Обследование газопроводов без применения сканеров-дефектоскопов

Выполняют также после предварительной очистки газопровода (снятия старого изоляционного покрытия) в три этапа:

- визуальный и измерительный контроль;

- приборное обследование труб и СДТ;

- контроль кольцевых сварных швов.

На первом этапе обследования при 100% визуальном и измерительном контроле трубопровода выявляют коррозионные дефекты, вмятины, гофры, дефекты сборки (смещение кромок) и наружные дефекты сварных швов, а также другие видимые дефекты. Измеряют параметры обнаруженных дефектов, заносят их в ведомости дефектов и в соответствии с принятыми нормами оценки качества определяют трубы и СДТ, подлежащие замене.

На втором этапе выполняют приборное обследование участков газопровода, не подлежащих замене, в том числе:

- выявление и определение границ участков газопровода, пораженных КРН;

- обследование участков труб с ранее выявленными дефектами.

Ультразвуковой контроль локальных участков поверхности металла труб, заводских сварных швов по результатам визуального и измерительного контроля выполняют в объеме не менее 0,5 % от площади поверхности труб и не менее 2 % от протяженности заводских сварных швов, а также участков заводских сварных швов длиной 0,2 м, примыкающих к монтажным сварным швам.

Вихретоковый контроль выполняют в объеме не менее 5 % от площади поверхности труб для выявления стресс-коррозионных дефектов, а также определения их геометрических размеров.

Магнитопорошковый контроль для визуализации выявленных поверхностных металлургических и стресс-коррозионных дефектов выполняют в объеме не менее 10 % от числа выявленных дефектов и аномалий.

Толщинометрию бездефектных стенок труб или СДТ, а также дефектных стенок в местах их утонения выполняют по сетке с шагом не более 25 мм (при утонении стенки трубы более 10 % от ее толщины), но не менее 3 точек на каждый элемент (лист) трубы или СДТ.

Контроль монтажных сварных соединений (объемы, методы и оценку качества) осуществляют в соответствии с требованиями СТО Газпром 2-2.4-083-2006.

При обследовании газопроводов рекомендуется применять дополнительные методы неразрушающего контроля (рентгеновский, капиллярный и др.) в соответствии с согласованными или утвержденными ОАО «Газпром» нормативными документами.

Выявление участков газопровода, пораженных КРН начинают с обследования труб и СДТ, с признаками условий КРН, т.е. находившихся под отслоившимся изоляционным покрытием в анаэробных условиях. Характерные участки определяют визуально. Признаком отслоения покрытия является отсутствие на трубе следов праймера и наличие продуктов коррозии, а признаком анаэробных условий - светлый цвет продуктов коррозии (что свидетельствует о содержании в них сидерита).

На трубах диаметром 1420 мм, изготовленных из стали контролируемой прокатки с использованием метода формовки в непрерывном валковом стане (Харцызский трубный завод), обследуют в первую очередь, зоны, прилегающие к продольным сварным швам (на расстоянии 250 мм), где, по статистике, наблюдается наибольшее число стресс-коррозионных дефектов.

На остальных трубах явная корреляция между положением продольных сварных швов и стресс-коррозионных дефектов отсутствует.

Обследование характерных участков труб и СДТ с признаками условий КРН выполняют вихретоковыми дефектоскопами и другими методами с порогом чувствительности по глубине обнаруживаемых стресс-коррозионных трещин не более 0,3 мм.

Чувствительность и пороговый уровень вихретокового дефектоскопа настраивают по стандартному образцу с риской.

Поверхность участка сканируют с шагом, не превышающим величину диаметра рабочей части преобразователя.

При срабатывании порогового устройства и появлении на экране дефектоскопа показаний, определяют границы участка с предполагаемыми дефектами КРН. Контуры участка отмечают мелом или маркером.

Оконтуренный участок зачищают шлифовальным кругом в месте, с наибольшими показаниями дефектоскопа. С использованием лупы определяют наличие стресс-коррозионных дефектов.

Для подтверждения полученной глубины стресс-коррозионного дефекта выполняют контролируемую шлифовку дефектного участка трубы в месте наибольшей глубины стресс-коррозионных трещин, до их исчезновения. Глубину повреждённой зоны определяют путем измерения остаточной толщины стенки трубы в образовавшейся выемке или глубины этой выемки.

Выполняют графическую оценку дефектной области в результате которой принимают одно из следующих решений:

- выполнить ремонт дефектной области контролируемой шлифовкой;

- выполнить оценочный расчет срока безопасной эксплуатации трубы;

- заменить дефектную трубу (катушку).

Для выполнения оценочного расчета срока безопасной эксплуатации трубы оценивают глубину дефектной области с шагом не более 25 мм. Через дефектную область проводят линию по продольной образующей трубы (продольную линию), определяющую продольную координату Х (рис. 3. п, а). Перпендикулярно продольной линии от начала до конца дефектной области с шагом не более 25 мм проводят кольцевые линии. При этом число линий должно быть не менее 5.

