RU2614414C1 - Способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода - Google Patents
Способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода Download PDFInfo
- Publication number
- RU2614414C1 RU2614414C1 RU2015149022A RU2015149022A RU2614414C1 RU 2614414 C1 RU2614414 C1 RU 2614414C1 RU 2015149022 A RU2015149022 A RU 2015149022A RU 2015149022 A RU2015149022 A RU 2015149022A RU 2614414 C1 RU2614414 C1 RU 2614414C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipeline
- insulation coating
- location
- indicator
- axis
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Electric Means (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области обеспечения промышленной безопасности опасных производственных объектов. Способ заключается в том, что вначале определяют точное местоположение оси трубопровода с помощью трассопоискового комплекса, затем определяют местоположение нарушений изоляционного покрытия трубопровода, размещая попарно четыре медносульфатных электрода сравнения на грунте. Приближаясь к дефекту изоляционного покрытия, наблюдают на измерительном приборе за пульсирующими значениями градиента напряжения постоянного тока и потенциалов «труба-земля», синхронными с тактом прерывателя постоянного тока, по которым определяют местоположение эпицентра дефекта изоляционного покрытия, в котором продольный градиент напряжения равен нулю, а поперечный градиент напряжения принимает максимальное значение, после этого проводят измерения сопротивления грунта вдоль подземного трубопровода, исследование подземного трубопровода методом магнитной томографии и в завершение по данным наземного обследования в наиболее опасных зонах проводят контрольное шурфование и по полученным результатам определяют комплексный показатель технического состояния трубопровода p, на основе которого принимается решение об условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода. Технический результат - повышение точности определения местонахождения и размеров повреждения изоляционного покрытия, оценки состояния металла трубы подземного трубопровода. 2 ил.
Description
Изобретение относится к области обеспечения промышленной безопасности опасных производственных объектов.
Известен способ обнаружения нарушений изоляционного покрытия, разработанный Д. Пирсоном в 40-х годах (см. Глазков В.И. Электрический метод нахождения сквозных повреждений в изоляционных покрытиях действующих магистральных трубопроводов, «Защита металлов», 1965, №2, с. 21).
Согласно способу Д. Пирсона через трубопровод пропускают переменный ток, источник переменного тока (генератор) соединяют с испытательным выводом системы катодной защиты (контрольно-измерительным пунктом) и заземляющим электродом. В случае наличия дефектов изоляционного покрытия на контролируемом участке между трубопроводом и заземляющим электродом возникает падение напряжения, которое измеряют вольтметром. Описанный способ используют в измерителях повреждения изоляции (ИПИ). По мере приближения к дефектному участку и соответственно возрастанию падения напряжения в наушниках прибора возникает звуковой сигнал, максимум которого приходится на максимум падения напряжения и приблизительно совпадает с проекцией дефекта на земную поверхность. После прохождения зоны дефектного участка сигнал постепенно затухает.
К недостаткам известного способа относятся:
- затруднение в определении местоположения дефектного участка и оценке размера нарушения изоляционного покрытия вследствие невозможности точного определения глубины залегания трубопровода;
- при обработке результатов наблюдений не предусмотрен учет важных параметров: глубины залегания трубопровода, силы тока в трубопроводе, фоновых составляющих электромагнитного поля, влияющих на величину измеряемых способом величин;
- достоверность результатов, полученных способом Д. Пирсона, во многом зависит от квалификации оператора, выполняющего обследование;
- низкая чувствительность к мелким дефектам изоляционного покрытия.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ диагностирования подземного трубопровода, заключающийся в том, что определяют точное местоположение оси трубопровода и затем с помощью подключенных к измерительному прибору двух электродов сравнения, которые размещают на грунте один над трубопроводом, а второй на расстоянии от него, определяют местоположение нарушений изоляционного покрытия трубопровода (см. патент US №4611175, кл. G01N 27/42, 09.09.1986).
Недостатком данного способа является невозможность выявления мест отслоений изоляционного покрытия, что не позволяет оценить «характер» подпленочной коррозии.
Задачей изобретения является устранение указанных недостатков.
