu ermöglichen.

Das Hauptkriterium, das bei der Entscheidung über den Austausch einer Rohrleitung berücksichtigt wurde, war die Information über die tatsächliche Dicke der Metallwand der Rohrleitung, die für die Festigkeitsanalyse und die MTBF einer Wärmenetzleitung erforderlich ist. Das sofortige Notfallreparaturprogramm umfasste Abschnitte mit einer Metalldickenverdünnung von 40 % oder mehr, Abschnitte mit einer Metallverdünnung von 20 bis 40 % sollen in späteren Perioden ersetzt werden.

Im Jahr 2009 wurde eine Diagnose von 20:00 Uhr durchgeführt, 24 potenziell gefährliche Bereiche wurden entdeckt, 23:00 Uhr der Versorgungsleitung wurden ersetzt.

Im Jahr 2010 wurde die Diagnose von 1.400 Uhr abgeschlossen, 33 potenziell gefährliche Bereiche wurden entdeckt und 106 Uhr der Versorgungsleitung wurden ersetzt.

Im Jahr 2011 wurde eine Diagnose von 2700 Uhr durchgeführt, 52 potenziell gefährliche Abschnitte wurden entdeckt und 240 Uhr der Versorgungsleitung wurden ersetzt.

Diagnosemodul für Inline-Diagnose DN 300-600. Unter Berücksichtigung des technologischen Bedarfs für die Diagnose von Rohrleitungen mit einem Durchmesser von 300 bis 600 mm hat St. Petersburg Heating Grid zusammen mit Diagnoseorganisationen die Entwicklung von Geräten fortgesetzt, die in die Rohrleitung eingetaucht werden und die Bestimmung der tatsächlichen Dicke des Rohrleitungsmetalls ermöglichen Wand, ausgestattet mit Fernseher und Ultraschallgeräten.

Im Jahr 2011 wurde erstmals ein Diagnosemodul verwendet, das die Diagnose von Rohrleitungen mit einem Durchmesser von DN300-600 ermöglicht, das von einem Auftragnehmer in engem Kontakt mit dem St. Petersburger Heiznetz entwickelt wurde (Bild 10).

Dieses Modul ist ein elektromechanischer Schlitten mit Hinterradantrieb. Die maximale Lieferentfernung von Video- und Ultraschallgeräten wird durch die Zugkraft des Wagenmotors begrenzt und beträgt beim elektromechanischen Antriebsroboter 130 m (Abb. 11). Pneumatische Schleifer haben blütenblattartige Kreise, die verwendet werden, um die Innenfläche der Rohrleitung von Korrosion zu reinigen. Luft wird dem pneumatischen Werkzeug durch pneumatische Sicherungen durch Hochdruck-Pneumatikschläuche von einem autonomen Benzinkompressor zugeführt. Die Dickenmessung erfolgt mit zwei Dickenmessern, die im Körper des Roboterschlittens installiert sind. Die Dickenmesssensoren sind am Kopf des Roboters angebracht und befinden sich auf derselben Achse wie die reinigenden Pneumoschleifer. Als Kontaktflüssigkeit zwischen den Sensoren und der Metalloberfläche wird Wasser verwendet, das mit einer Wasserpumpe über ein Elektroventil durch einen pneumatischen Schlauch zugeführt wird. Das Ausfahren der pneumatischen Schleifer und der dichte Sitz der Dickenmessersensoren am kontrollierten Abschnitt der Rohrwand erfolgt über Pneumatikzylinder.

Die Beschickung des Inline-Fehlerprüfgeräts mit eingebauten Diagnosemodulen erfolgt durch die Gruben (Bild 12), die Gesamtabmessungen der Anlage erlauben derzeit keine Beschickung durch die Du600-Schächte. Um den Platz für das Einbringen eines Inline-Fehlerprüfgeräts in die Pipeline vorzubereiten, wird das Metall der Pipeline im oberen Teil an der Stelle des Lochfraßes mit einer Länge von mindestens 1,2 m und einer Breite von 0,5 DN der Pipeline geschnitten. und in den angrenzenden Kammern wird ein Schnitt mit einer Größe von 200 x 200 mm vorgenommen, um die Belüftung des diagnostizierten Abschnitts der Rohrleitung durchzuführen. Der Inline-Apparat kann sich nur horizontal bewegen, die Regelgeschwindigkeit beträgt mehr als 100 mm/s.

Diagnose- und Hilfsgeräte befinden sich in einem mobilen Autolabor, das dem Gazelle-Auto nachempfunden ist. Das Inline-Prüfgerät wird über ein spezielles Programm über einen Laptop gesteuert. Die Steuerung erfolgt mit einem vorgegebenen Schritt von 100 mm. Die Ergebnisse des Inline-Scannens mit visueller Messkontrolle und Ultraschall-Dickenmessung werden auf den Monitorbildschirmen des empfangenden und kontrollierenden Computers angezeigt, um die Schäden zu beurteilen, die als Ergebnis der Kontrolle durch den Inspektor festgestellt wurden (Abb. 13 ).

Um den vorhandenen Fehlerdetektor anzupassen und eine vollständige Kontrolle des technischen Zustands der Heizungsnetzleitungen zu gewährleisten, wurde im Jahr 2011 folgende Modernisierung durchgeführt:

■ Auf dem Ultraschallsensor ist ein Dämpfungskissen installiert, das für einen gleichmäßigeren Kontakt zwischen der Oberfläche der Metallwand des Rohrs und dem Ultraschallsensor sorgt;

■ Zur Verbesserung der Zuverlässigkeit der Datenübertragung über die Wandstärke des Metalls der inspizierten Rohrleitung wurde die Technologie zur Übertragung von Informationen über das Ethernet-Protokoll zwischen dem Inline-Prüfgerät und dem Bediener durch das Com-Protokoll ersetzt.

