Трубопроводы (стр. 2 )

Перед пропуском инспекционного аппарата по трассе обследуемого участка трубопровода устанавливаются маркеры, которые служат для привязки дефектограмм к местности и предварительной оценки поврежденных участков трубопровода. Маркеры являются генераторами сигналов, воспринимаемых дефектоскопом; они размещаются на расстоянии 5...20 км друг от друга. Частота установки маркеров определяется количеством и расположением по длине участка трубопровода естественных "маркеров" (задвижек, отводов, промежуточных насосных станций и т. д.).

("8") При подготовке камер пуска и приема дефектоскопов прежде всего должно быть определено соответствие геометрических размеров камер размерам зонда. При необходимости производится переоборудование камер или установка новых. Камеры должны иметь площадки с твердым покрытием, т. к. для запуска и приема дефектоскопа необходимо Использовать специальные приемные и запасовочные лотки, а также применять передвижные краны и другие механизмы.

Сборку, настройку и калибровку дефектоскопа для пропуска по обследуемому участку трубопровода производят в стационарных условиях

Дефектоскоп доставляют к месту запуска с соблюдением мер предосторожности. Предпусковую функциональную проверку дефектоскопа выполняют непосредственно перед запасовкой в камеру пуска скребка.

Пропуск снаряда - шаблона и дефектоскопа производят при одинаковых режимах перекачки. Во время движения дефектоскопа по трубопроводу его сопровождает специальная бригада на автомобиле, оснащенная устройством слежения за перемещаемым в трубопроводе аппаратом, что позволяет в любой момент времени точно указать его местонахождение.

Извлечение дефектоскопа из камеры приема производится с помощью штатных технических средств. После этого аппарат очищается от перекачиваемой жидкости и подвергается осмотру с целью определения поломок и механических повреждений. Для вскрытия дефектоскоп доставляется в удобное невзрывоопасное место. Здесь отключается электропитание, разъединяются все электрические разъемы и извлекается из контейнера электронный блок с записанной информацией. Далее производят перенос запоминающего устройства с зафиксированной информацией обследования из электронного блока в считывающее и печатающее устройство в передвижной лаборатории.

Ф После предварительного анализа результатов первого пропуска дефектоскопа по обследуемому участку трубопровода отбираются наиболее крупные, характерные дефекты, местоположение которых следует уточнить. Затем выбираются и подготавливаются места установки маркерных устройств вблизи от выделенных дефектных мест.

Второй запуск дефектоскопа в обследуемый трубопровод производят аналогично первому. По результатам сопоставления данных обоих пропусков определяются наиболее опасные дефекты и их местоположение.

Результаты обследования участка трубопровода оформляются заключением, в котором отмечается наличие всех выявленных дефектов с указанием их характера, глубины, протяженности, а также дается точная привязка дефектов по длине и азимуту трубопровода.

Зная размеры дефектов и их местоположение, необходимо:

сделать расчет статической прочности дефектного участка трубы; выбрать уровень безопасного доремонтного нагружения дефектного участка; определить допустимое число циклов нагружения и, следовательно, время до ремонта; выбрать метод ремонта в соответствии с характером повреждения;

' ' - сделать экономический расчет проведения восстановления несущей способности трубопровода.

На основании проведенной экспертизы могут быть даны рекомендации трех видов:

меры срочного характера, выполняемые немедленно или в точно указанный срок, т
к. невыполнение их ведет к разрыву трубопровода; меры временного характера, выполняемые в определенный срок, как приостанавливающие процесс изменения состояния трубопровода после обнаружения опасных отклонений в нем; меры, осуществление которых необходимо, но которые могут быть выполнены спустя довольно значительное время.

Диагностика напряженно-деформированного

состояния линейной части трубопровода

("9") Диагностика напряженно - деформированного состояния (НДС) осуществляется рас четным путем на основе информации о результатах технического контроля элементов трубопровода и определения их коррозионного состояния.

Под техническим контролем объектов линейной части МТ понимается проверка соответствия их фактических параметров, подверженных изменению в процессе эксплуатации проектным значением.