Технический результат заключается в повышении достоверности оценки и прогноза технического состояния подземного трубопровода за счет более точного определения местоположения, размеров и степени опасности нарушений изоляционного покрытия и зон концентрации механических напряжений.
Поставленная задача решается, а технический результат достигается тем, что способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода заключается в том, что вначале определяют точное местоположение оси трубопровода с помощью трассопоискового комплекса, затем определяют местоположение нарушений изоляционного покрытия трубопровода, размещая попарно четыре медносульфатных электрода сравнения на грунте, причем в продольном направлении электроды сравнения устанавливают попарно вдоль оси трубопровода на расстоянии 7 м и в поперечном два электрода сравнения устанавливают на грунте непосредственно над осью трубопровода, а два других - на расстоянии около 10 м от оси трубопровода в перпендикулярном от нее направлении, при этом, приближаясь к дефекту изоляционного покрытия, наблюдают на измерительном приборе за пульсирующими значениями градиента напряжения постоянного тока и потенциалов «труба-земля», синхронными с тактом прерывателя постоянного тока, по которым определяют местоположение эпицентра дефекта изоляционного покрытия, в котором продольный градиент напряжения равен нулю, а поперечный градиент напряжения принимает максимальное значение, после этого проводят измерения сопротивления грунта вдоль подземного трубопровода, исследование подземного трубопровода методом магнитной томографии и в завершение по данным наземного обследования в наиболее опасных зонах проводят контрольное шурфование и по полученным результатам определяют комплексный показатель технического состояния трубопровода p, на основе которого принимается решение об условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода, при этом показатель технического состояния трубопровода р определяют по формуле
p=1-(1-рt)⋅(1-νш⋅рш)⋅(1-рσ)⋅(1-νp⋅рp),
где
pt - показатель технического состояния труб и соединительных деталей;
νш - весовой коэффициент, равный 0,5;
рш - показатель технического состояния сварных соединений;
рσ - показатель непроектного положения оси трубопровода;
νp - весовой коэффициент, равный 0,3;
рр - показатель технического состояния защитного покрытия.
В ходе проведенных исследований была выявлена возможность повышения достоверности результатов технического диагностирования и эффективности управления техническим состоянием трубопроводов, особенно неприспособленных к внутритрубному диагностированию (ВТД). Описанный выше способ позволил создать технологию комплексного обследования, которая позволит более обосновано назначать места для шурфования и ремонта, где ранее сделать это было крайне затруднительно в силу недостаточности и/или низкой достоверности диагностических данных.
В конечном итоге представляется возможным:
- провести оценку и коррозионный прогноз состояния металла трубы, оценку напряженно-деформированного состояния, оценку состояния изоляционного покрытия и защищенности средствами электрохимической защиты трубопровода за один «проход»;
- выполнить обследование при идентичных условиях (влажность грунта, выходной ток средств коррозионной защиты);
- позиционировать измерения в единой системе координат (отсутствие проблемы взаимной координатной привязки);
- обеспечить высокую производительность (до 10 км в день) диагностирования подземных трубопроводов при увеличенной интенсивности измерений (шаг измерений составляет менее 1 м; для близких по технической сущности к заявляемому изобретению способов - от 3 до 5 м);
- повысить достоверность обнаружения и классификации дефектов металла трубы в местах повреждений изоляционного покрытия.
На фиг. 1 схематически показано обнаружение дефектов изоляционного покрытия с помощью электродов сравнения при их положении в продольном (а) и поперечном (б) направлениях с указанием позиции эпицентра дефекта изоляционного покрытия.
