Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз»
Надзвичайно важливою складовою технічної діагностики магістральних газопроводів в ДК «Укртрансгаз» є внутріш-
 ньотрубне обстеження металу труби, діагностика. Основне завдання діагностики – визначення фактичного технічного
 стану газопроводу і обладнання, яке встановлене на ньому, з...
Saved in:
| Published in: | Техническая диагностика и неразрушающий контроль |
|---|---|
| Date: | 2013 |
| Main Authors: | , |
| Format: | Article |
| Language: | Ukrainian |
| Published: |
Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України
2013
|
| Subjects: | |
| Online Access: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/101894 |
| Tags: |
Add Tag
No Tags, Be the first to tag this record!
|
| Journal Title: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Cite this: | Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» / Ю.В. Банахевич, Р.Ю. Банахевич // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. — 2013. — № 2. — С. 40-46. — Бібліогр.: 7 назв. — укр. |
Institution
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1860208023303094272 |
|---|---|
| author | Банахевич, Ю.В. Банахевич, Р.Ю. |
| author_facet | Банахевич, Ю.В. Банахевич, Р.Ю. |
| citation_txt | Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» / Ю.В. Банахевич, Р.Ю. Банахевич // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. — 2013. — № 2. — С. 40-46. — Бібліогр.: 7 назв. — укр. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Техническая диагностика и неразрушающий контроль |
| description | Надзвичайно важливою складовою технічної діагностики магістральних газопроводів в ДК «Укртрансгаз» є внутріш-
ньотрубне обстеження металу труби, діагностика. Основне завдання діагностики – визначення фактичного технічного
стану газопроводу і обладнання, яке встановлене на ньому, з наступним ремонтом виявлених дефектів для забезпечення
надійної роботи об’єкта. Несвоєчасне виконання діагностичних та ремонтних робіт веде до збільшення появи відмов
та виникнення аварійних ситуацій. В статті описано випадок діагностування та визначення причин утворення поз-
довжніх тріщин на зовнішній поверхні труби. Показано важливість вчасного та правильного реагування на результати
діагностики та описано досвід ДК «Укртрансгаз» в проведенні заходів з оптимізації процесів ремонту магістральних
газопроводів шляхом чіткого встановлення строків як оцінки результатів внутрішньотрубної діагностики, так і форму-
вання планів з ремонту, визначення критеріїв вибору дефектів для ремонту, встановлення єдиного підходу до процесу,
в тому числі і до технічної документації. Переймаючи прогресивний світовий досвід, ДК «Укртрансгаз» впроваджує
в експлуатацію систему управління цілісністю трубопроводів, що базується на існуючій географічній інформаційній
системі паспортизації і технічного моніторингу магістральних газопроводів та аналітичному програмно-апаратному
комплексі, що розробляється. Бібліогр. 6, табл. 2, рис. 5.
In-pipe examination of pipe metal is an extremely important component of technical diagnostics of the main gas pipelines at
SC “Ukrtransgas”. The main objective of diagnostics is determination of the actual technical condition of gas pipeline and
equipment, which is mounted on it, with subsequent repair of the detected defects to ensure reliable operation of the facility.
Untimely performance of diagnostic and repair operations leads to higher failure rate and emergencies. This paper describes
an interesting case of diagnostics and determination of the causes for initiation of longitudinal cracks on the pipe outer surface.
Importance of timely and correct reaction to diagnostic results is shown, and experience of SC “Ukrtransgas” in taking measures
on optimization of the processes of main gas pipeline repair by establishing precise terms both for assessment of in-pipe
diagnostics results and for making repair plans, determination of criteria of defect selection for repair, and forming a common
approach to the process, in particular – to technical documentation, is shown. Following advanced global experience, DC
“Ukrtransgas” introduces into operation a system of pipeline integrity control that is based on currently available geographic
information system of certification and technical monitoring of the main gas pipelines and analytical software-hardware complex
that is under development.