В рамках технического контроля определяются:

плановое положение и глубина заложения трубопровода; действительные радиусы изгибов трубопровода в вертикальной и горизонтальной
. плоскостях, высотное положение арматуры и опорного фундамента;

относительная горизонтальность трубопроводов дамер пуска и приема очистных устройств; перемещения их трубопроводной обвязки; глубина заложения защитного кожуха через автомобильные и железные дороги; основные геометрические размеры и положение элементов переходов через естественные и искусственные препятствия.

На каждый вид технического контроля составляется карта, в которую включают состав проводимых работ.

Определение планово-высотного положения трубопровода производится трассоискателями (ТИК-1, ВТР-1УМ, ИТ-5) или способом шурфования. В зависимости от профиля трассы замеры производят в точках, расположенных друг от друга на расстоянии 10...60 диаметров трубопровода, не менее 2-х раз в каждой точке.

Сначала определяют положение трубопровода в плане.

Принцип действия трассоискателей основан на использовании электромагнитной индукции и заключается в обнаружении при помощи приемника переменного магнитного поля, искусственно создаваемого при помощи генератора вокруг трубопроводов.

Трубопровод в месте установки магнита выходного шнура генератора должен быть очищен от ржавчины и грязи до металлического блеска. Заземление устраивается на расстоянии 5метров в направлении, перпендикулярном предполагаемому направлению трубопровода.

Местоположение трубопровода определяют двумя методами: по максимуму и минимуму сигнала. Метод максимума сигнала используется для грубого нахождения положения трубопровода. При Wom антенна располагается горизонтально и перпендикулярно предполагаемой оси подземного сооружения. Для определения его положения в плане плавно перемещают по горизонтали вправо и влево. С приближением антенны к трубопроводу сила звукового сигнала увеличивается. Поскольку кривая уровня сигнала при прослушивании на максимум изменяется плавно, то таким путем удается выделить полосу шириной до 2 метров, в которой находится трубопровод. Для. уточнения положения трубы используется метод минимума сигнала. В этом случае можно поступить двояко: либо сохраняя горизонтальное положение антенны, вращать ее вокруг вертикальной оси (минимум сигнала будет в момент, когда направления осей антенны и трубы совпадут), либо установить антенну вертикально и перемещать параллельно поверхности грунта (положение трубопровода определяется по минимуму Щгнала). Положение оси трубопровода фиксируют временными вешками (металлическими штырями или колышками).

Для определения глубины заложения трубопровода антенну располагают под углом 45° к поверхности земли и удаляют от него в перпендикулярном направлении до первого минимума слышимости сигнала. Расстояние lj от оси трубопровода до положения антенны, при котором слышимость сигнала минимальна, соответствует глубине его заложения.

Рекомендуется определять величины lj перемещая антенну в обе стороны от трубопровода. Величины li и 12 должны отличаться не более, чем на 10 %. После этого находится глубина его заложения по формуле:

H=O,5(1,+12-D), где D - наружный диаметр трубопровода.

Трассоискатели позволяют определять положение трубопроводов, расположенных на глубине до 10 м, при расстоянии от точки подключения генератора до 1,5 км с погрешностью ±20 см. Они сохраняют работоспособность при температуре от — 25°С до + 40°С.

("10") При определении фактической глубины заложения трубопровода методом шурфования шурфы роются на расстоянии 100...200 м друг от друга на прямых участках и на расстоянии 10...20 диаметров трубы на криволинейных участках трубопровода.

Определение действительных радиусов изгиба трубопровода производится путем геодезического контроля. Замеры производят теодолитом, нивелиром, мерной лентой.

При техническом контроле запорно-регулирующей арматуры с прилегающими участками трубопровода производят визуальный осмотр арматуры и опорного фундамента (с целью выявления трещин, перекосов, просадок), определяют глубину залегания прилегающего трубопровода, а также высотное положение арматуры и опорного фундамента (с целью выявления просадок).

Контроль глубины заложения прилегающего трубопровода проводят трассоискателем или шурфованием. Замеры выполняют с обеих сторон от арматуры на расстоянии 100 м для трубопроводов диаметром 600 мм и более и 50 м, если их диаметр меньше 600 мм. Глубину заложения прилегающего трубопровода замеряют в контрольных точках на расстоянии 10 м друг от друга. На основании выполненных замеров строится линия фактического провиса трубопровода, которая сравнивается с базовой.