На фиг. 2 показана схема произведения измерений описываемым способом технического диагностирования подземного трубопровода бригадой в составе из 5 человек, при которой задействовано два человека (Оператор 2, Оператор 3) с использованием четырех электродов сравнения, расположенных вдоль трубопровода на расстоянии 7 м друг от друга. Проведенные исследования показали, что расстояние между операторами в 7 м обеспечивает захват более 95% градиента напряжения, связанного с дефектом изоляционного покрытия с размером более 100 мм в диаметре. Вначале вдоль трубопровода движется Оператор 1 с трассопоисковым комплексом. Оператор 1 определяет пространственное положение оси подземного трубопровода и выполняет измерение глубины его залегания. Затем, передвигаясь синхронно с Оператором 2 вдоль трубопровода с шагом менее 1 м, Оператор 3 регистрирует продольный градиент в измерительной цепи «ЭС 1 - ЭС 3» и «ЭС 2 – ЭС 4» при включенных и выключенных средствах электрохимической защиты. При обнаружении дефекта изоляционного покрытия, Оператор 3 сигнализирует об этом Оператору 2, после чего тот перемещается из положения 1 в положение 2, как это показано на фиг. 2. В положении 2 операторы локализуют эпицентр дефекта изоляционного покрытия, выполняют измерения поперечного градиента до «удаленной земли» и потенциала «труба-земля» в эпицентре дефекта изоляционного покрытия при включенных и отключенных средствах электрохимической защиты. За ними движется Оператор 4, который выполняет измерения удельного электрического сопротивления грунта вдоль оси подземного трубопровода. Последний задействованный оператор 5 проводит исследование подземного трубопровода методом магнитной томографии.
Таким образом, бригадой из пяти человек реализуется способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода, заключающийся в том, что вначале определяют точное местоположение оси трубопровода с помощью трассопоискового комплекса, затем определяют местоположение нарушений изоляционного покрытия трубопровода, размещая попарно четыре медносульфатных электрода сравнения на грунте, в продольном направлении электроды сравнения устанавливаются попарно вдоль оси трубопровода на расстоянии 7 м и в поперечном два электрода сравнения устанавливаются на грунте непосредственно над осью трубопровода, а два других - на расстоянии около 10 м от оси трубопровода в перпендикулярном от нее направлении и, приближаясь к дефекту изоляционного покрытия, наблюдают на измерительном приборе за пульсирующими значениями градиента напряжения постоянного тока и потенциалов «труба-земля», синхронными с тактом прерывателя постоянного тока, по которым определяют местоположение эпицентра дефекта изоляционного покрытия, в котором продольный градиент напряжения равен нулю, а поперечный градиент напряжения принимает максимальное значение, после этого проводят измерения сопротивления грунта вдоль подземного трубопровода (в т.ч. в выявленных эпицентрах дефектов изоляционного покрытия) и исследование подземного трубопровода методом магнитной томографии (бесконтактной магнитометрии), в завершение по данным наземного обследования в наиболее опасных зонах проводят контрольное шурфование и по полученным результатам определяют комплексный показатель технического состояния трубопровода р, на основе которого принимается решение об условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода, при этом показатель технического состояния трубопровода р определяют по формуле
p=1-(1-рt)⋅(1-νш⋅рш)⋅(1-рσ)⋅(1-νp⋅рp),
где
pt - показатель технического состояния труб и соединительных деталей;
νш - весовой коэффициент, равный 0,5;
рш - показатель технического состояния сварных соединений;
рσ - показатель непроектного положения оси трубопровода;
νp - весовой коэффициент, равный 0,3;
рр - показатель технического состояния защитного покрытия.
При этом показатель рt, учитывающий техническое состояние труб и СДТ газопровода-отвода, вычисляют по формуле
где N∂ - количество, штук, обследованных в шурфах труб, имеющих один из следующих признаков: коррозионные дефекты относительной глубиной более 20% толщины стенки трубы, стресс-коррозионные дефекты любой глубины; дефекты, недопустимые в соответствии с техническими условиями завода-изготовителя, дефекты геометрии сечения (вмятины, гофры, овальность сечения), подлежащие в соответствии с Рекомендациями удалению, механические повреждения, подлежащие удалению;
N - общее количество обследованных в шурфах труб, штук.
Показатель рш, учитывающий состояние кольцевых сварных соединений, вычисляют по формуле
где K∂ - количество обследованных в шурфах кольцевых сварных соединений, признанных дефектными, штук;
К - общее количество обследованных в шурфах кольцевых сварных соединений, штук.
Показатель непроектного положения оси трубопровода рσ вычисляют но формуле
где L0 - суммарная протяженность участков газопровода, характеризуемых недостаточным заглублением или всплытием, выпучиванием, провисанием, размывом, наличием оползня, км;
Lm - протяженность газопровода, км.
