Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода "Лугинецкое-Парабель" методом вырезки "катушки" - Транспорт дипломная работа

Главная

Транспорт
Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода "Лугинецкое-Парабель" методом вырезки "катушки"

Результаты внутритрубной инспекции. Расчёт допускаемого рабочего давления. Техническое задание на сварку. Магнитное дутьё при сварке и способы его устранения. Гидравлический расчёт участка магистрального газопровода. Расчёт на прочность и устойчивость.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Специальность 130501 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ»
Кафедра транспорта и хранения нефти и газа
Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода «Лугинецкое-Парабель» методом вырезки «катушки»
к выпускной квалификационной работе
Руководитель доцент кафедры В.Г. Крец
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра транспорта и хранения нефти и газа
на выполнение выпускной квалификационной работы
1. Студенту гр. з-2Т81 Бондарь Василию
Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода «Лугинецкое-Кузбасс» методом вырезки «катушки»
2. Срок сдачи слушателем готовой работы « ____ » __________2014 г.
Фондовые материалы ООО «Газпром трансгаз Томск»:
Технологическая схема участка МГ «Лугинецкое-Парабель»
Технический отчёт дефектоскопического контроля. Научно-техническая литература.
2. Содержание расчётно-пояснительной записки (перечень подлежащих разработке вопросов):
условия работы; техническая характеристика МГ; внутритрубная диагностика;
анализ существующих технологий; разработка плана производства работ;
гидроиспытание трубы для «катушки»;
алгоритм расчета толщины стенки «катушки»;
мероприятия по безопасному проведению работ; расчет финансовых потерь.
Экология и промышленная безопасность.
Схема проведения работ на участке МГ «Лугинецкое-Парабель»
Схема стравливания газа с участка МГ «Лугинецкое-Парабель» 61-105 км вторая нитка при проведении работ по вырезке «катушки».
Схема расстановки отключающих устройств.
Схема монтажа и сварки врезаемой «катушки».
Схема заполнения участка МГ «Лугинецкое-Парабель» после проведения работ по вырезке «катушки» км. 61-105 вторая нитка.
«_» ________ 2014г. Руководитель__________
Задание принял к исполнению__________
1. Технологическая характеристика МГ
1.1 Данные о топографии района расположения
1.3 Данные о природно - климатических условиях
2.2 Данные по обследованному участку
2.3 Результаты внутритрубной инспекции
2.5 Расчёт допускаемого рабочего давления
4. Разработка плана производства работ
7.1 Техническое задание на сварку катушки
7.2 Техническое задание на сварку заплаты
7.4 Магнитное дутьё при сварке и способы его устранения
8. Гидравлическое испытание трубы для «катушки»
9. Гидравлический расчёт участка магистрального газопровода
9.2 Гидравлический расчёт участка МГ 110-242км
10. Расчёт подземного газопровода на прочность и устойчивость
13. Производственная и экологическая безопасность
13.2 Анализ опасных факторов и мероприятия по их устранению
13.3 Анализ вредных факторов и мероприятия по их устранению
13.4 Пожарная и взрывная безопасность
13.6 Безопасность при чрезвычайных ситуациях
Тысячи километров трубопроводов пересекают континенты. Они проектируются, строятся и испытываются в соответствии с жесткими стандартами, строительными нормами и правилами. Для обеспечения безопасности и надежности поставок транспортируемого продукта чрезвычайно важно сохранить в процессе эксплуатации требуемые характеристики и показатели.
Протяженность магистральных трубопроводов России составляет 218,9 тыс. км, в том числе газопроводов - 151 тыс. км, нефтепроводов - 48,6 тыс. км, нефтепродуктопроводов - 19,3 тыс. км. Транспортировка продукции топливно-энергетического комплекса в 2000 г. трубопроводным транспортом составляла более 30 % общего объема грузооборота.
Газотранспортная система (ГТС) России - самая крупная в мире по протяженности и производительности. Магистральные газопроводы ОАО «Газпром» имеют протяженность более 150 тыс. км с компрессорными станциями общей мощностью 42 млн. кВт. ГТС обеспечивает транспорт запланированных объемов газа для потребителей России, СНГ и дальнего зарубежья.