|
| first_indexed | 2025-12-07T18:13:07Z |
| format | Article |
| fulltext |
40 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ, №2, 2013
УДК 620.19
ДОСВІД ІДЕНТИФІКАЦІЇ ВИЯВЛЕНИХ ДЕФЕКТІВ
ВНУТРІшНЬОТРУБНОЮ ДІАГНОСТИКОЮ
В ДК «УКРТРАНСГАЗ»
Ю.В. БАНАХЕВИч1, Р. Ю. БАНАХЕВИч2
1ДК «Укртрансгаз». 01021, м. Київ, Кловський узвіз, 9/1. E-mail: banakhe-vich-yv@utg.ua,
2УМГ «Львівтрансгаз». 79000, м. Львів, вул. Рубчака, 3. E-mail: banakhevich-ru@utg.ua
Надзвичайно важливою складовою технічної діагностики магістральних газопроводів в ДК «Укртрансгаз» є внутріш-
ньотрубне обстеження металу труби, діагностика. Основне завдання діагностики – визначення фактичного технічного
стану газопроводу і обладнання, яке встановлене на ньому, з наступним ремонтом виявлених дефектів для забезпечення
надійної роботи об’єкта. Несвоєчасне виконання діагностичних та ремонтних робіт веде до збільшення появи відмов
та виникнення аварійних ситуацій. В статті описано випадок діагностування та визначення причин утворення поз-
довжніх тріщин на зовнішній поверхні труби. Показано важливість вчасного та правильного реагування на результати
діагностики та описано досвід ДК «Укртрансгаз» в проведенні заходів з оптимізації процесів ремонту магістральних
газопроводів шляхом чіткого встановлення строків як оцінки результатів внутрішньотрубної діагностики, так і форму-
вання планів з ремонту, визначення критеріїв вибору дефектів для ремонту, встановлення єдиного підходу до процесу,
в тому числі і до технічної документації. Переймаючи прогресивний світовий досвід, ДК «Укртрансгаз» впроваджує
в експлуатацію систему управління цілісністю трубопроводів, що базується на існуючій географічній інформаційній
системі паспортизації і технічного моніторингу магістральних газопроводів та аналітичному програмно-апаратному
комплексі, що розробляється. Бібліогр. 6, табл. 2, рис. 5.
К л ю ч о в і с л о в а : технічна діагностика, магістральний газопровід, внутрішньотрубна діагностика, ремонт де-
фектів, система управління цілісністю газопроводів
Для забезпечення надійної експлуатації магі-
стральних газопроводів (МГ) та згідно із річними
програмами діагностування лінійної частини, ДК
«Укртрансгаз» періодично контролює технічний
стан газопроводів з використанням приладів та
технічних засобів. В тому числі, з 1996 р. вико-
нуються роботи з внутрішньотрубної діагностики
(ВТД) МГ. Основне завдання діагностики – визна-
чення фактичного технічного стану газопроводу і
обладнання, яке встановлене на ньому, з наступ-
ним ремонтом дефектних місць для забезпечення
надійної роботи об’єкта мінімум на 5 років [1, 2].
Несвоєчасне виконання діагностичних та ремонт-
них робіт веде до збільшення появи відмов та ви-
никнення аварійних ситуацій з непередбачувани-
ми наслідками [3].
За період 1996–2012 рр. виконано більше
16 тис. км корозійного обстеження та 7,2 тис. км
обстеження з виявлення поздовжніх дефектів МГ
в однонитковому розрахунку. Слід відзначити, що
станом на сьогоднішній день виконано внутрішньот-
рубне обстеження всіх МГ, обладнаних камерами
прийому-запуску поршнів. За згаданий вище період
часу було виявлено та ліквідовано більше 31 тис. ава-
рійно-небезпечних дефектів і попереджено велику
кількість аварійних ситуацій на лінійній частині МГ
газотранспортної системи (ГТС) ДК «Укртрансгаз».
Застосування ВТД дозволило виявити дефекти, до-
пущені в ході виробництва труб на заводах, що їх
виготовляють, так звані заводські дефекти (шлакові
включення, розшарування металу труби тощо), де-
фекти, утворені в ході будівництва газопроводів буді-
вельними організаціями (непровари, пори, вм’ятини,
тріщини, зміщення кромок труб тощо) внаслідок не-
правильної організації робіт та не надто високої ква-
ліфікації виконавців, дефекти експлуатаційного ха-
рактеру, які викликані недосконалістю ізоляційного
покриття та помилками в організації експлуатації за-
собів електрохімзахисту, високою корозивною агре-
сивністю навколишнього середовища тощо [4, 5].