Геодезический контроль высотного положения арматуры и опорного фундамента проводится с помощью теодолита или нивелира. В качестве точки отсчета используется репер с нулевой отметкой, расположенный в JOHG отчуждения под запорно-регулирующую арматуру. При периодическом контроле превышения высотной отметки арматуры и опорного фундамента под отметкой репера должно быть величиной постоянной, а сама высотная отметка - соответствовать проекту.

Технический контроль элементов камеры пуска и приема очистных устройств заключается в выявлении тройников, переходников и отводов полевого изготовления, деформаций труб, просадки фундамента, трещин, перекосов, а также в определении состояния фундаментов под задвижки и обратные клапаны. Кроме того, определяются планово - высотные отметки трубопроводов, запорно - регулирующей арматуры и фундаментов, а также - смещение участков трубопроводов камеры в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

Измерение планово - высотных отметок проводят с помощью теодолита и нивелира. Отклонения, смещения участков трубопровода камеры в местах подсоединения к линейной части контролируют с помощью маяков, индикаторов, прогибомеров, гидравлических уровней.

Целью технического контроля подземных переходов через автомобильные и железные дороги является проверка соответствия проектным значениям положена защитного кожуха и трубопровода. При визуальном осмотре проверяют состояние смотровых отводных колодцев, отводных каналов (с целью выявления нарушений земельного покрова), выявляют наличие опасных для трубопровода проседаний и вспучиваний грунта на переходах.

Плановое положение оси кожуха и трубопровода определяется трассоискателями
или шурфованием. Допускаемые отклонения оси кожуха от проектных значений не
должны превышать 1 % от его длины. ~-■

Глубину заложения кожуха замеряют в точках по обе стороны от полотна дорог на

расстоянии: автомобильной -3 м, железной - 20 м. Для этого используют трассоискатели

или метод шурфования. Контролируемая глубина заложения кожуха должна иметь от-

ЩЬюнение не более 5 % от проектных значений с соблюдением проектного уклона i-0,002

в сторону сборного колодца.

Глубину заложения трубопровода контролируют по обе стороны от насыпи на расстоянии: автодороги -18 м, железные дороги - 45 м. Действительные значения глубин заложения трубопровода должны соответствовать проектным значениям профиля трассы.

Технический контроль подземных (балочных, подвесных, арочных) переходов через искусственные и естественные преграды предусматривает их визуальный осмотр и геодезический контроль всех элементов конструкции переходов с целью выявления просадок, смещений, оползней, деформаций, отклонений, размывов, разрушений. Визуально контролируется общее состояние переходов: трубопровода, береговых и промежуточных опор, их просадки, мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных сооружений, водоотводных канав, мест выхода трубопровода из земли, креплений трубопроводов к опорам, земляных насыпей.

Ежегодно должны выполняться нивелировка переходов трубопровода и техническое освидетельствование строительных конструкций опор, траверс; определение действительных длины пролета перехода и стрелы прогиба, а также определение планово-высотного положения прилегающих трубопроводов.

СНиП лимитирует и расстояние от нижней образующей трубы до горизонта высоких вод (ГВВ) для балочных переходов:

- при пересечении небольших оврагов и балок, где не может быть ледохода - не
ее 0,5 м от ГВВ (по году 10 % обеспеченности);

при пересечении несудоходных и несплавных рек и больших оврагов, где возмо
жен ледоход - не менее 0,75 м от ГВВ (по году 10 % обеспеченности) и от наивысшего
горизонта ледохода; ("11") при пересечении неглубоких преград (между низом трубы и тальвегом) - не ме
нее 1,0 м.