Показатель технического состояния защитного покрытия рр вычисляют по формуле
где L∂ - суммарная протяженность участков газопровода, на которых состояние защитного покрытия нарушено, км;
L - протяженность газопровода, км.
Рекомендуемые мероприятия по поддержанию работоспособного технического состояния участка трубопровода
Таким образом, показатель технического состояния трубопровода p позволяет в целом оценить техническое состояние трубопровода.
Как результат, достигнуто повышение достоверности результатов технического диагностирования и эффективности управления техническим состоянием и целостностью трубопроводов, не приспособленных к внутритрубному диагностированию.
Claims (9)
- Способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода, заключающийся в том, что вначале определяют точное местоположение оси трубопровода с помощью трассопоискового комплекса, затем определяют местоположение нарушений изоляционного покрытия трубопровода, размещая попарно четыре медносульфатных электрода сравнения на грунте, причем в продольном направлении электроды сравнения устанавливают попарно вдоль оси трубопровода на расстоянии 7 м и в поперечном два электрода сравнения устанавливают на грунте непосредственно над осью трубопровода, а два других - на расстоянии около 10 м от оси трубопровода в перпендикулярном от нее направлении, при этом, приближаясь к дефекту изоляционного покрытия, наблюдают на измерительном приборе за пульсирующими значениями градиента напряжения постоянного тока и потенциалов «труба-земля», синхронными с тактом прерывателя постоянного тока, по которым определяют местоположение эпицентра дефекта изоляционного покрытия, в котором продольный градиент напряжения равен нулю, а поперечный градиент напряжения принимает максимальное значение, после этого проводят измерения сопротивления грунта вдоль подземного трубопровода, исследование подземного трубопровода методом магнитной томографии и в завершение по данным наземного обследования в наиболее опасных зонах проводят контрольное шурфование и по полученным результатам определяют комплексный показатель технического состояния трубопровода р, на основе которого принимается решение об условиях дальнейшей эксплуатации трубопровода, при этом показатель технического состояния трубопровода p определяют по формуле
- р=1- (1-pt)⋅(1-νш⋅pш)⋅(1-pσ)⋅(1-νp⋅pp),
- где
- pt - показатель технического состояния труб и соединительных деталей;
- νш - весовой коэффициент, равный 0,5;
- рш - показатель технического состояния сварных соединений;
- рσ - показатель непроектного положения оси трубопровода;
- νp - весовой коэффициент, равный 0,3;
- рр - показатель технического состояния защитного покрытия.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015149022A RU2614414C1 (ru) | 2015-11-16 | 2015-11-16 | Способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015149022A RU2614414C1 (ru) | 2015-11-16 | 2015-11-16 | Способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2614414C1 true RU2614414C1 (ru) | 2017-03-28 |
Family
ID=58505440
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015149022A RU2614414C1 (ru) | 2015-11-16 | 2015-11-16 | Способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2614414C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2715078C1 (ru) * | 2019-06-05 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Способ определения очагов развивающейся подпленочной коррозии газопроводов |
RU2718711C1 (ru) * | 2019-07-01 | 2020-04-14 | Леонтий Рустемович Григорьян | Способ диагностики дефектов изоляционного покрытия трубопроводов |
RU200782U1 (ru) * | 2020-06-10 | 2020-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | Устройство для мониторинга развивающейся подпленочной коррозии трубопроводов |
CN114777368A (zh) * | 2022-04-08 | 2022-07-22 | 青岛海尔空调器有限总公司 | 用于监控循环系统管路风险的方法、装置和循环系统 |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4611175A (en) * | 1984-03-22 | 1986-09-09 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Pipe corrosion monitor |
RU2174645C2 (ru) * | 1999-09-06 | 2001-10-10 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Способ контроля состояния магистрального трубопровода |
US20030016905A1 (en) * | 2001-03-21 | 2003-01-23 | Hitoshi Kondoh | Optical path element, optical switching element, spatial light modulator and image display apparatus |
