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 областис 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.