Цікавий і по своєму характеру унікальний ви-
падок стався в 2008 р. на МГ Уренгой–Помари–
Ужгород (МГ УПУ) Ду 1400 Ру 7,4 МПа. За ре-
зультатами виконаного в серпні 2007 р. пропуску
поршня для виявлення поздовжніх дефектів по
дільниці КС Іллінці–КС Бар на 3871,81 км МГ
УПУ (20259,8 м від камери запуску по «Rosen»)
було виявлено дефект, ідентифікований як втра-
та металу – заводська аномалія на поздовжньому
шві глибиною 11 % від товщини стінки труби дов-
жиною 454 мм, шириною 14 мм. На рис.1 пред-
ставлено фрагмент паспорту дефекту з технічного
звіту фірми «Rosen», яка виконувала ВТД газопро-
водів ДК «Укртрансгаз» в 2007 р.
В ході обстеження діагностичною лабораторі-
єю філії УМГ «Черкаситрансгаз» цього дефекту
ультразвуковим дефектоскопом «Einstein-2» вияв-
© Ю. В. Банахевич, Р. Ю. Банахевич, 2013
41ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ, №2, 2013
лено розтріскування основного металу тіла труби
довжиною 3000 мм та глибиною 1,5 мм, які пока-
зано на рис. 2.
Для експертного обстеження небезпечної діль-
ниці МГ УПУ з метою визначення причини утво-
рення поздовжніх тріщин на зовнішній поверхні
труби були додатково залучені також фахівці на-
ступних організацій:
– ДП «Центр сертифікації і контролю якості бу-
дівництва об’єктів нафтогазового комплексу»;
– Інституту електрозварювання ім. Є.О.Патона
НАН України;
– НВЦ „Техдіагаз”.
Під час проведення експертного обстеження
встановлено, що траса дільниці МГ УПУ підзем-
ного прокладання перетинає місцевість з болота-
ми з водорозділом ґрунтових вод на рівні нижньої
утворюючої газопроводу. Для запобігання спли-
вання газопроводу на поверхню землі застосовані
бетонні привантажувачі типу УБО, які змонтовані
з обох боків трубопроводу.
Були виконані наступні обстеження:
– візуально-оптичний огляд дільниці біля
шовної зони поздовжнього зварного шва труби
Ду 1400 з поверхневими тріщинами;
– неруйнівний ультразвуковий контроль діль-
ниці біля шовної зони поздовжнього зварного з’єд-
нання труби Ду 1400 з метою виявлення глибини
проникнення тріщини в метал трубопроводу;
– неруйнівний капілярний контроль дільниці
біля шовної зони поздовжнього зварного з’єднання
труби Ду 1400 з метою більш детального виявлен-
ня дільниць з виходами тріщин на поверхню металу
трубопроводу;
– проведено електрометричні виміри системи
ЕХЗ газопроводу з метою визначення захисного та
поляризаційного потенціалу;
– проведено контроль якості ізоляційного по-
криття;
– визначено напружений стан металу труби га-
зопроводу на цій дільниці;
– визначено причини утворення тріщин на зов-
нішній поверхні газопроводу.
Результати обстежень показали наступне.
1. Під час візуально-оптичного огляду зовніш-
ньої поверхні дільниці біля шовної зони поздовж-
нього зварного шва виявлено:
– білий наліт на поверхні металу у районі ниж-
ньої утворюючої газопроводу під шаром ізоляції
та праймера;
– після зняття білого нальоту виявлено сходин-
кове нашарування поверхні металу труби (вико-
нане металевим пристроєм) з однієї сторони по-
здовжнього зварного з’єднання, яке розташоване
по всій довжині труби на відстані 7 мм від звар-
ного і має різницю висот металу до 0,6 мм та по-
здовжніх рисок довжиною 0,5 м з другої сторони
зварного з’єднання;
– в зоні поздовжнього зварного шва труби ви-
явлена тріщина загальною довжиною до 3000 мм
(в зоні сходинкового нашарування поверхні), яка
розташована поздовж зварного з’єднання і має
переривчастий характер з виходом на поверхню
металу труби;
– поверхня металу труби не має корозійних ви-
разок чи інших проявів корозійного процесу.