Im Jahr 2011 betrug die Gesamtlänge der diagnostizierten Abschnitte 1665 Laufmeter, 132 Laufmeter der Versorgungsleitung wurden ersetzt. Mehr als 30 potenziell gefährliche Abschnitte von Heizungsnetzen und zwei Fehlausrichtungen von Balgkompensatoren, die durch die Ergebnisse des IIC festgestellt wurden, konnten zeitnah beseitigt werden, bevor der Schaden eintrat.

Die Vorteile der Inline-Diagnose unter Verwendung eines ferngesteuerten Diagnosekomplexes sind wie folgt.

1. Anzeige der Diagnoseergebnisse (vor allem der tatsächlichen Wanddicke) in Echtzeit und Sicherstellung ihrer Archivierung.

2. Erhalten zuverlässiger Informationen über die tatsächliche Geometrie der Rohrleitung, die tatsächliche Lage der Schweißnähte sowie den Zustand des Innenraums der Rohrleitung.

3. Eine deutliche Reduzierung des Aushub- und Vorbereitungsaufwandes für die Inspektion der Pipeline von außen im Vergleich zum Baugrubenbau.

4. Die Verwendung verschiedener zerstörungsfreier Prüfmodule während der ITD ermöglicht es Ihnen, Folgendes zu identifizieren:

■ Oberflächenfehler von Schweißverbindungen (mangelnde Durchdringung, Hinterschneidungen, Dolinen usw.);

■ Dellen, Fremdkörper, Verschmutzungen im Rohrraum;

■ innere Defekte des Rohrkörpers (Lamellen, nichtmetallische Einschlüsse);

■ Grundstücke äußere Oberfläche Rohrleitungen mit durchgehender und Lochfraßkorrosion, Kerben usw.;

■ rissartige Defekte, die entlang der Rohrleitungsachse orientiert sind;

■ Rohrwandstärke.

Einschränkungen der Inline-Diagnose. Die Erfahrung zeigte eine Reihe signifikanter Unterschiede internen Zustand Rohrleitungen von Heizungsnetzen aus Gasleitungen, die eigene Anpassungen an der etablierten Methodik zur Überwachung von Rohrleitungen von Heizungsnetzen vorgenommen haben, lauten wie folgt.

1. Das Vorhandensein fester Korrosionsablagerungen (Abb. 14), nicht demontierte Verbindungen einer temporären Rohrleitung (Abb. 15), Verformungen von Balgkompensatoren (Abb. 16), die keine EMA- und Ultraschallprüfung in dynamischer Form zulassen Modus (sowie die FEA von Rundnähten) .

2. Bilaterale Korrosionsschäden am Rohrkörper (Außen- und Innenfläche), die einen instabilen akustischen Kontakt verursachen.

3. Erhebliche Temperatur und Feuchtigkeit in der Rohrleitung, was ernsthafte Vorbereitungsarbeiten vor Beginn der Diagnose erfordert.

In diesem Zusammenhang wurde an den Rohrleitungen eine Inline-Inspektion mit Identifizierung von Dellen, Fremdkörpern, Verunreinigungen im Inline-Raum sowie Ultraschallprüfung und EMA-Dickenmessung im statischen Modus durchgeführt. In der Ebene des Rohrleitungsabschnitts wurden Dickenmessungen alle 60 O (2 Stunden) um den Umfang und mit einem Schritt von 100 mm entlang der Rohrachse durchgeführt; auf der Grundlage der Messergebnisse wurde für jeden getesteten Dickendiagramme erstellt Rohr.

1. Durch die Implementierung der VTD und die Durchführung von Reparaturarbeiten auf der Grundlage der Diagnoseergebnisse konnte die Betriebssicherheit der Rohrleitungen der OAO Heating Grid of St. Petersburg erheblich erhöht werden.

2. Der Einsatz von VTD gewährleistet die Erkennung von Korrosionsschäden ohne vorherige Oberflächenvorbereitung im Bereich von 3 mm und mehr.

3. Zur Verbesserung der Inline-Diagnose und ihrer Breite Anwendung Folgende Modifikation der VTD-Ausrüstung ist erforderlich:

■ Modifizierung bestehender Modelle von Inline-Fehlerdetektoren, um sie an die Kontrolle von Rohrleitungen von Heizungsnetzen mit hoher Feuchtigkeit innerhalb der Rohrleitung anzupassen hohe Temperatur bis 60 °C;

■ Entwicklung zusätzlicher Reinigungsverfahren, wie zB hydrodynamische Reinigung von Rohrleitungen etc.;

■ Verringerung der Modulabmessungen und Ermöglichung des Passierens mehrerer Rohrleitungsrotationswinkel (mehr als 2 in einem Abschnitt des Wärmenetzes);

■ Erhöhung der Bewegungsentfernung vom Ladeort auf bis zu 500 m.

Abschluss

Zusammenfassend ist festzuhalten, dass heute bestehende Methoden Inline-Diagnose ist nicht in der Lage, eine 100%ige Vorstellung vom tatsächlichen Zustand der Pipeline und ihrer Lebensdauer zu geben. Es ist notwendig, einen Komplex durchzuführen diagnostische Maßnahmen mit einer Reihe anderer Arten der zerstörungsfreien Prüfung (Infrarotdiagnostik, akustische und Korrelationsdiagnostik usw.). Die Zuverlässigkeit der verfügbaren Methoden der Inline-Diagnostik liegt bei 75 - 80%, was 1,5-2 mal höher ist als die Zuverlässigkeit anderer zerstörungsfreier Prüfmethoden, die Informationen über den Zustand des Rohrleitungsmetalls liefern und waren zuvor bei St. Petersburg Heating Network OJSC verwendet. Dank der Verbesserung der Methode der Inline-Diagnose und der zerstörungsfreien Prüfmodule sowie der Entwicklung neuer instrumenteller Methoden zur Überwachung von Rohrleitungen auf der Grundlage der modernen Entwicklung technischer Mittel wird es möglich sein, hydraulische Tests durch Diagnosen zu ersetzen von Heizungsnetzleitungen zerstörungsfreie Methoden Kontrolle.