RU2229704C1 (ru) * | 2002-10-21 | 2004-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод газовой аппаратуры "НС" | Устройство для измерения потенциалов подземных трубопроводов |
RU2392536C1 (ru) * | 2008-12-22 | 2010-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромэнергодиагностика" | Способ дистанционного мониторинга технического состояния магистрального трубопровода и система для его реализации |
-
2015
- 2015-11-16 RU RU2015149022A patent/RU2614414C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4611175A (en) * | 1984-03-22 | 1986-09-09 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Army | Pipe corrosion monitor |
RU2174645C2 (ru) * | 1999-09-06 | 2001-10-10 | Тюменский государственный нефтегазовый университет | Способ контроля состояния магистрального трубопровода |
US20030016905A1 (en) * | 2001-03-21 | 2003-01-23 | Hitoshi Kondoh | Optical path element, optical switching element, spatial light modulator and image display apparatus |
RU2229704C1 (ru) * | 2002-10-21 | 2004-05-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод газовой аппаратуры "НС" | Устройство для измерения потенциалов подземных трубопроводов |
RU2392536C1 (ru) * | 2008-12-22 | 2010-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпромэнергодиагностика" | Способ дистанционного мониторинга технического состояния магистрального трубопровода и система для его реализации |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2715078C1 (ru) * | 2019-06-05 | 2020-02-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Уфа" | Способ определения очагов развивающейся подпленочной коррозии газопроводов |
RU2718711C1 (ru) * | 2019-07-01 | 2020-04-14 | Леонтий Рустемович Григорьян | Способ диагностики дефектов изоляционного покрытия трубопроводов |
RU200782U1 (ru) * | 2020-06-10 | 2020-11-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром трансгаз Казань" | Устройство для мониторинга развивающейся подпленочной коррозии трубопроводов |
CN114777368A (zh) * | 2022-04-08 | 2022-07-22 | 青岛海尔空调器有限总公司 | 用于监控循环系统管路风险的方法、装置和循环系统 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9176096B2 (en) | Apparatus and method for metallic constructions assessment | |
US9964519B2 (en) | Non-destructive system and method for detecting structural defects | |
US10330641B2 (en) | Metallic constructions monitoring and assessment in unstable zones of the earth's crust | |
US8447532B1 (en) | Metallic constructions integrity assessment and maintenance planning method | |
EP2808677B1 (en) | Method for non-contact metallic constructions assessment | |
US9581567B2 (en) | System and method for inspecting subsea vertical pipeline | |
RU2614414C1 (ru) | Способ комплексного наземного бесконтактного технического диагностирования подземного трубопровода | |
US9030196B2 (en) | Apparatus and method for eddy current inspection of tubular components | |
CN102954997A (zh) | 管道管体缺陷的非接触式磁应力检测方法 | |
Jarvis et al. | Current deflection NDE for the inspection and monitoring of pipes | |
RU2264617C2 (ru) | Способ бесконтактного выявления местоположения и характера дефектов металлических сооружений и устройство для его осуществления | |
RU2568808C2 (ru) | Способ и устройство для бесконтактной диагностики технического состояния подземных трубопроводов | |
CN206208832U (zh) | 一种连续油管在线检测装置 | |
CN103075641A (zh) | 非接触式管道磁检测方法 | |
CN109681785A (zh) | 一种非接触式磁应力检测系统及应用方法 | |
RU2630856C1 (ru) | Способ диагностики технического состояния подземных трубопроводов | |
Safizadeh et al. | Gas pipeline corrosion mapping using pulsed eddy current technique | |
US10746698B2 (en) | Eddy current pipeline inspection using swept frequency | |
RU2633018C2 (ru) | Способ диагностического контроля технических параметров подземного трубопровода | |
CN104122323A (zh) | 非磁化管道内检测方法 | |
RU2536778C1 (ru) | Способ выявления локальных дефектов металла подземного трубопровода | |
Dzhala et al. | Contactless testing of insulation damages distribution of the underground pipelines | |
RU2724582C1 (ru) | Способ бесконтактного выявления наличия, месторасположения и степени опасности концентраторов механических напряжений в металле ферромагнитных сооружений | |
RU2702408C1 (ru) | Способ и устройство для сканирующей дефектоскопии внутренних защитно-изоляционных покрытий трубопроводов | |
RU2506581C2 (ru) | Способ дистанционной магнитометрии для диагностики трубопроводов и устройство для его осуществления |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191117 |