Рис. 1. Фрагмент паспорту дефекту з технічного звіту, який надає компанія «Rosen»
Рис. 2. Поздовжня тріщина (фронтально) (1) та інші тріщини
навколо шовної зони (2)
Рис. 3. Загальний вигляд поверхні після проведення діагно-
стування капілярним методом контролю
42 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ, №2, 2013
2. При проведенні ультразвукового контролю
дільниці біля шовної зони поздовжнього зварного
шва труби Ду 1400 виявлено наступне:
– тріщина в деяких місцях має глибину до 5
мм. Розповсюдження тріщини відбувається у на-
прямку поздовжнього зварного з’єднання. Харак-
тер тріщини переривчастий, направлений під ку-
том 90° вглиб металу труби, загальна довжина до
3000 мм.
3. При проведенні капілярного контролю діль-
ниці біля шовної зони поздовжнього зварного
з’єднання труби Ду 1400 (рис. 3) виявлено:
– на поверхні металу трубопроводу на від-
стані 7...15 мм від поздовжнього зварного шва
розташований ланцюжок поверхневих тріщин з
розгалуженими кінцями загальною довжиною до
3000 мм, які мають тенденцію до поєднання між
собою у напрямку вдовж твірної газопроводу.
4. При проведенні електрометричних робіт із
заміру параметрів ЕХЗ виявлено:
– захисний поляризаційний потенціал газопро-
воду складає -1,25V, значення якого завищено на
0,15V і є порушенням вимог таблиці №5, приміт-
ка 2 ДСТУ 4219, що може сприяти відшаруванню
ізоляційного захисного покриття;
– при вимірюванні потенціалу стаціонарного
електроду (металева пластина з марки сталі ана-
логічної до марки сталі трубопроводу) у ґрун-
ті на відстані 2,5 м від газопроводу і на відстані
0,05…0,1 м від стінки газопроводу виявлена різ-
ниця стаціонарних потенціалів між ними, значен-
ня якого складає 0,1V, що, в свою чергу, вказує
на наявність різниці електролітичних розчинів у
ґрунті, а саме – на наявність лужного середовища
біля стінки газопроводу.
5. При визначенні рН середовища (ґрунт та
ґрунтові води у шурфі) виявлено:
– взаємодія ґрунту та ґрунтових вод з хімічни-
ми реагентами виявила нейтральну реакцію рН = 7;
– взаємодія ґрунту, відібраного з проміжку між
газопроводом та бетонним пригрузом з хімічними
реагентами виявила лужну реакцію рН = 8,0…8,5;
– взаємодія середовища поблизу поверхні бе-
тонного пригруза з хімічними реагентами виявила
лужну реакцію рН = 8,5.
6. При проведенні рентгенографічного контролю
стану металу труби було цілковито підтверджено
результати попередніх досліджень та контролю,
що добре видно з рис. 4.
За результатами проведених обстежень були
зроблені наступні висновки.
Наявність білого нальоту (карбонатна плівка)
на поверхні металу газопроводу під шаром ізоля-
ції свідчить про наявність карбонатного середо-
вища навколо газопроводу, яке виникло внаслідок
довгострокового впливу бетонних привантажува-
чів на навколотрубне ґрунтове середовище. Про
це свідчать результати електрометричних вимірю-
вань та визначення рН ділянок навколо трубного
ґрунтового середовища.
Карбонатна плівка має захисні властивості на
дію ґрунтової корозії на метал, про що свідчить
некородована поверхня металу. Але під час екс-
плуатації метал газопроводу підлягає впливу ци-
клічних навантажень, що сприяє розтріскуванню
карбонатної плівки в поздовжньому напрямку та
виникненню тріщиноподібних локальних анод-
них зон, які в свою чергу є осередком корозійного
розтріскування.