In diesem Zusammenhang ist es notwendig, die Arbeit fortzusetzen, um die verwendeten Methoden der Inline-Diagnostik zu verbessern, die Ausrüstung zu modernisieren, die Kosten zu senken und den Umfang der diagnostischen Arbeit zu erhöhen.

Inline-Ultraschalldiagnose von Gas- und Ölpipelines

2. Inline-Diagnose von Gas- und Ölpipelines

Die Inline-Fehlersuche hat sich als die aussagekräftigste Methode etabliert und ist im Wesentlichen die wichtigste Methode zur Diagnose des linearen Teils von Gasleitungen. Die langjährige Erfahrung in der Inline-Fehlersuche an Pipelines ermöglichte es, die Hauptkriterien für die Auswahl des Verfahrens der Inline-Inspektion für verschiedene Pipelines zu formulieren.

Die Entscheidung, Feldleitungen mit Inline-Fehlerprüfgeräten zu inspizieren, trifft der Kunde. Die Untersuchung sollte auf der Grundlage der technischen und wirtschaftlichen Machbarkeit und in Übereinstimmung mit den Anforderungen der aktuellen behördlichen und technischen Dokumente durchgeführt werden.

Eine Inline-Inspektion wird nach Abschluss der Vorbereitung des Abschnitts der Hauptölleitung für die Diagnose durch das Unternehmen, das den Abschnitt der Ölleitung betreibt, und der Vorlage der Dokumentation, die diese Bereitschaft bestätigt, an das Unternehmen durchgeführt, das die Diagnosearbeiten durchführt. Verantwortlich für die Durchführung von Diagnosearbeiten am Abschnitt der Hauptölpipeline sind die Chefingenieure der Unternehmen, die Abschnitte der Ölpipelines betreiben. Die Diagnosebereitschaft wird sichergestellt, indem die Funktionsfähigkeit der Startaufnahmekammer und der Absperrventile überprüft, der innere Hohlraum der Rohrleitung gereinigt und die erforderlichen Ölreserven geschaffen werden, um das Pumpvolumen gemäß den Modi sicherzustellen. Bei der Verwendung von Ölvorräten aus Tanks sollte verhindert werden, dass Sedimente aus dem Tank in das transportierte Öl gelangen.

Die notwendige Vollständigkeit der Kontrolle des Abschnitts der Hauptölpipeline wird auf der Grundlage der Implementierung eines 4-stufigen integrierten Diagnosesystems erreicht, das die Bestimmung der Parameter der folgenden Mängel und Merkmale der Pipeline vorsieht, die gehen über die zulässigen Werte hinaus, die in den zugelassenen Verfahren zur Ermittlung der Gefahr von Mängeln angegeben sind:

Mängel in der Geometrie und den Merkmalen der Rohrleitung (Beulen, Wellen, Ovalitäten des Querschnitts, die in das Rohr der Elemente der Rohrleitungsarmaturen hineinragen), was zu einer Verringerung ihres Durchflussquerschnitts führt;

Defekte wie Metallverluste, die die Dicke der Rohrleitungswand reduzieren (Korrosionsnarben, Kratzer, Metallrisse usw.) sowie Delaminationen, Einschlüsse in der Rohrwand;

Querrisse und rissähnliche Fehler in Rundnähten;

Längsrisse im Rohrkörper, Längsrisse und rissartige Fehler in Längsschweißnähten.

Inline-Inspektionsarbeiten umfassen im Allgemeinen:

Passage eines Molchkalibers, das mit Kalibrierscheiben ausgestattet ist, die mit dünnen Messplatten ausgestattet sind, um den minimalen Durchflussquerschnitt der Rohrleitung zu bestimmen, bevor sie den Profiler passieren. Der Durchmesser der Kalibrierscheiben sollte 70 % und 85 % des Außendurchmessers der Rohrleitung betragen. Entsprechend dem Zustand der Platten nach dem Lauf (Vorhandensein oder Fehlen ihrer Biegung) wird eine vorläufige Bestimmung des Mindestdurchflussabschnitts des Rohrleitungsabschnitts vorgenommen. Der Mindestdurchflussbereich des linearen Teils der Rohrleitung, der für den Durchgang eines Standardprofilers sicher ist, beträgt 70% des Außendurchmessers der Rohrleitung;

Wegfall einer Profilerschablone für primäre Aufnahmebereiche mit Hinterlegringen, um ein Hängenbleiben und Beschädigen des Profilers durch verformte Hinterlegringe zu verhindern;

Pass-Profiler, der Geometriefehler bestimmt: Dellen, Riffelungen sowie das Vorhandensein von Merkmalen: Schweißnähte, Stützringe und andere Elemente der nach innen ragenden Rohrleitungsarmaturen. Beim ersten Durchgang des Profilers werden Markierungssender in Abständen von 5-7 km installiert. Während des zweiten und der folgenden Durchgänge des Bremssattels werden Markierungen nur an den Stellen installiert, an denen nach den Ergebnissen des ersten Durchgangs Verengungen festgestellt wurden, die den Strömungsquerschnitt der Rohrleitung von der vereinbarten maximalen Höhe des Außendurchmessers verringern , dargestellt in den Tabellen des technischen Berichts, basierend auf den Ergebnissen des Bremssattellaufs. Nach den Ergebnissen der Profilometrie beseitigt das Unternehmen, das Abschnitte der Ölpipeline betreibt, Verengungen, die den Strömungsquerschnitt um weniger als 85 % des Außendurchmessers der Pipeline verringern, um ein Verklemmen und eine Beschädigung des Fehlerdetektors zu verhindern;