Основное развитие газотранспортная система получила в 70-80-ые годы. К настоящему времени износ основных фондов ГТС составляет 56%, что привело к снижению её технической производительности на 59,7 млрд. куб.м.
Срок амортизации истек у 14% газопроводов, 64% эксплуатируются от 10 до 32 лет.
Средний возраст газопроводов составляет 23 года.
Среднее число отказов составляет 0,815 на 1000 км.
Для обеспечения безопасности и надежности трубопроводных систем существует необходимость проведения специальных технических программ по диагностике, ремонту и реконструкции объектов транспортного газа.
Для восстановления технико-экономических показателей, повышения надежности и безотказности работы магистральных газопроводов проводятся комплексы мероприятий по ремонту и модернизации составляющих элементов МГ.
1. Технологическая характеристика МГ «Лугинецкое - Парабель»
История создания производственного объединения «Газпром Трансгаз Томск» берёт своё начало в 1975году. Попутный газ с нефтяных месторождений Западной Сибири, ранее сжигаемый в факелах, был необходим металлургическим и химическим гигантам Кузбасса. Тогда было начато строительство первого магистрального газопровода в Западной Сибири: Нижневартовск - Парабель - Кузбасс протяжённостью 1162километра. Для сооружения газовой магистрали в сложнейших природно-климатических условиях и в сжатые сроки были привлечены девять крупных главков и трестов Миннефтегазстроя СССР. В ходе строительства было преодолено 900 километров непроходимых болот в пойменной части реки Обь, 9 крупных и 137 средних и мелких рек. Дирекцию строящегося газопровода возглавил бывший управляющий трестом Томскнефтестрой Василий Семёнович Клименко.
С этой целью ОАО "Газпром" проводит целенаправленную работу по техническому перевооружению, реконструкции и капитальному ремонту объектов магистральных газопроводов, что обеспечивает экологическую безопасность трубопроводного транспорта, надежное и бесперебойное снабжение всех потребителей газом, способствуя развитию экономики страны.
В соответствии с общей стратегией «Газпрома» ООО «Газпром трансгаз Томск» поставил перед собой задачу полного обновления основных фондов к 2010 году.
2007 год стал важным этапом в развитии «Газпром трансгаз Томск», были закреплены и приумножены успехи компании, что значительно приблизило к решению стратегической задачи - к 2010 году обновить производство и стать современным газотранспортным предприятием.
Актуальностью данной работы является исключение возникновения аварийных ситуаций на магистральном газопроводе, что позволит обеспечить нормальное и бесперебойное функционирование объектов Томского ЛПУ МГ Чажемтовской ПП.
28 июня 1977 года в соответствии с приказом Мингазпрома СССР создано Томское производственное объединение по транспортировке газа - «Томсктрансгаз». В сентябре 1977 года одним из первых было создано Юргинское ЛПУМГ в Кемеровской области. В этом же году вступила в строй первая ГРС, и уже ноябре на Новокемеровской ТЭЦ зажжён в срок первый факел.
Общая протяженность магистральных газопроводов в Сибири и Дальнем Востоке составляет более 6 тыс. км. Линейная часть газопровода включает 37 подводных переходов (15 из них - в Томской области) через крупные реки Обь, Иртыш, Томь, Васюган и другие. Территория, на которой сегодня предприятие занимается поставкой природного газа, сопоставима по своим размерам с Западной Европой. Магистральные газопроводы «Газпром трансгаз Томск» проложены в Тюменской, Новосибирской, Кемеровской, Томской, Омской, Иркутской областях в Алтайском и Хабаровском крае. В 2008 году создан филиал на Камчатке.
Для защиты газопровода и стабильной работы построено и эксплуатируются более 2 000 км ЛЭП, 540 станций катодной и дренажной защиты, 7 компрессорных станций, 29 узлов запуска и приема поршней для очистки и исследования внутренней части трубопровода. «Газпром трансгаз Томск» объединяет более ста газораспределительных станций, семь автоматизированных газонаполнительных компрессорных станций.