Виникнення сходинкового нашарування по-
верхні металу труби та поздовжніх рисок у бі-
ляшовній зоні поздовжнього зварного шва пояс-
нюється невідповідним розташуванням трубної
заготовки в оправочному стенді під час проведен-
ня експандування на заводі-виробнику. Під час
експлуатації газопроводу локальне сходинкове
нашарування поверхні труби є осередком підви-
щених механічних напружень металу у кільцево-
му перетині газопроводу, позначення яких можуть Рис. 4. Радіографічний знімок дефектного місця
Рис. 5. Критерії оцінки дефектів типу втрата металу
43ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ, №2, 2013
вийти за межі пружної зони металу, що підтвер-
джується дослідженнями напруженого стану. Ви-
явлені фактори стали причиною утворення трі-
щин на зовнішній поверхні газопроводу.
Більш детальну класифікацію утворення трі-
щини можливо виконати після проведення руйнів-
них методів контролю.
Потенційно-небезпечна дільниця магістрально-
го газопроводу УПУ, що знаходиться на 3871,81 км,
була відремонтована шляхом заміни дефектної ді-
лянки на іншу, з використанням матеріалів, що від-
повідають вимогам СНиП 2.05.06–85.
Для подальшої безпечної експлуатації МГ були
розроблені наступні заходи:
– в місцях розташування бетонних приванта-
жувачів на дільницях газопроводу з труб Ду 1400
(балкові переходи, болотиста місцевість, скупчен-
ня води та ін.) постійно моніторити стан тіла тру-
би газопроводу;
– в місцях з одночасною дією кількох неспри-
ятливих факторів проводити діагностування з
метою виявлення поверхневих тріщин (дефек-
тні труби замінити на стандартні згідно вимогам
СНиП 2.05.06–85).
– виконувати переізоляцію дільниць газопро-
воду з виявленими поверхневими тріщинами від-
повідно до вимог ДСТУ 4219.
– бетонні привантажувачі замінити на аналогічні,
що виготовлені з іншого матеріалу, або анкерні.
– з урахуванням випадків невідповідності заяв-
лених дефектів, виявлених ВТД до їх фактичних
розмірів, приділяти особливу увагу на першочер-
гове обстеження та ідентифікацію дефектів, роз-
ташованих біля поздовжніх швів на «гарячих»
дільницях МГ.
Слід відзначити, що після згаданого випад-
ку в ДК «Укртрансгаз» проведена велика робота
в кількох напрямках, яка направлена на попере-
дження подібних випадків в майбутньому. Це і
робота, направлена на підняття загальної якості
ВТД (більш жорсткі вимоги, створення робочої
групи, сформованої з представників компанії та
фірми-виконавця ВТД тощо), розширення обсягів
виконання обстежень іншими методами діагнос-
тування. А також піднято на більш якісний рівень
роботу з використання результатів діагностичних
обстежень. Так, силами фахівців ДК «Укртран-
сгаз» (в тому числі філії НВЦ «Техдіагаз») роз-
роблено «Положення про аналіз результатів ВТД
МГ ДК «Укртрансгаз» та організацію ремонтних
робіт з їх усунення» (далі – Положення), яке вве-
дено в дію наказом № 534 від 16.12.2009 р. Цей
документ направлений на оптимізацію процесу
ремонту МГ шляхом чіткого встановлення стро-
ків як оцінки результатів ВТД, так і формування
планів з ремонту, визначення критеріїв вибору де-
фектів для ремонту, встановлення єдиного підходу
до процесу, в тому числі і до планово-звітної до-
кументації, виконавчої документації тощо. Доку-
мент розроблено з врахуванням наявного досвіду
організації роботи у філіях компанії і є складовою
«живої» та ефективної системи забезпечення на-
дійної експлуатації ГТС на основі ВТД – від пла-
нування та реалізації ВТД до аналізу результатів
та адекватного реагування на них [3, 5].
Упускаючи іншу тематику згаданого Положен-
ня, зупинимось на частині, яка встановлює крите-
рії вибору дефектів для ремонту з розподілом їх за
черговістю виконання додаткового обстеження та/
або ремонту, що представлені в табл. 1.
Метою даної частини Положення є надати ін-
женерам компанії інструментарій для виконання
аналізу результатів ВТД. Він формувався, виходя-
чи з умов забезпечення оперативного первинного
аналізу результатів, відповідно встановлені чіткі
критерії вибору дефектів за їх параметрами. Зви-
чайно такий підхід є дещо консервативним, але
вирішує поставлену задачу. Для більш детального
аналізу слід проводити спеціалізовані розрахунки
за чинними НД. Всі визначені параметри дефектів
для ремонту визначені, виходячи з:
– аналізу існуючих НД ;
– наявного досвіду експлуатації (ремонту,
ДДК, аварії).