При контроле состояния берегоукреплений устанавливается: состояние укрепления склонов оврагов одерновкой и каменной наброской, состояние защитных водоотводных валиков и перемычек на подходах к переходам, организация стоков поверхностей воды. В рамках контроля состояния противокоррозионных мероприятий определяется: состояние нагорных канав, террас на склонах оврагов (для отвода ливневых, снеговых и смешанных стоков); состояние водозаборных колодцев, ступенчатых перепадов и других гасителей скоростей потока; наличие растительного покрова на склонах оврагов; наличие укреплений дна оврага (запруды и перепады по дну оврага). Тщательно обследуются участки, подверженные оползням или пересекаемые селевыми потоками, все ручьи (даже пересохшие), овраги, канавы, идущие вдоль трассы и пересекающие ее.

На основании информации о фактическом планово-высотном положении трубопровода делается расчет напряжгнио-деформированного состояния его элементов, а также принимается решение о необходимости ремонта. При прогибе трубопровода в

вертикальной плоскости вверх (под действием сжимающих напряжений, обусловленных отличием температуры перекачки от температуры замыкания стыков при строительстве) производят контактный ремонт, включающий заглубление трубопровода на пахотных землях, а на болотах в скальных грунтах, в песках - заглубление до проектных отметок подсыпкой. При просадке запорно-регулирующей арматуры с прилегающими участками трубопровода осуществляют ремонт с подъемом прилегающего трубопровода с подбивкой грунта до проектных значений, а при необходимости - ремонт с подливкой опорного фундамента под арматуру.

Диагностика наличия утечек жидкости из трубопроводов

В зависимости от вида повреждения труб и объема потерь перекачиваемого продукта за определенное время утечки нефти и нефтепродуктов могут быть: ™ 1) крупные (величиной более 10 куб. м /ч), влияющие на гидродинамический процесс перекачки;

2) малые (величиной от 2 до 600 л/ч), которые на гидродинамический процесс перекачки не влияют.

Средних утечек (величиной от 600 л/ч до 10 м3/ч) не наблюдается.

Утечки величиной менее 50 л/ч функционируют непостоянно, т. к. повреждения постепенно забиваются парафином, песком и другими механическими частицами.

Возникновение крупных утечек (аварий) фиксируется относительно просто. Процессы, происходящие при появлении трещины или разрыве трубы, протекают примерно Щэ одному "сценарию": в первые доли секунды происходит резкое увеличение утечки, а затем в связи с падением давления она уменьшается. Признаком возникновения аварии является • падение давления на выходе насосных станций при одновременном увеличении подачи и потребляемой мощности. Также последствия крупных утечек (аварий) фиксируются визуально при патрулировании нефте - и нефтепродуктопроводов (воздушном или наземном),. Кроме того, о возникновении крупной утечки можно судить по появлению дисбаланса в количестве продукта, закачиваемого в трубопровод и принимаемого из него.

Сложнее зафиксировать мелкие утечки, т. к. их появление не приводит к видимым изменениям в режимах перекачки, дисбаланс объемов перекачки находится в пределах погрешности порезервуарного учета, а визуальное проявление утечек появляется спустя значительное время после их возникновения.

К методам диагностики мелких утечек предъявляются следующие требования:

высокая чувствительность; точность определения места утечки; безопасность в эксплуатации, высокая степень надежности, достоверности и автоматизации; отсутствие отрицательного влияния на режим перекачки и др.
Чувствительность средств диагностики должна быть порядка 1...50 л/ч, а точность

определения места утечки порядка 10...20 м.

Оперативность определения места утечки в данном случае является второстепенным требованием, т. е. объемы вытекших нефти и нефтепродуктов увеличиваются во времени относительно медленно.

Известные методы диагностики мелких утечек в магистральных нефте - и нефтепродуктопроводах классифицируются следующим образом:

("12") I. По состоянию трубопровода в момент диагностики

контроль без остановки перекачки; контроль в статических условиях, когда перекачка остановлена, а отдельные
секции трубопровода находятся под гидростатическим давлением.

II. По периодичности контроля

1- методы непрерывного контроля утечек (к ним относятся стационарные системы обнаружения значительных утечек);

2- методы периодического контроля утечек (зондовые, радиоактивные, гидравлические, патрульные и др. для обнаружения незначительных утечек).

III. По условиям применения и конструктивному исполнению

стационарные (встроенные приборы и системы); транспортируемые по трубопроводу с перекачиваемым продуктом (зонды, радиоизотопы, газ); патрульные (обходчики, авиация, наземный транспорт, оснащенные устройствами обнаружения утечек).