В состав компании “Газпром трансгаз Томск” входит 22 филиала (15 линейно-производственных управлений, 2 управления аварийно-ремонтных работ, Управление материально-технического снабжения и комплектации, Управление автомобильного и специального транспорта; Инженерно-технический центр; Управление безопасности и Томскавтогаз).
Среди потребителей ООО «Газпром трансгаз Томск» такие флагманы российской промышленности, как Западно-Сибирский и Новокузнецкий металлургические комбинаты, Кемеровский «АЗОТ», Томский нефтехимический комбинат, Сибирский химический комбинат, новосибирский завод «Искра». «Газпром трансгаз Томск» сегодня поставляет природный газ более чем 400 потребителям областных энергосистем, цветной металлургии, стройиндустрии, химической промышленности и сельского хозяйства. Из них крупнейшими, кроме названных, являются АО «Тюменьэнерго», АО «Томскэнерго», АООТ «Юргинский машиностроительный завод», АО «Топкинский цемент», ОАО «Кузбассэнерго», АООТ «Новосибирскэнерго», ОАО «Новосибирский металлургический завод», АО «Новосибирский оловокомбинат», АООТ «Новосибирский электродный завод», АОЗТ «Коенское», ОАО «Омскэнерго», ОАО «Омскшина», ОАО «Омсктехуглерод», АО «Алтайэнерго», ОАО «Алтайкрайгазсервис», совхоз «Сухореченский».
Предприятие динамично развивается, практически удваивая объемы капиталовложений на ведение капитального ремонта. На производственных объектах линейной части магистральных газопроводов устанавливается современное оборудование, внедряется система телемеханики.
В марте 2004 года на участке подводного перехода по реке Бердь был впервые в истории «Газпром трансгаз Томск» применен метод наклонного бурения. Неоценимая польза метода наклонного бурения заключается в том, что он экологически безвреден. В ходе его применения не используется землеройная техника для вскрытия дна реки, не разрушается его почвенный слой. Метод наклонного бурения гарантирует надежное, глубокое закрепление газопровода под землей, его надежность в эксплуатации и снижение затрат.
В 2006 году создано Хабаровское линейно-производственное управление. Это значит, что и на востоке страны, в Иркутской области, в Хабаровске роль предприятия возрастает в связи со стратегией «Газпрома» на востоке страны.
На Алтае предприятие как дочернее общество «Газпрома» выступает заказчиком строительства магистрального газопровода «Барнаул-Бийск-Горно-Алтайск с отводом на Белокуриху». 30 ноября 2006 года газ подан в город Бийск. В октябре 2007 года природный газ подан в всероссийскую здравницу - город-курорт Белокуриха. В конце декабря 2007 года сдан в эксплуатацию газопровод «Братское газоконденсатное месторождение - Братск» и газораспределительная станция в Братске.
Обеспечение надежности в снабжении природным газом потребителей - это главная задача компании. Именно поэтому все усилия в последние годы жизнедеятельности предприятия направлены на техническое перевооружение и капитальный ремонт трассы. В ходе капитального ремонта линейной части магистральных газопроводов внедряются системы автоматизации и телемеханизации, безлюдные технологии. В несколько раз за последние 3-4 года выросли объемы и масштабы капитального ремонта.
К примеру, в реализации одного из приоритетных проектов ОАО «Газпром» - строительстве магистрального газопровода «Барнаул-Бийск-Горно-Алтайск с отводом на Белокуриху» «Газпром трансгаз Томск» выступает заказчиком. Полтора километра трассы в день - таковы были темпы строительства магистрального газопровода в 2006 году. Во время работ применяются и уникальные по сложности технологии. К примеру, метод наклонно-горизонтального бурения.
Использование новых, революционных технологий становится привычным делом в повседневной жизни предприятия. Вместе с инженерами немецкой компании Э.ОN -лидера европейского газового бизнеса, специалисты «Газпром трансгаз Томск» реализовали совместный проект - прокладку дюкера вблизи города Колпашево в Томской области.