Так, для оцінки якості та обсягу виконаної ро-
боти наведемо приклад щодо кількості проаналі-
зованих НД для вибору критеріїв оцінки вм’ятин,
що наведено в табл. 2.
Т а б л и ц я 1 . Критерії вибору дефектів для ремонту після отримання результатів ВТД
Позиція Опис дефекту Параметри
Дефекти, що підлягають першочерговому ремонту
1
Аномалії, які згідно розрахунків за ДСТУ-Н Б В.2.3-21:2008
«Магістральні трубопроводи. Настанова. Визначення за-
лишкової міцності магістральних трубопроводів з дефекта-
ми» віднесені до категорії:
Критичний або значний
2 аномалії, для яких коефіцієнт ремонту ERF ≥ 0,95
3
аномалії, для яких умовний коефіцієнт згідно «Методики
оцінки технічного стану труб газопроводу з тривалим стро-
ком експлуатації та його залишкового ресурсу» від 2002 р.
≤ 1,05
4 дефект геометричної форми (аномалія внутрішнього ді-
аметру – вм’ятина) Глибиною, рівною або більше ніж 3,5 % від Dз
44 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ, №2, 2013
Як уже згадувалось, ряд параметрів вибору де-
фектів для обстеження/ремонту визначені, виходя-
чи з наявного досвіду експлуатації та іноді носять
досить консервативний характер, але в умовах
Позиція Опис дефекту Параметри
5 втрата металу зовнішня, внутрішня або їх комбінація
(корозія, заводська аномалія, будівельний дефект)
Глибиною, рівною або більше ніж 50 %
Поздовжньо орієнтовані глибиною ≥ 10 % і розміщені
вздовж поздовжнього шва (± 200 мм) з співвідношен-
ням довжини до ширини (Д/ш) ≥ 30 при ширині де-
фекту ≤ 2h (h – товщина стінки МГ)
Поперечно орієнтовані глибиною ≥ 10 % і розміщені
вздовж кільцевого шва (± 200 мм) з співвідношенням
ширини до довжини (ш/Д) ≥ 30 при довжині дефекту
≤ 2h (h – товщина стінки МГ)
6 аномалія кільцевого шва Глибиною ≥ 50 % або довжиною по колу, що дорівнює
або більше ніж 1/3pDз
7 аномалія поздовжнього шва Довжиною по осі шва, рівною чи більше, ніж 2 D h
ç
(h – товщина стінки МГ)
8 гофри Висотою хвилі, більшої товщини стінки
9 тріщина по тілу труби або у зварному шві Усі дефекти
10
розшарування під кутом у навколошовній зоні, розша-
рування з виходом на поверхню, розшарування з випу-
ченням
Усі дефекти
11 дефекти, що підлягають ремонту та розміщені на потен-
ційно небезпечних дільницях МГ1 Усі дефекти
Дефекти, що підлягають ремонту (попередньому обстеженню)
12
Аномалії, які згідно розрахунків за ДСТУ-Н Б В.2.3-
21:2008 «Магістральні трубопроводи. Настанова. Визна-
чення залишкової міцності магістральних трубопроводів
з дефектами» віднесені до категорії:
Помірний
13
дефект геометричної форми (аномалія внутрішнього діа-
метру), що примикає до зварного шва (100 мм) або розта-
шований на зварному шві
Усі дефекти
14 втрата металу зовнішня, внутрішня або їх комбінація
(корозія, заводська аномалія, будівельний дефект)
Глибиною, рівною або більшою ніж 30 %
Кількість дефектів глибиною ≥20 % на одній секції
більше 10 шт.
Кількість дефектів глибиною ≥ 10 %, розміщених
вздовж поздовжнього шва (±200 мм) на одній секції
більше 5 шт.