IV. По физическим явлениям, положенным в основу определения утечки

понижение давления перекачиваемого продукта при появлении утечки (метод
понижения давления); возникновение в месте утечки волны пониженного давления (метод отрицательных ударных волн); понижение давления перекачиваемого продукта при пересечении места утечки
(метод сравнения расходов); возникновение дисбаланса между объемами закачанного и принятого из линейного участка (метод линейного баланса); появление радиоактивного фона в месте утечки (радиоактивный метод), возникновение шумов в месте утечки (ультразвуковой метод, акустический метод, метод акустической эмиссии и т. д.); появление паров нефти и нефтепродуктов в месте утечки (лазерный газоаналитический метод).

V. По характеру взаимодействия с перекачиваемой средой

активные (прямые): излучение в перекачиваемую среду ультразвуковых колебаний определенной частоты и их прием в месте повреждения, зонды, кабели и т д.; ("13") пассивные (косвенные): измерение шумов утечки, давления, скорости потока, расходов, скорости распространения волн и т. д.

Кроме того, методы диагностики мелких утечек могут быть классифицированы по принципу действия, по чувствительности, по способу представления информации и т. д.

Основные методы обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов на магистральных трубопроводах { Визуальный метод

Визуальный метод наиболее прост, применяется уже давно и повсеместно. Его сущность заключается в обнаружении мест утечек из подземного трубопровода в ходе осмотра трассы с помощью обходчиков, автотранспорта, плавсредств и авиации. Признаками наличия утечки являются:

видимый выход на поверхность перекачиваемой нефти или нефтепродукта; изменение цвета (пожелтение) растительности; потемнение снежного покрова; появление пены или пузырей на поверхности воды.
Достоинства метода:

простота обнаружения видимых утечек. Недостатки:

Трудоемкость регулярного патрулирования с помощью обходчиков и наземного
автотранспорта. Ограниченные возможности патрулирования в труднодоступных местах трассы,
в темное время суток при неблагоприятных погодных условиях. Невозможность обнаружения мелких утечек до выхода перекачиваемого продукта на поверхность грунта или воды. Большие затраты на применение авиации при патрулировании трубопроводов.

Метод понижения давления

Метод используется при стационарном режиме работы трубопровода и основан на сравнении гидравлических уклонов по длине трубопровода.

При возникновении утечки гидравлический уклон до места утечки больше, чем за ним, а точка их пересечения указывает место утечки.

Достоинства метода:

непрерывность контроля за появлением утечек; простота конструкции приборов и доступность в обслуживании; автоматическая обработка измеряемых величин и выдача результатов.
Недостатки: ("14") применим только при стационарном режиме перекачки; низкая чувствительность (обнаруживает утечки с расходом не менее 200 м3/ч); большая погрешность определения места утечки.

3. Метод отрицательных ударных волн

Метод основан на регистрации волн понижения давления, возникающих в момент появления утечки и распространяющихся в обе стороны по трубопроводу со скоростью звука (~ 1 км/с).

Конструктивно метод реализуется следующим образом. По трассе трубопровода (практически на каждой задвижке) устанавливаются электронные преобразователи, информация с которых автоматически передается на диспетчерский пункт. При возникновении утечки отрицательная волна давления достигает электронных преобразователей, по обе стороны утечки. Время прибытия сигналов регистрируется в контрольном диспетчерском пункте, после чего ЭВМ по специальной программе обрабатывает поступающую информацию, определяя величину и место утечки.

Достоинства метода:

эффективен для быстрого обнаружения значительных утечек; применим независимо от длины и конструкции линейной части трубопровода; обеспечивает непрерывной контроль за появлением утечек;
- простота и доступность в эксплуатации

Недостатки:

низкая чувствительность (Qy > 100 м3/ч); ' большая погрешность определения места утечки (± 3 км).

Метод сравнения расходов

Метод основан на постоянстве мгновенного расхода нефти (нефтепродукта) в начале и в конце участка трубопровода между НПС при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.