Durchgang von Reinigungsmolchen zur Reinigung der Innenfläche der Rohrleitung von Paraffinharzablagerungen, Tonabstrichen sowie zum Entfernen von Fremdkörpern;

Fehlerdetektor bestanden. Die Installation von Markierungen beim ersten Durchgang von Projektilen-Defektoskopen erfolgt im Abstand von 1,5 bis 2 km. Beim zweiten Durchgang der Fehlersuchgeschosse wird die Installation von Markern an den Stellen durchgeführt, an denen beim ersten Durchgang Markierungspunkte übersehen wurden und an denen nach den Daten des ersten Durchgangs des Fehlersuchprojektils Informationen verloren gehen . Vor dem Abschuss des Inspektionsprojektils ist das Personal des Unternehmens, das die Diagnosearbeiten durchführt, verpflichtet, die Funktionsfähigkeit des In-Pipe-Werkzeugs mit der Vorbereitung einer Handlung des festgelegten Formulars zu überprüfen.

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Die Diagnose erfolgt mit speziellen Überwachungssystemen und Diagnosegeräten...

Vorbereitung des Abschnitts der Gasleitung für die Inspektion. Bei der Vorbereitung eines Gasleitungsabschnitts für die Inspektion wird Folgendes durchgeführt:

Vorreinigung des Hohlraums der Gasleitung und Bestimmung der Mindestabmessungen des Rohrabschnitts (Kalibrierung) mit einem Messschaber (Abbildung 3.1, A);

Entfernen von Bauschutt, Sand, Schmutz, Fremdkörpern mit einem Grobschaber (Bild 3.1, B);

Abbildung 3.1 – Schweine:
A- grober Schaber; B- Kaliber

Die Feinreinigung - Entfernung feiner Ablagerungen - erfolgt mit einem Feinreinigungsschaber (Bild 3.2);

Magnetische Reinigung und magnetische Vorbereitung von Gasleitungsmetallen - Entfernung von ferromagnetischen Ablagerungen, Primärmagnetisierung der Gasleitung mit magnetischen Reinigungskolben (Abbildung 3.3);

Bestimmung des Durchgangsquerschnitts (Profilmessung) für den Durchgang von Projektil-Defektoskopen mit einem Profiler (Abbildung 3.4).

Abbildung 3.2 - Feinschaber

Abbildung 3.3 - Magnetische Reinigungskolben

Abbildung 3.4 – Projektil-Profiler

Die Profilmessung wird von elektronisch-mechanischen Inline-Profilern des Typs PRT durchgeführt und basiert auf der Messung des Innenquerschnitts des Rohrs mit Rollenlagern vom Hebeltyp, um lokale Formverzerrungen zu bestimmen und die entlang des Gasleitungsabschnitts zurückgelegte Strecke aufzuzeichnen.

Mittel zur Inline-Diagnose von Gasleitungen. Durchführung von Arbeiten zur Inline-Diagnose des linearen Teils bestehender Hauptleitungen mit einem Durchmesser von 1020, 1220, 1420 mm, ausgestattet mit Armaturen mit gleicher Bohrung, einem Inline-Komplex Diagnosewerkzeuge(KWD).

Zu den HPC-Komplexen (TU 004276-166629438-003–96) gehören:

Projektil-Defektoskop Typ DMT1;

Geschosskaliber Typ SK;

Reinigungsschaber Typ CO;

Magnetischer Reinigungskolben Typ MOS;

System zur Verarbeitung und Aufzeichnung von Daten des Typs SORD-1.5;

Steuer- und Bediengerät Typ KEP SORD-1.5;

Ersatzteilset;

Ständer für Dichtheitsprüfungen im Feld;

Lade-Entladegerät für Nickel-Cadmium-Bordbatterien;

Softwaretools zur Visualisierung und Auswertung der Ergebnisse der Inline-Inspektion.

Das Funktionsprinzip des Projektil-Defektoskops DMT basiert auf der Methode der Registrierung der Magnetflussstreuung in der Wand des kontrollierten Rohrs. Diese Methode hat sich als die zuverlässigste und realitätsresistenteste der Rohrleitungsdiagnostik etabliert.

Das Projektil besteht aus einem Abschnitt, hat eine zentrierende Radaufhängung, die die Konstanz der Reibungskraft und damit eine gleichmäßige Bewegungsdynamik in der Rohrleitung gewährleistet, was dieses Projektil von mehrteiligen Produkten anderer Firmen mit Lauf unterscheidet Getriebe in Form von Stützkrägen (Bild 3.5).

Abbildung 3.5 - Projektil-Defektoskop DMT1-1400

Das Fehlersuchprojektil gehört zu den hochauflösenden Magnetprojektilen. Die Anzahl der Fehlerdetektoren im Interpolarraum für Projektile DMT1-1200, -1400 beträgt 192, für DMT1-1000 - 128. Die Anzahl der Registrierungskanäle beträgt 96 bzw. 64.

Ein Fehlerdetektor des DMT-Typs ist in der Lage zu detektieren die folgenden Arten Mängel:

Metallverlustdefekte – allgemeine Korrosion, Lochkorrosion, einzelne Hohlräume;

Quer und schräg zur Rohrmantellinie ausgerichtet;

Defekte metallurgischer Art - Walzen, Delaminierung (unter Verwendung von bodengestützten Werkzeugen zur Fehlererkennung);

Metallgegenstände in der Nähe der Pipeline, die die Unversehrtheit der Isolierbeschichtung gefährden.