Выполняют оценку глубины дефектной области вдоль каждой кольцевой линии в пределах выемок и регистрируют наибольшее из значений, которое принимают в качестве оценки глубины дефектной области с продольной координатой, определяемой точкой пересечения кольцевой линии с продольной координатной линией. Для расчета используют зависимость глубины дефектной области от продольной координаты (рис. 3. п, б).

Рисунок 3 - Построение зависимости глубины дефектной области от продольной координаты: а) схема измерения; б) зависимость глубины дефектной области от продольной координаты (результат оценки): 1 - стресс-коррозионные дефекты; 2 - продольная координатная линия; 3 - кольцевые линии; 4 - участки кольцевых линий, на которых проводят оценку глубины дефектной области.

Для оценки глубины дефектной области применяют приборы, обеспечивающие электронную запись результатов и их передачу в компьютер для проведения расчетов (например, вихретоковые дефектоскопы типа ВД132-КIIIУ-ОКО-01).

При обнаружении стресс-коррозионных дефектов на характерных участках труб и СДТ их обследуют в полном объеме в секторе от 2 до 10 часов по ходу газа. Если на характерных участках труб и СДТ с признаками условий КРН не обнаружены стресс-коррозионные дефекты дальнейший поиск таких дефектов не производят.

Обследование участков труб и СДТ с ранее выявленными дефектами включает:

приборное обследование участков с дефектами (гофрами, вмятинами, смещениями кромок швов и др.), выявленными при визуальном и измерительном контроле на первом этапе, а также измерение параметров дефектов, обнаруженных до вывода участка газопровода на капитальный ремонт при проведении ВТД и других обследований газопровода.

Третий этап. Контроль сварных швов выполняют на завершающем этапе обследования только на участках, оставляемых в газопроводе, в соответствии с СТО Газпром 2-2.4-083-2006.

По совокупности всех полученных результатов с использованием норм оценки качества труб и СДТ оформляют ведомость ремонта с окончательным заключением о замене труб и способах устранения оставшихся в газопроводе дефектов.

В ведомости ремонта указывают окончательные решения по ремонту, принятые с учетом всей совокупности дефектов на участке газопровода, она включает:

- наименование газопровода и километраж ремонтируемого участка;

- маркировку (номера) труб и СДТ, соответствующую маркировке ведомостей дефектов;

- километраж труб и СДТ;

- характеристики имеющихся в газопроводе дефектов (на момент составления ведомости);

- характеристики участков труб и СДТ с устраненными дефектами (координаты и размеры выемок после шлифовки; координаты и размеры швов и наплавок после ремонта сваркой);

- решения по ремонту;

- сведения о выполненном ремонте (на момент составления ведомости).

Акт отбраковки вырезанных труб и СДТ включает:

- маркировку труб и СДТ;

- характеристики труб и СДТ;

- характеристики дефектов труб и СДТ;

- заключение об отнесении труб и СДТ к категории А2, А3 или Б.

Каждая вырезанная труба и СДТ должна быть промаркирована. Маркировку наносят на внутреннюю поверхность трубы или СДТ на расстоянии 100-500 мм от одного из торцов несмываемой светлой краской.

Маркировка вырезанных труб включает:

- наименование ЛПУ;

- наименование газопровода и километраж ремонтируемого участка, с которого вырезана труба;

- номер трубы, соответствующий номеру в ведомости дефектов и в ведомости ремонта;

- номинальный диаметр, фактическую толщину стенки и длину трубы;

- дату вырезки;

- категорию трубы (А2, А3 или Б).

По результатам ремонта участка газопровода составляют ведомость труб и СДТ, которая включает:

- наименование газопровода и километраж ремонтируемого участка;

- порядковый номер труб и СДТ;

- маркировку (номер) труб или СДТ;

- маркировку (номер) кольцевых сварных швов;

- километраж труб и СДТ;

- характеристики труб и СДТ (конструкцию, длину, толщину стенки, ориентацию продольных швов);

- завод-изготовитель, ТУ или ГОСТ (для новых труб, СДТ и для идентифицированных труб, СДТ, бывших в эксплуатации);

- ТУ, ГОСТ, которым соответствуют трубы (для освидетельствованных труб);

- характеристики участков труб и СДТ с устраненными дефектами, например, выемки, заварки (наименование, координаты, размеры);

- расчетный срок безопасной эксплуатации трубы (при необходимости);

- выполненный ремонт дефектного участка трубы или СДТ.

Ведомость труб и СДТ оформляет подрядная организация, выполняющая ремонт участка газопровода, с привлечением (при необходимости) диагностической или другой организации.