На входе и выходе каждого участка трубопровода устанавливаются расходомеры турбинного или объемного типа, дистанционно связанные с ЭВМ, находящейся на центральном диспетчерском пункте. Информация с расходомеров о расходе нефти (нефтепродуктов) непрерывно поступает на вход ЭВМ.

В ЭВМ, с учетом температурной поправки, непрерывно производится сравнение расходов в начале и в конце каждого участка трубопровода. Если разность расходов превышает допустимый предел, установленный программой, выдается сигнал о появлении аварийной утечки.

Достоинства метода:

быстрое обнаружение утечек при установившемся режиме перекачки; ("15") непрерывность и дистанционность контроля за появлением утечек;   автоматическая обработка информации и выдача сигнала. Недостатки: низкая чувствительность ( Qy > 50 м3/ч); не обеспечивает определения места утечки.

Данный метод широко применяется в США, Западной Европе и Японии.

Метод линейного баланса

Метод основан на постоянстве мгновенного и интегрального значений объемов перекачиваемой жидкости в начале и в конце трубопровода при ОТСУТСТВИИ утечки \ установившемся режиме перекачки.

Как и в методе сравнения расходов, данные о количестве перекачиваемой нефт1 (нефтепродукта) в начале и в конце участка трубопровода передаются на ЭВМ цен трального диспетчерского пункта. В ЭВМ через определенные равнозначные промежутки времени (15...30 с) производится сравнение объемов с учетом поправок на изменена температуры и давления.

Если разбаланс объемов нефти (нефтепродукта) на входе и выходе участка трубопровода превысит установленное значение, то включается аварийный сигнал о появле нии утечки.

Для обнаружения менее значительной утечки и определения ее объема в 3B1V производится суммирование и сравнение объемов нефти за более длительный период, (1...2ч).

Достоинства метода:

быстрое обнаружение утечки: непрерывность и дистанционность контроля утечек;
применимость при любой конструкции линейной части трубопровода.
Недостатки: низкая чувствительность ( Qy > 5...20 м /ч); не обеспечивает определения места утечки.
Метод широко применяется во многих странах мира.

* Радиоактивный метод

Метод основан на регистрации радиоактивного излучения вещества (растворенный в жидкости изотоп), проникающего в грунт через сквозные повреждения в стенке трубопровода.

Радиоактивные изотопы должны обладать достаточной энергией гамма-лучей и периодом полураспада Для обнаружения мест утечек изотопы подбирают для каждого конкретного участка трубопровода в зависимости от его протяженности и глубины залегания. Наиболее распространение получили изотопы Na24.

Пробку жидкости с повышенным содержанием изотопа между двумя разделительными поршнями прокачивают по трубопроводу.

("16") Место утечки, для которого характерна повышенная остаточная радиоактивность, обнаруживается автономным зондовым прибором, перемещаемым по трубопроводу перекачиваемым продуктом. В герметичном корпусе размещены электронная аппаратура, источник питания и регистратор. Одновременно с записью пути ведется запись величины излучения, по которым при расшифровке записи определяют место утечки.

Можно применить и наземные регистрирующие приборы, но их чувствительность не всегда достаточна.

Достоинства метода: ~"

точное обнаружение мест незначительных утечек; эффективен при любом режиме перекачки.
Недостатки:

- метод представляет определенную опасность для обслуживающего персонала и
небезопасен с экологической точки зрения.

Метод получил ограниченное применение.

Метод акустической эмиссии

Метод основан на регистрации высокочувствительными пьезоэлектрическими датчиками, расположенными на контролируемом участке трубопровода, сигналов акустической эмиссии от напряженного состояния стенки трубопровода, микротрещин от утече жидкости. Акустическая эмиссия является результатом высвобождения энергии из мат< риала, находящегося в напряженном состоянии. Высокочувствительные пьезодатчики расположенные на поверхности трубопровода, воспринимают волны механических напряжений в трубопроводе, создаваемые утечкой жидкости (или газа) и преобразуют их в электрические сигналы.