Der Fehlerdetektor des DMT-Typs ist in der Lage, Elemente der Rohrleitungsanordnung zu erkennen und zu identifizieren - Ventile, T-Stücke, Bögen, installierte Markierungen und in bestimmten Fällen externe Elemente wie Patronen und Gewichte.

Der Fehler bei der Bestimmung der Position der identifizierten Mängel (bei Vorhandensein von Markierungsblöcken, die sich entlang der Länge der Pipeline in einer Entfernung von nicht mehr als 2 km befinden) - ± 0,5 m.

Der Einsatz von HPC-Komplexen ist in Rohrleitungen mit folgenden Eigenschaften möglich:

Rohrleitungsdurchmesser - 1020, 1220, 1420 mm;

Rohrwandstärke von 8 bis 25 mm;

Das Rohrwandmaterial ist Stahl 17GS, 17G2SF, 14G2SAF sowie inländische und importierte Stähle mit ähnlichen magnetischen Eigenschaften.

Der kleinste überwundene Biegeradius - 3Dn;

Rohre - gerade Naht und Spiralnaht;

Transportiertes Produkt - Erdgas, Öl, NGL, Wasser;

Die optimale Geschwindigkeit des gepumpten Produkts beträgt 7–13 km/h;

Arbeitsdruck in der Rohrleitung - bis zu 8,5 MPa;

Die Dauerbetriebszeit der Fehlersuchgeräte beträgt 80 Stunden.

DMT1-Prüfgeräte sind in explosionsgeschützter Ausführung ausgeführt, wodurch sie in explosionsgefährdeten Bereichen der Klasse B1T eingesetzt werden können. DMT1-Fehlerprüfgeräte sind mit dem neuesten SORD-1.5-Datenverarbeitungs- und Aufzeichnungssystem ausgestattet, das Informationen bis zu 14 GB aufzeichnen kann.

Das Testen des Projektil-Defektoskops vor dem Passieren erfolgt mit dem Gerät (Mini-Terminal) KEP SORD-1.5, das an einen speziellen Stecker angeschlossen ist. Bei der Prüfung wird die Funktion aller Prüfgeräte überprüft und das Ergebnis auf dem Display angezeigt. Beim Ausfall eines der Knoten wird eine Notfallsirene aktiviert.

Der Einbau der Fehlerdetektorausrüstung in die Startkammer erfolgt in Gegenwart von zwei Faktoren:

Außendruck nicht weniger als 0,3 MPa;

Projektilvorstoß in einer Entfernung von mindestens 24 m.

HPC-Komplexe werden erfolgreich an den Pipelines von OAO Gazprom betrieben.
Die Reihenfolge der Arbeit und das Zusammenspiel von Teilen des Komplexes. Vor Durchführung der Befragung führen die Betreiberunternehmen folgendes durch Vorarbeit:

Überprüfung der Funktion von Absperrventilen;

Überprüfung des Betriebs der Endtore der Start- und Empfangskammern, ihrer Rohrleitungsknoten;

Markierungen setzen (nur permanente Markierungen).

Alle Arten von Diagnosearbeiten müssen unter Einhaltung der „Sicherheitsregeln für den Betrieb von Hauptgasleitungen“ sowie durchgeführt werden Standardanweisungen Betrieb in einem Gastransportunternehmen Diese Seite Hauptgasleitung.

Um eine stabile und gleichmäßige Magnetisierung der Rohrwand mit einem Fehlersuchgeschoss zu gewährleisten, muss die Rohrleitung vorab magnetisch präpariert werden. Dazu werden MOS- oder UMOP-Projektile verwendet, deren Polarität der Magnetpole mit den Polen der DMT-Projektile übereinstimmt. Das Vorhandensein von Elektrodenschlacken und Metallstücken im Hohlraum der Rohrleitung ist ein störender Faktor bei der Magnetprüfung. Zum Sammeln und Entfernen ferromagnetischer Trümmer werden mit Magnetsystemen ausgestattete CO-, UMOP- und MOP-Projektile verwendet. Um Schmutz, Sand und Flüssigkeiten aus dem inneren Hohlraum der Rohrleitung zu entfernen, werden nacheinander CO- und OP-Schalen verwendet.

Der erste, in der Reihenfolge der Anwendung, ist der Durchgang des CO-Schabers, der aufgrund seiner einfachen Konstruktion eine hohe Passierbarkeit aufweist Profiler und weitere Reinigungsprozedur. Die Inspektion der Pipeline mit einem Profiler PRT ermöglicht es Ihnen, zu bekommen genaue Informationüber das Vorhandensein von Mängeln in der Geometrie der Pipeline mit ihren Koordinaten und führen auf der Grundlage der erhaltenen Daten Reparaturarbeiten durch, falls eine Diskrepanz zwischen der Durchgängigkeit des Bereichs für DMT- und DMTP-Projektile besteht.

Arten von Fehlern, die während der Inline-Diagnose erkannt wurden. Mängel fallen in die folgenden Kategorien:

Korrosionsfehler im Zusammenhang mit Metallverlust und einer Abnahme der Rohrwanddicke;

Technologische Mängel (Fehler beim Walzen, Schweißen usw.);

Geometriefehler (Dellen, Wellen);

anormale Nähte;

Risse entlang der Rohrmantellinie (nur von den Fehlerprüfgeräten DMTP-1 und DMTP-2 erkannt (Bilder 3.6, 3.7).