Все это подтверждает, что к определению старейшее предприятие, можно смело добавлять и другое - «Газпром трансгаз Томск» - это современное, технически оснащенное предприятие. А значит, появляются новые требования, в том числе и к персоналу.
Задачи нового этапа уже обозначены генеральным директором. Ежедневное обновление знаний, максимальное использование компьютерных технологий, знание иностранного языка. Для решения этих задач на предприятии открыт современный учебный центр. Заключен многоуровневый договор с компанией Microsoft. Проводятся разнообразные семинары российского значения по обмену опытом, том числе с участием партнеров из-за рубежа. Сфера ответственности «Газпром Трансгаз Томск» - это Западная Сибирь с нетранзитными, газораспределительными магистральными газопроводами.
магистральный газопровод сварка гидравлический
Годовой объем поставки газа превысил уровень докризисного 1991 года и составляет:
ожидаемое в 2009 году - более 16,1 млрд. м3.
Рост объемов потребления происходит за счет поэтапного перевода Северской ТЭЦ на природный газ, а также развития газификации в Омской области и в Алтайском крае.
В ООО «Газпром Трансгаз Томск» находится в эксплуатации 5 тыс. км газопроводов.
В газопровод «НВГПЗ -Парабель -Кузбасс» производится подача газа пятью поставщиками газа :
- Нижневартовским газоперерабатывающим заводом;
- Белозерским газоперерабатывающим заводом;
- Северо-Васюганским газоконденсатным месторождением;
- Мыльджинским газоконденсатным месторождением;
- Лугинецким нефтегазоконденсатным месторождением.
«Газпром трансгаз Томск» является поставщиком природного газа более чем 400 потребителям, в том числе таким крупным, как Сибирский химический комбинат, Томский нефтехимический комбинат и др.
ООО «Газпром трансгаз Томск» является самым восточным дочерним обществом «Газпрома» и осуществляет транспортировку природного газа по магистральным газопроводам в 6 областях Западной Сибири, это - Тюменская область (г. Нижневартовск), Томская, Омская, Новосибирская, Кемеровская области и Алтайский край. Но в феврале этого года произошло событие, имеющее очень важное значение для нашего Общества - решением Председателя правления ОАО «Газпром» А.Б. Миллера «Газпром трансгаз Томск» был назначен ответственным за эксплуатацию газотранспортной системы на Востоке России - Восточной Сибири и Дальнего Востока.
В связи с этим в структуре ООО "Газпром трансгаз Томск" произошли изменения - к 9 линейно - производственным управлениям магистральных газопроводов добавилось Хабаровское ЛПУ и появился еще один новый филиал - Томскавтогаз. В составе Администрации Общества создано Управление по эксплуатации газопроводов в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке, а в октябре начинает работу представительство в г. Иркутске. Подробнее о восточных проектах Газпрома мы поговорим чуть позже.
Наша доля рынка - 100% регионального рынка и более 5% российского. Доля российского рынка постепенно увеличивается за счет роста потребления газа сибирскими потребителями.
Чажемтовская промышленная площадка (ЧПП), входит в состав Томского линейного производственного управления магистральных газопроводов (ЛПУМГ). Основная задача ЧПП - транспортирование газа с заданными параметрами по магистральным газопроводам (МГ) «Парабель- Кузбасс» первая нитка, «Парабель - Кузбасс» вторая нитка и газопроводам - отводам в количестве пяти, в целях бесперебойной поставки газа в соответствии с утверждённым планом. Зона ответственности ЧПП от 61км, находящегося на расстоянии 15км от посёлка Инкино, до 214км, находящегося на расстоянии 2км от посёлка Кривошеино. Общая протяжённость газопроводов, обслуживаемых ЧПП, в однониточном исполнении 400км. Прокладка газопроводов подземная. Глубина заложения газопроводов с условным диаметром 1000мм - 1м до верхней образующей трубы.