Для определения местонахождения утечек нефти или нефтепродукта методом акустической эмиссии трубопровод нагружается повышенным внутренним давлением (на 10 % выше рабочего) или внешним нагружением (например, создают изгибающий момент с помощью проезда по трассе над трубопроводом тяжелого автотранспорта). Сигналы акустической эмиссии поступают от мест утечек и дефектов при нагружении трубы на пьезодатчик в виде импульсов энергии, скорость распространения которых связана с интенсивностью напряжения. Для обнаружения мест утечек разработано специальное оборудование анализа затухания и времени прихода импульсов акустической эмиссии.

Достоинства:

- возможность контроля незначительных утечек (микроутечек), микротрещин и
сильной коррозии в подземных трубопроводах с помощью наземной передвижной аппаратуры;

высокая точность обнаружения дефектных мест в стенке трубопровода; возможность применения на трубопроводах (и емкости) любой конструкции, при
транспорте и хранении любых продуктов;

- высокая достоверность результатов контроля.
Недостатки:

- значительные затраты времени на обследование участков трубопроводов большой протяженности;

" - высокая стоимость обследования (по данным американской фирмы Philadelphia Elektronic - до 2 тыс. долл. на 1 км),

- для выполнения контроля необходима шурфовка, поскольку пьезодатчики с предусилителями должны устанавливаться на поверхности трубы;

- производительность обследования по данному методу зависит от погодных и
' климатических условий;

Метод неприменим на трубопроводах, пролегающих в труднодоступной местности.

("17") Метод акустической эмиссии как стандартный неразрушающий метод контроля в настоящее время находит широкое применение во многих отраслях техники как за рубежом, так и в нашей стране.

Лазерный газоаналитический метод

Метод основан на поглощении углеводородсодержащими (группы СН и СН2) газами энергии источника инфракрасного излучения с длиной волны 3,39 мк/И,

При появлении $ подземном трубопроводе утечки нефти или нефтепродукта углеводородные газы, вследствие высокой проницаемости для частиц почвы, выходят на поверхность и образуют газовое облако над местом утечки.

На основе лазерного газоаналитического метода разработаны и используются переносные и транспортируемые на автомобиле приборы для обнаружения мест подзем - утечек нефти, нефтепродуктов и газа.

Достоинства метода:

высокая чувствительность аппаратуры (по метану - до 20-104 % об.), высокая точность обнаружения мест незначительных утечек; быстродействие аппаратуры (5с); бесконтактность метода; — достоверность определения мест утечек.
Недостатки: сложность управления и контроль за работой аппаратуры;

- метод неприменим в зимнее время и пасмурную погоду, а также при обнаруже
нии мест утечек низколетучих жидкостей (например, мазутов);

- большая трудоемкость при обследовании трассы с использованием автомобиля
(10км/ч).

Ультразвуковой метод (зондовый)

Метод основан на звуковом эффекте (ультразвуковой диапазон), возникающем при • истечении жидкости через сквозное отверстие (трещину) в стенке трубопровода.

Возникновение звука при утечке обусловлено, во-первых, локальными изменениями давления на выходе из отверстия стенки трубы, вызванными завихрениями жидкости (переход от ламинарного течения к турбулентному), а, во-вторых, процессом кавитации.

Ультразвуковые волны, распространяясь по жидкости, проникают через отверстие в стенке трубопровода и создают звуковое поле внутри трубопровода.

Интенсивность акустических шумов в трубопроводе, создаваемых утечкой, гораздо выше, чем у шумов, создаваемых перекачиваемым продуктом и составляет от 20 Гц до 100 Гц. Экспериментально установлено, что она зависит от давления внутри трубопровода, размера и формы отверстия в стенке, типа фунта, вида перекачиваемого продукта, его вязкости, количества растворенного газа, наличия мех. примесей и др.

Ультразвуковые течеискатели разработаны фирмами AMF Tuboscope, Texaco Inc. (США), Royal-Dutch-Shell-Center-NN (Нидерланды), Messer H. Maihak (Германия) и другими. Ультразвуковым является течеискатель УТН-1, разработанный ВНИИСПТнефть (ИПТЭР).

("18") а Ультразвуковой течеискатель нефти УТН-1 предназначен для определения мест утечек нефти и нефтепродуктов из действующих трубопроводов условным диаметром 500 мм.