Abbildung 3.6 - Projektil-Defektoskop mit transversaler Magnetisierung DMTP-1

Abbildung 3.7 - Projektil-Defektoskop mit transversaler Magnetisierung DMTP-2

Beurteilung des Gefährdungsgrades von korrosionsartigen Mängeln. Mängel werden in 4 Gefahrenstufen eingeteilt.

Überkritisch - ein Mangel, bei dem ein Weiterbetrieb der Gasleitung nicht zulässig ist.

Kritisch - ein Defekt ist nur zulässig, wenn besondere Bedingungen für den Betrieb einer Gasleitung geschaffen werden: Reduzierung der vorhandenen Belastungen in der Rohrwand, Einführung einer ständigen Überwachung der Parameter und des Zustands des Defekts mit den Methoden der externen und Inline-Fehlererkennung.

unterkritisch - zulässiger Fehler, der einer regelmäßigen Kontrolle durch Methoden der externen und Inline-Fehlerprüfung unterliegt.

Unerheblich - ein Mangel, der die Zuverlässigkeit und Dauerhaftigkeit des Betriebs der Gasleitung nicht wesentlich beeinträchtigt, wird der Mangel für spätere Vergleiche mit den Ergebnissen der planmäßigen Inspektionen behoben

Das Prinzip der magnetischen Fehlersuche. Dieses Verfahren erkennt am besten Defekte, die eine Querabmessung zur Richtung des Magnetisierungsfelds haben, die ausreicht, damit ein Streufeld auftritt. Daher werden einige Defekte, die eine ungünstige Ausrichtung zum Magnetisierungsfeld haben oder eine sehr kleine Quergröße haben, entweder gar nicht erkannt oder die Signale von ihnen sind schwer zu interpretieren. Der Komplex der Inline-Diagnosewerkzeuge umfasst Fehlerdetektoren mit Längs- und Quermagnetisierungssystemen, die es ermöglichen, Fehler jeglicher Ausrichtung relativ zur Erzeugenden der Rohrwand zu erkennen. Durch die konsequente Verwendung der im Komplex enthaltenen Tools können Sie die folgenden Probleme lösen:

Reinigen des Hohlraums der Rohrleitung von Bauschutt, Flüssigkeitsanteilen, Schmutz, Sand und Fremdkörpern;

Entfernung von ferromagnetischem Schutt und magnetische Aufbereitung der Pipeline;

Beschaffung von Informationen über Geometriefehler der Rohrleitung;

Einholen von Informationen über Mängel in der Kontinuität der Rohrleitungswand.

Die Hauptbedingung für die Sicherstellung einer guten Qualität der Rohrleitungsinspektion ist die Begrenzung der Geschwindigkeit des Fehlersuchgeräts in der Rohrleitung. Diese Forderung ist fällig körperliche Natur der Vorgang der Magnetisierung eines Ferromagneten in der Dynamik und ist nicht mit Konstruktionsfehlern des Fehlerdetektors verbunden. Wenn sich das Prüfgerät in der Rohrleitung bewegt, entstehen in der Rohrwand Wirbelströme, die das Eindringen des magnetischen Flusses in diese verhindern und ihn nach außen verdrängen. Dies führt zu einer ungleichmäßigen Magnetisierung der Wand entlang der Dicke: Außenseite Rohre, in denen sich die meisten Defekte befinden, sind nicht ausreichend magnetisiert, was wiederum zu einer Verschlechterung der Untersuchungsqualität führt. Der Wert der optimalen Bewegungsgeschwindigkeit hängt hauptsächlich von der Dicke der Rohrwand und vom Rohrdurchmesser ab. Berechnungen und Experimente haben gezeigt, dass die optimale Geschwindigkeit des Fehlerprüfgeräts nicht mehr als 2,5 m/s betragen sollte.

Eine ebenso wichtige Bedingung ist auch die Vorreinigung des Rohrleitungshohlraums von störenden Fremdkörpern normale Operation Feldsensoren. Eine Fehlererkennungsinspektion sollte mit dem vollen Vertrauen beginnen, dass dies der Fall ist minimale Menge störende Gegenstände (eine vollständige Reinigung des Rohrhohlraums ist wahrscheinlich unrealistisch).

Merkmale der Diagnose von Gaspipelines mit Ultraschall-Inline-Fehlerdetektoren. Üblicherweise werden Ultraschallgeschosse zur Kontrolle von Ölpipelinerohren eingesetzt, da für den Durchtritt von Ultraschall ein akustischer Kontakt der Sensoren mit dem durch Öl gegebenen Rohr notwendig ist. Magnetgeschosse werden zur Kontrolle von Öl- und Gaspipelines eingesetzt.

Zur Diagnose von Gaspipelines mit Ultrascan wird ein Abschnitt der Pipeline mit Wasser gefüllt und dessen Ausbreitung mit Hilfe von speziellen Trennprojektilen begrenzt, die vor und hinter dem Diagnoseprojektil verlaufen. Auf diese Weise wird – durch Wasser hindurch – ein Schallkontakt zwischen Strahler und Rohrwand hergestellt (Bild 3.8).

Abbildung 3.8 - Schema der Gasleitungskontrolle mit einem Ultraschall-Fehlerdetektor

1999 setzte das ausländische Unternehmen TransCanada Pipeline Limited erfolgreich ein Ultraschallgerät ein, um Spannungskorrosionsrisse in einem 167 km langen Abschnitt einer 914-mm-Gaspipeline in der Nähe von Edson zu erkennen.
Die Prüfung mit einem Inline-Gerät erforderte den Bau einer Startkammer mit der Möglichkeit, das geladene Wasser zu dosieren.