1.1 Данные о топографии района расположения
Район расположения сети МГ и газопроводов - отводов ЧПП являются: Колпашевский, Молчановский, Кривошеенский районы Томской области, расположенной в пределах одной из величайших в мире низменных равнин Западно - Сибирской в Среднеобской котловине. (Рис.1). Характер местности- равнинный, высотные отметки на этой территории не превышают 150м. Большую часть территории составляет болотно-лесистая местность. Болота занимают до 40% территории. Леса елово-пихтово-кедровые. Почвы - суглинок переменных консистенций, от твёрдого до тугопластичного, реже мягкопластичного.
Регион характеризуется разветвлённой сетью рек. Магистральные газопроводы пересекают реки: Чая, Суготка, Чемондаевка, Большой Тотош, Малый Тотош, ширина русла которых в межень в местах подводных переходов не превышает 70м.
Из чрезвычайных ситуаций (ЧС) природного характера в регионе возможны лесные и торфяные пожары, высокий уровень паводковых вод, резкое понижение температуры окружающей среды в зимнее время до минус 550С. Сейсмоактивность на территории расположения трасс газопроводов не наблюдается.
1.2 Наличие и границы запретных, охранных и санитарно-защитных зон
Территория зоны ответственности Чажемтовской ПП включает площади земель Колпашевского, Чаинского, Молчановского и Кривошеинского районов Томской области, отведённых под трассы магистральных газопроводов и газопроводов-отводов с ГРС.
Запретных зон на линейной части газопроводов не существует. Территории, по которым проходят трассы газопроводов, не имеют запрета на проход посторонних лиц и соответственно не имеют какого-либо ограждения. Однако для обеспечения нормальных условий эксплуатации и исключения возможных повреждений газопроводов в соответствии с «Правилами охраны магистральных трубопроводов» устанавливаются охранные зоны.
Охранная зона газопроводов представляет собой участок земли, ограниченный условными линиями, проходящими в 25м от оси газопровода с каждой стороны, (см. «Правила технической эксплуатации магистральных газопроводов», далее ПТЭМГ). В охранной зоне существует запрет на проведение каких-либо земляных работ без предварительного согласования с ЛПУМГ, а также других действий, перечисленных в ПТЭМГ, которые могут привести к повреждению газопровода. На трасах газопроводов установлены опознавательные знаки и таблички с указанием ширины охранной зоны и запрещением производства земляных и взрывных работ в ней.
Запретными зонами локальных объектов: площадки КС «Чажемто», узла подключения КС к МГ, ГРС являются их огороженной территорией. Границы запретных зон отождествляются с ограждениями этих территорий, выполненными как сплошной бетонный забор или из металлической сетки на металлических столбах с соответствующими знаками, запрещающими вход посторонним лицам.
Кроме запретных и охранных зон, в соответствии СНиП 2.05.06-85* для газопроводов, КС и ГРС определены минимальные безопасные расстояния RСНИП (МРБ) до населённых пунктов, промышленных и сельскохозяйственных объектов, авто- и железных дорог, ЛЭП, аэродромов и других сооружений, лесных массивов. Значения МБР зависят от класса и диаметра газопроводов, а также социальной значимости перечисленных объектов и возможности каскадного развития аварий, возникающих на газопроводах, КС, ГРС или на этих объектах. В ниже приведённой таблице приведены значения RСНИП для газопроводов первого класса различных диаметров и соответствующих им КС, ГРС, определяемые СНиП 2.05.06-85*.
Минимальные безопасные расстояния от газопроводов, КС, ГРС
(в соответствии со СНиП 2.05.06-85*)
Таким образом, для МГ «Нижневартовск-Парабель-Кузбасс» первая нитка и «Нижневартовск-Парабель-Кузбасс» вторая нитка значение RСНИП составляет 250м, для отводов с диаметром до 300мм - 100м, для КС «Чажемто» ширина зоны МБР составляет 700м, для ГРС 150м.