УТН-1 принципиально отличаются от зарубежных аналогов как конструктивным исполнением, так и системой регистрации и расшифровки информации. Автономный прибор комплекса ультразвукового течеискателя УТН-1 является базовым для трубопроводов диаметром от 500 до 1400 мм, состоит из одной секции и включает в себя герметичный контейнер с электронным блоком, магнитным регистратором и батареей герметичных аккумуляторов;

две кассеты, укрепленные по торцам герметичного контейнера стальными стяж
ками: на каждой кассете с помощью специальных рычагов крепятся эластичные резино
вые колеса; резиновые манжеты прикреплены к кассетам и фланцам стальными стяжками:
диаметр может составлять 85 % внутреннего диаметра трубопровода, чтобы исключить
трение и акустические шумы (фон) при перемещении автономного прибора; сферический гидрофон, датчик давления перекачиваемой жидкости установлены
в передней части автономного прибора УТН-1; два мерных колеса, предназначенных для точного указания места утечки и изме
рения трубопровода, расположены сзади автономного прибора;

- электронный блок предназначен для обработки поступающей информации, управление и запись в цифровой форме (двоичный код) информации на магнитный регистратор, работающий в стартстопном режиме

Для проверки исправной и надежной работы автономного прибора УТН-1 магнитный регистратор автоматически включается через каждый километр пройденного пути и производит двукратную запись со всех каналов информации (каналы пути в километрах и метрах, каналы давления перекачиваемой жидкости - в кг/см2, маркерного канала и акустического канала).

Магнитный регистратор автоматически включается также при появлении утечки и записывает информацию со всех каналов до тех пор, пока уровень акустических шумов от утечки будет меньше заданного порогового уровня.

а Автономный прибор УТН-1 запасовывается в камеру скребков, передвигается по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта за счёт парусности резиновых манжет и принимается в конце трубопровода из камеры приема скребков. Конструкция автономного прибора УТН-1 обеспечивает высокую проходимость его по магистральному трубопроводу за счет изменения сечения до 25 %. Любые конструкции запорной арматуры также не являются препятствием для прибора. Время непрерывной работы прибора УТН-1 составляет 60 часов, дальность обследования - свыше 200 км.

Ультразвуковой маркер представляет собой самостоятельное устройство с автономным питанием, предназначен для уточнения места утечки. Маркеры устанавливаются на внешнюю стенку трубопровода на определенных расстояниях по трассе на период контроля герметичности участка магистрального трубопровода. Периодичность обследования для нефтепроводов, проложенных в различных климатических зонах - раз в месяц.

Пульт управления комплекса УТН-1 предназначен для преобразования информации о техническом состоянии трубопровода, записанной на магнитной пленке, в деся-■ тичный код и выдачи результатов на цифровую индексацию, а также для управления цифропечатающим автоматом при печатании результатов обследования на бумажную ленту.

В настоящее время комплекс УТН-1 широко внедряется на нефтепродуктопрово-дах как при строительстве их, так и при эксплуатации.

Контроль состояния изоляционных покрытий трубопроводов.

При выполнении всех требований к технологии нанесения и контролю изоляционных покрытий в строительный период их качество в начальный период эксплуатации является, как правило, хорошим.

Однако с течением времени под действием грунта, веса трубопровода, почвенных вод, ^микроорганизмов, корней растений и температурных воздействий происходит постепенное разрушение покрытий.

Под давлением вышележащего слоя грунта образуются складки, трещины и сквозные продавливания изоляционного покрытия. Наибольшие повреждения покрытия имеют место на нижней образующей трубы.

Изоляционные мастики на битумной основе, грунтовка, клей содержат питательные для микроорганизмов и растений вещества, что и является причиной их разрушения.

Изменения температуры трубы вызывают ее температурные деформации, при которых происходят сдвиги изоляции.

Отрицательное влияние на состояние изоляционного покрытия оказывает катодная по-

("19") ляризация, вызывающая элекгроосмотический эффект. Эффект, электроосмоса заключается в том, что под действием электрического поля грунтовая влага перемещается к трубопроводу и проникает через изоляционное покрытие. В присутствии влаги и избыточного количества электронов на поверхности металла трубы происходит выделение газообразного водорода, согласно реакции