Vor der Inline-Diagnose erfolgte die Auswahl eines Standorts für die Überholung auf der Grundlage von Unfallstatistiken, Ergebnissen elektrometrischer Tests und visueller Inspektionsdaten während des Schleifens.

Begrenzte Informationen bei einer solchen Auswahl eines Reparaturstandorts boten keine Zuverlässigkeit und ermöglichten überhaupt keine rechtzeitige Identifizierung von reparaturbedürftigen Pipelineabschnitten. Bei der Durchführung eines Hydrotests zur Feststellung von Mängeln sowie bei der Reparatur von Abschnitten musste die Pipeline angehalten werden eine lange Zeit, und die Einleitung von Wasser nach Hydrotests verschlechterte die Umweltsituation erheblich. Als Anfang der 1990er Jahre aufgrund der Erhöhung der Lebensdauer die traditionell eingesetzten Mittel und Methoden zur Vermeidung von Unfällen und direkten Ölverlusten erschöpft waren, musste nach neuen Ansätzen zur Lösung des Problems der Gewährleistung der Sicherheit gesucht werden des Betriebs von Hauptleitungen, basierend auf einer Analyse ihres technischen Ist-Zustands und mit gezieltem Einsatz für punktuelle Reparaturen mit wirtschaftlichem Effekt.

Die Anwendung dieser Richtung führte 1991 zur Gründung. auf Basis von AK Transneft, einer Tochtergesellschaft für Diagnostik, Diascan.

1.1 Allgemeine Konzepte und Definitionen der technischen Diagnose von Rohrleitungen

Diagnose- dies ist eine gerichtete Einwirkung auf ein Objekt oder System zur Erhaltung, Aufrechterhaltung der Funktionsfähigkeit ihrer quantitativen und qualitativen Eigenschaften.

Qualitative Bewertungen beinhalten die Überprüfung der Übereinstimmung des Systems als Ganzes mit dem allgemeinen Grundsatz und seiner einzelnen Teilsysteme mit den verfügbaren besonderen Empfehlungen.

Für quantitative Einschätzungen Bestimmen Sie die Effizienzkriterien sowohl für das gesamte System als auch für seine einzelnen Teile, vergleichen Sie die erhaltenen Kriterien sowie verschiedene Optionen, die unter Berücksichtigung der erhaltenen Kriterien mit gegebenen Werten berechnet wurden, und finden Sie rationale Indikatoren mit einem einzigen wirtschaftlichen Kriterium für das Funktionieren des Systems .

Bei der Diagnose werden parametrische und nichtparametrische Steuerungsmethoden verwendet. Parametrische Methoden zunächst die Kontrolle und Auswertung der Parameter selbst über die Zeit vorsehen, wird deren Veränderung im Prozess des Anlagenbetriebs ermittelt. Basierend auf den Werten des Komplexes gesteuerter Parameter wird eine Entscheidung im Gerätediagnosesystem getroffen. Bei Nichtparametrische Steuerungsmethoden Verwenden Sie die Werte der Änderung der Ausgangswerte des Elements oder Subsystems (ihre statistischen und dynamischen Eigenschaften). Am häufigsten werden kontinuierliche Funktionen oder integral gemittelte Werte verwendet, die explizit oder implizit die Werte der Parameter eines Elements oder Teilsystems enthalten.

Bestimmen Sie bei der Lösung der technischen Diagnose nicht nur den technischen Zustand des Objekts gegebene Zeit, sondern sagen auch ihren Zustand für einige Zeit im Voraus voraus, was sehr wichtig ist, um die Struktur von Reparaturzyklen und Intervallen zwischen den Überprüfungen von Geräten, Maschinen und Mechanismen zu bestimmen. Dazu wird ein integraler Ansatz verwendet, mit dessen Hilfe Mathematische Modelle, mit dem Sie sich über geänderte Parameter informieren können. Darüber hinaus finden sie mit Hilfe von mathematischen Modellen, die unter Berücksichtigung von Betriebsdaten und geeigneten Algorithmen erstellt wurden, rationale Wege, um technologische Prozesse technischer oder wirtschaftlicher Natur zu beeinflussen. Gleichzeitig sollte eine maximale Nutzung der bestehenden Organisationsstrukturen des Pipeline-Transportsystems angestrebt werden.

Die Inline-Diagnose (ITD) des linearen Teils der Hauptgasleitung (LCH MG) ist heute der effektivste Weg, um Informationen über den Zustand der Hauptgasleitungen und ihre Integrität zu erhalten. Das Forschungs- und Produktionszentrum der Gesellschaft mit beschränkter Haftung Intratubal Diagnostics (LLC NPC VTD) ist führend in Bezug auf die Zuverlässigkeit der für ITD bereitgestellten Ergebnisse (auf dem Niveau von 90–95%) unter russischen und ausländischen Unternehmen.

Text: N.N. Ivanova, S.V. Nalimov, V. E. Loskutov, B. V. Patramansky.

SPC VTD LLC entwickelt und produziert eigene diagnostische Inline-Systeme mit Durchmessern von 219 mm bis 1420 mm und bietet ITD-Dienstleistungen für in- und ausländische Pipelinebetreiber an.

Unter den inländischen Unternehmen befinden sich so große Unternehmen wie PJSC Gazprom und Tochtergesellschaften von PJSC Rosneft.

Das jährliche Arbeitsvolumen an der ITD, das von OOO SPC VTD in den Einrichtungen von PJSC Gazprom durchgeführt wird, beträgt mehr als 20.000 Kilometer oder etwa 90% des gesamten jährlichen Arbeitsumfangs an der Inline-Diagnose des linearen Teils der Hauptgasleitungen .