В соответствии с СанПиН 2.2.1./2.1.1.984-00 санитарно-защитные зоны (СЗЗ) для магистральных трубопроводов определяются с учётом минимальных расстояний от городов и других населённых пунктов, отдельных объектов, установленных с целью обеспечения их безопасности строительными нормами и правилами. Их величина согласована с Государственным Комитетом по охране окружающей среды Томской области Разрешение №1919 от 31.12.2001года.
Для линейной части газопроводов Чажемтовской ПП размеры СЗЗ совпадают с минимальными безопасными расстояниями, определенными в СНиП 2.05.06-85*.
Для КС «Чажемто» размеры СЗЗ совпадают с минимальными безопасными расстояниями, определёнными в СНиП 2.05.06-85*, поскольку КС расположена в 1км от ближайшего населённого пункта.
1.3 Данные о природно-климатических условиях в район расположения объекта
Объекты Чажемтовской ПП располагаются на территории Томской области, относящиеся к холодному климатическому району (согласно карте районирования территории по воздействию климата на технические изделия и материалы из ГОСТ 350-80). Характеристика климатических условий приведена в таблице 2:
Среднегодовая температура наружного воздуха
Средняя максимальная температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца года
Абсолютный максимум температуры наружного воздуха
Средняя температура наружного воздуха наиболее холодного периода
Абсолютный минимум температуры наружного воздуха
Продолжительность времени года с положительными суточными температурами
Продолжительность времени года с отрицательными суточными температурами
Повторяемость направлений ветра / Средняя скорость ветра по направлениям
Преобладающие ветры в теплое время года
Средняя скорость ветра в теплое время года
Преобладающие ветры в холодное время года
Средняя скорость ветра в холодное время года
Среднее давление воздуха в летний период
Среднее давление воздуха в зимний период
Месяц, на который приходится наибольшее количество осадков
Средняя месячная интегральная поверхностная плотность потока суммарного солнечного излучения в 12 ч. 30 мин. местного времени
Эксплуатационной надёжностью трубопровода является его свойство выполнять заданные функции в течении требуемого промежутка времени с сохранением в установленных пределах всех характерных параметров. Указанная способность, в свою очередь, раскрывается через систему объективных критериев технического состояния трубопровода, обуславливающих его нормативную работоспособность в режиме активного воздействия эксплуатационных факторов. Таким образом, уровень эксплуатационной надёжности определяется техническим состоянием магистрального трубопровода.
Для выявления дефектов стенки трубопроводов проводится их внутритрубная диагностика специальными внутритрубными инспекционными приборами (ВИП). При этом выявляются следующие дефекты стенки трубы:
1) дефекты, образовавшиеся при изготовлении труб,- расслоения, закаты, включения, дефекты продольных и спиральных сварных стыков;
2) дефекты, образовавшиеся при строительстве трубопровода,- риски, задиры, вмятины, гофры, дефекты кольцевых стыков;
3) дефекты, образовавшиеся при эксплуатации - внешняя и внутренняя коррозия, усталостные трещины тела трубы и сварных стыков по причине воздействия малоцикловых нагрузок.
Для определения скорости коррозии проводится повторная диагностика трубопроводов с интервалом в 3-5 лет. Сравнение результатов повторной диагностики с первичной позволяет рассчитать время утонения стенки трубы до критической величины.
2.1 Данные о методе обследования, применяемом оборудовании и технологии производства работ по внутритрубной дефектоскопии
Магнитный метод дефектоскопии трубопроводов основан на регистрации магнитных полей (топографии тангенциальной составляющей напряженности магнитного поля). В основу работы дефектоскопа заложен принцип обнаружения дефектов в стальных трубах, состоящий в том, что контролируемое изделие намагничивается до индукции порядка 1,4-1,6 Тл и регистрирует значение магнитной индукции поля, рассеиваемого у поверхности трубы.
При наличии в стенке трубы каверн, пустот и других аномалий напряжённость магнитного поля у поверхности в этих местах изменяется. Сравнивая это изменение магнитного поля (?Н) с полем в зоне, где нет дефектов (Н), делается заключение о наличии дефекта и его относительной величине. Магнитные поля в дефектоскопах контролируются датчиками на основе «перехода Холла» и (или) феррозондовыми датчиками. Намагничивание стенки трубы ведётся цилиндрической магнитной системой. Датчики дефектов размещаются между полюсами постоянного магнита по окружности корпуса дефектоскопа.
В основном сегодня применяются две конструкции дефектоскопов, построенных на основе магнитного метода,- с продольным и поперечным намагничиванием. Так дефектоскопы с продольным намагничиванием лучше выявляют узкие поперечные дефекты, а дефектоскопы с поперечным намагничиванием несут основную нагрузку по выявлению узких, продольно ориентированных дефектов, в числе -«стресскоррозионных». Наилучшие результаты обследований трубопроводов могут быть получены при совместной обработке магнитограмм, записанных этими снарядами. Это позволяет в большинстве случаев более объективно оценить причину изменения магнитного сигнала.
Рис.2.1 Схема построения магнитной системы дефектоскопа с продольным намагничиванием.
Рис. 2.2 Схема построения магнитной системы дефектоскопа с поперечным намагничиванием.
Основываясь на методике оценки дефектов института физики металлов Уральского филиала РАН (автор Халилеев П.А.) точечный дефект расположенный на внешней стороне трубопровода обуславливает изменение напряженности магнитного поля с внутренней стороны трубы, которое может фиксироваться измерителем (датчиком Холла) на площади окружности с диаметром около , где t - толщина стенки трубы. Из этого следует, что датчики Холла расположенные с шагом равным t могут уверенно фиксировать изменение напряженности магнитного поля. Более частая установка датчиков дополнительной информации не несёт, разве что увеличивает надёжность записи (частичный выход из строя датчиков) .
В качестве реперных точек для привязки аномалий служат:
1) маркеры - маркерные металлические пластины, либо электронные маркеры. (оптимальное расстояние между реперными точками не более 2000м).
В случаях, когда установленных маркеров недостаточно, или дополнительная установка невозможна, допустимо в качестве реперных точек использовать следующие особенности трубопровода: выход кожуха (патрона) под автомобильной или железной дорогой; прямая врезка; тройник.
Таблица 3. Внутритрубный магнитный дефектоскоп с регулятором скорости "МДР-1000". Основные технические характеристики:
Диаметр контролируемого трубопровода Ду, мм
Максимальное давление в газопроводе, МПа
Минимальное давление в газопроводе, МПа
Длина снаряда, м / Вес снаряда, кг / Количество секций
Перепад давления необходимый для запуска / движения снаряда, МПа
Максимальная длина трубопровода, обследуемая за один пропуск, км
Минимальная длина Камеры Запуска, м
Минимальная дистанция между затвором и конусом Камеры Приема, м
Тип батарей / максимальное время непрерывной работы, час
Наличие модуля контроля скорости / максимальная скорость потока, мс
Количество сенсоров первого / второго типа (ID/OD)
Размер сенсора первого типа по окружности, мм
Размер сенсора второго типа (ID/OD) по окружности (если есть)
Точность определения местонахождения дефекта относительно: - кольцевого сварного шва, в мм - маркера, находящегося против потока, при расстоянии между маркерами не более 2 км, в м - ориентация по окружности, в угловых градусах
Дефекты потери металла, выявляемые в основном теле трубы
Общая Питтинговая Продольная Общая коррозия коррозия канавка коррозия
-10% +5% для дефектов 2tx2txO,lt. -10% + 10% для дефектов txtxO,lt
Дефекты потери металла приближенные к Общая кольцевому шву или находящиеся в зоне коррозия термического воздействия
Питтинговая Продольная Поперечная коррозия канавка канавка
Минимальная глубина для POD =90% 0,05 t
Точность измерения глубины - 1 0% +5% для дефектов 2tx2txO, 1 1. -10% + 10% для дефектов txtxO,lt
Трещины и трещиноподобные аномалии Продольные Поперечные трещины трещины
Минимальная глубина трещины для ее n H 4t обнаружения при длине L > 50 мм
Минимальное раскрытие трещины для ее О 1 St 4t обнаружения, мм