Im Einklang diagnostische Komplexe, die von OOO SPC VTD verwendet werden, erkennen fast alle in Gaspipelines auftretenden Defekte, die während der Herstellung von Rohren, während des Baus der Pipeline und ihres Betriebs entstehen.

Bei der Herstellung von Rohren sind dies Delaminationen, Fehler in Walzprodukten, Anomalien in Längsnähten (nicht geschweißte Verbindungen); während des Baus der Pipeline - Dellen, Wellungen, Schrammen, Defekte beim Schweißen der Ringnaht, schlechte Isolierung, die während des Betriebs der Pipeline zur Ursache für die Entstehung von Korrosionsschäden wird, sowie in Kombination mit anderen Faktoren ( Hoher Drück in Pipeline, Zugang Grundwasser, Bodensäure, kontaminiertes Rohrmetall usw.) trägt zum Auftreten des gefährlichsten Defekts bei - kleine SCC-Risse (Spannungskorrosionsrisse).

SCC-Fehler sind ein feines Netzwerk von Rissen auf der Rohroberfläche, die sich unter bestimmten Bedingungen zu einem Hauptriss verbinden und die Rohrleitung zerstören.

Abbildung 1. Diagramm der Mängel, die im Rahmen der Arbeiten am VTD im ersten Halbjahr 2017 festgestellt wurden.

Abbildung 1 zeigt ein Diagramm der Mängel, die bei Arbeiten an der VTD im ersten Halbjahr 2017 festgestellt wurden. Wie aus dem Diagramm ersichtlich, sind mehr als 80 % der Gesamtzahl der Fehler Korrosionsschäden und etwa 10 % Anomalien von Rundnähten.

Fehler dieser Art werden durch Inline-Inspektionsgeräte (VID) der Längsmagnetisierung (nach ausländischer Klassifikation - MFL) zuverlässig erkannt.

Um jedoch Längsrisse und Zonen von SCC-Rissen zu suchen und zu erkennen, werden Quermagnetisierungs-TFIs (TFI) erzeugt, da sie von Instrumenten des MFL-Typs nicht erkannt werden können.

Es ist zu beachten, dass die MFL- und TFI-Geräte nach dem magnetischen Steuerprinzip arbeiten, das auf der Registrierung von Streufeldern von einem Defekt in der Rohrwand basiert. Die Zonen von SCC-Rissen während der Magnetisierung organisieren eher schwache Felder, die mit einem Sensorsystem schwer zu beheben sind.

Spezialisten von SPC VTD LLC haben ein hochempfindliches Quermagnetisierungsgerät entwickelt, das in der Lage ist, Längsrisszonen mit einer Tiefe von 15–20 % der Rohrwanddicke zu erkennen.

Eine der schwerwiegendsten Aufgaben bei der Durchführung von Arbeiten an der VTD ist die Erstellung spezieller Algorithmen und Softwareprodukte, mit deren Hilfe die Verarbeitung und Dekodierung der von Inline-Geräten aufgezeichneten Informationen durchgeführt wird.

Dank der Beteiligung der Spezialisten des Unternehmens an der Untersuchung von Mängeln in mehr als 4,5 Tausend Gruben war es möglich, Algorithmen zu erstellen, die die Parameter verschiedener Arten von Mängeln genau widerspiegeln.

Die Anzahl der Anomalien der Ringverbindungen im obigen Diagramm beträgt 9,6%, zahlenmäßig sind es durchschnittlich 300-400 Stück pro Abschnitt der Gasleitung. Da die Gefahr von Anomalien nicht festgestellt wurde, muss der Pipelinebetreiber gemäß den aktuellen behördlichen Dokumenten alle Anomalien bohren, die Isolierung entfernen und jede Verbindung mit externen tragbaren Fehlersuchgeräten untersuchen. In diesem Fall ist der Bediener gezwungen, viel Arbeit zu leisten und Kosten zu verursachen, obwohl es mehrere gefährliche Verbindungsstellen zum Schneiden geben kann.

LLC "NPC "VTD" hat zusätzlich zum bestehenden VIP ein Gerät erstellt - ein Introskop. Sein Zweck besteht darin, das innere Relief der Rohroberfläche zu kontrollieren. Mit Hilfe des Introskops konnten die Anomalien der Umfangsnähte in drei Kategorien eingeteilt werden: „a“ – gefährlich, „b“ – unter Beobachtung, „c“ – ungefährlich.

Der Pipelinebetreiber muss nun Fehler der Kategorie „a“ bohren und sie innerhalb des gemeldeten Zeitraums reparieren, während er die enormen Kosten für das Bohren der restlichen Anomalien vermeidet.

Unter den jüngsten Errungenschaften ist hervorzuheben, dass die Spezialisten von OOO SPC VTD eine Methodik zur Bestimmung von nicht konstruktionsbedingten Rohrbögen entwickelt haben.

Wenn der Rotationsradius der Rohrleitungsachse kleiner als der zulässige Wert ist, tritt darin ein Spannungs-Dehnungs-Zustand (SSS) auf, der zu plastischer Verformung oder sogar zum Bruch führen kann. Die Implementierung der Technologie zur Bestimmung von Nicht-Design-Bögen wurde möglich, als hochpräzise Navigationssysteme im VIP installiert wurden.

Im Allgemeinen ist dank der erstellten Inline-Geräte, entwickelten Algorithmen und Methoden eine Reihe von Reparaturarbeiten zu entfernen gefährliche Mängel Nach den Ergebnissen der von den Gastransportunternehmen von PJSC Gazprom durchgeführten VTD und der Wiederherstellung der Tragfähigkeit von Gaspipelines während ihrer regelmäßigen Inspektion ist es möglich, den sicheren Betrieb des Gastransportsystems von PJSC Gazprom aufrechtzuerhalten das erforderliche Niveau.