Точность измерения глубины трещины -10% +15% ДляО,151х31
Точность измерения длины трещины - 1 0% + 1 5% дляО,151х31
Разделение на внутренний / наружный
Таблица 4. Внутритрубный магнитный дефектоскоп с регулятором скорости "МДПР-1000". Основные технические характеристики:
Диаметр контролируемого трубопровода Ду, мм
Максимальное давление в газопроводе, МПа
Минимальное давление в газопроводе, МПа
Длина снаряда, м / Вес снаряда, кг / Количество секций
Перепад давления необходимый для запуска / движения снаряда, МПа
Максимальная длина трубопровода, обследуемая за один пропуск, км
Минимальная длина Камеры Запуска, м
Минимальная дистанция между затвором и конусом Камеры Приема, м
Тип батарей / максимальное время непрерывной работы, час
Наличие модуля контроля скорости / максимальная скорость потока, мс
Количество сенсоров первого / второго типа (ID/OD)
Размер сенсора первого типа по окружности, мм
Размер сенсора второго типа (ID/OD) по окружности (если есть)
Точность определения местонахождения дефекта относительно: - кольцевого сварного шва, в мм - маркера, находящегося против потока, при расстоянии между маркерами не более 2 км, в м - ориентация по окружности, в угловых градусах
Дефекты потери металла, выявляемые в основном теле трубы
Общая Питтинговая Продольная Общая коррозия коррозия канавка коррозия
-10% +5% для дефектов 2tx2txO,lt. -10% + 10% для дефектов txtxO,lt
Дефекты потери металла приближенные к Общая кольцевому шву или находящиеся в зоне коррозия термического воздействия
Питтинговая Продольная Поперечная коррозия канавка канавка
Минимальная глубина для POD =90% 0,05 t
Точность измерения глубины - 1 0% +5% для дефектов 2tx2txO, 1 1. -10% + 10% для дефектов txtxO,lt
Трещины и трещиноподобные аномалии Продольные Поперечные трещины трещины
Минимальная глубина трещины для ее n H 4t обнаружения при длине L > 50 мм
Минимальное раскрытие трещины для ее О 1 St 4t обнаружения, мм
Точность измерения глубины трещины -10% +15% ДляО,151х31
Точность измерения дл
Устранение дефектов на участке 61-105 км магистрального газопровода "Лугинецкое-Парабель" методом вырезки "катушки" дипломная работа. Транспорт.
Глобальные Проблемы Человечества Реферат Кратко
Курсовая работа по теме Обучающая программа 'Методы защиты программ'
Эссе По Теме Общество И Природа
Реферат: Анализ развития системы безналичных расчетов на основе банковских пластиковых карточек
Реферат: What Justoce Means To Me Essay Research
Управление Производством Контрольная Работа
Доклад по теме Стальник полевой
Реферат по теме Самосвідомість особистості
Курсовая работа по теме Комплексное обеспечение профессии 'сварщик'
Курсовая работа по теме Разработка автоматизированного рабочего места кассира по продаже билетов в кассе аэрофлота
Добро И Зло Сочинение Егэ 11
Контрольная работа по теме Стадии профессионального самоопределения и их возрастные границы
Контрольная работа: История контент-анализа как психодиагностической процедуры - психодиагностика
Контрольная Работа За Первую Четверть 6 Класс
Реферат: The Need For Peace In The Middle
Реферат: My Brother Sam Is Dead Essay Research
Особенности Памяти Младших Школьников Курсовая Работа
Реферат по теме Можно ли прогнозировать устойчивость подземных выработок, не спускаясь в шахту
Реферат На Тему Основы Гражданского Права
Реферат по теме Словоупотребление с повышением и понижением информативности слова
Языка программирования Delphi. Разработка практических заданий - Программирование, компьютеры и кибернетика курсовая работа
Блок-секция жилого дома МКР "Доронино" - Строительство и архитектура дипломная работа
Ценные бумаги и их обращение - Государство и право реферат