Поздовжньо розташовані дефекти глибиною ≥ 10 %
з співвідношенням довжини до ширини Д/ш≥10 при
ширині дефекту ≤2h (h – товщина стінки МГ)
Поперечно орієнтовані дефекти глибиною ≥ 10%, роз-
міщені вздовж кільцевого шва (±100 мм) з співвідно-
шенням ширини до довжини (ш/Д) ≥ 10 при довжині
дефекту ≤2h (h – товщина стінки МГ)
Дефекти глибиною ≥ 10 % в зоні поздовжнього шва
(±200 мм) на «гарячих» (30 км від КС) ділянках
15 розшарування у навколошовній зоні (100 мм) Усі дефекти
16 аномалія кільцевого шва
Сумарною довжиною по колу, що дорівнює або біль-
шою ніж 1/6 pDз, втрата металу глибиною більше або
рівне 30 %
17 аномалія поздовжнього (спірального) шва Один дефект довжиною по осі шва більше ніж 10 мм
18 гофри Висотою хвилі більшою 0,5 товщини стінки
19 риска, подряпина, задир Глибиною ≥ 10 %
20 недопустимі конструктивні елементи, з’єднувальні де-
талі, що не відповідають вимогам НД Усі дефекти
21 аномалія кільцевого шва – несуцільність площинного
типу Дефект глибиною ≥30 %
22 аномалія поздовжнього (спірального) шва Дефект глибиною ≥30 %
Примітка. До потенційно небезпечних дільниць МГ слід відносити дільниці згідно п.V.1.11 Правил безпечної експлуатації МГ +
надземні дільниці МГ, перетини з автомобільними дорогами та залізницями, перетини з магістральними трубопроводами
Продовження табл. 1.
45ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ, №2, 2013
надто високої ціни помилки, зокрема на експорт-
них газопроводах ГТС України, є виправданою
мірою. Всім відома проблематика обмежених
можливостей внутрішньотрубних інспекційних
снарядів в частині виявлення стрес-корозійно-
го розтріскування. Маємо сумний досвід аварій,
маємо досвід додаткового дефектоскопічного
контролю (ДДК), де виявлені за фактом дефекти
відрізнялись від характеристик, вказаних в звіті з
ВТД. Як приклад, повторно, згадаємо дефект на
МГ УПУ 3871,81 км (див. рис. 2), коли всупереч
інформації в звіті з ВТД фактично було виявлено
стрес-корозійне розтріскування. З метою попе-
редження ігнорування подібних дефектів нами
було впроваджено такий критерій як «втрати ме-
талу зовнішні – поздовжньо орієнтовані глиби-
ною ≥ 10 % і розміщені вздовж поздовжнього шва
(±200 мм) з співвідношенням довжини до ширини
(Д/ш) ≥ 30 при ширині дефекту ≤ 2h (h – товщи-
на стінки МГ)». З рис. 5 добре зрозуміло логіку
встановлення такого критерію оцінки дефектів на
трубах Ду–1400. (див. також табл. 1, поз. 5)
Слід відзначити, що описані критерії оцінки
(черговість обстеження/ремонту) дефектів є скла-
Т а б л и ц я 2 . Вимоги НД щодо оцінки небезпеки вм’ятин за їх геометричними параметрами
Нормативний документ
(стандарт)
Положення
(півпериметру) Вмятина по тілу труби Вмятина на шві
CSA Z662-03 (2005)
Верх До 6 %Dз
До 2 % Dз для D > 300 мм
або до 6 мм
Низ –//– –//–
AS288.5
(2001)
Верх До 6 % Dз Не допускається
Низ –//– –//–
ASME B31.8 (2003)
Верх До 6 % Dз або деформація < 6 % До 2 % Dз або деформація
< 4 % для в’язкого шва
Низ –//– –//–
API 1160
(2001)
Верх До 2 % Dз для
D > 300 мм Не допускається
Низ до 6 % Dз
Розрахунок/дослідження
до 6 міс.
PDAM
(2003)
Верх 1) до 7 % Dз
2) до 10 % Dз якщо є защемлення Не передбачено
Низ До 10 % Dз якщо є защемлення Не допускається
DOT Gas Rule (Part 192)
(2000)
Верх
1) до 6 % Dз (1 рік на реагування)
2) більше 6 % Dз і допустимий рівень
деформацій (моніторинг)
1) до 2 % Dз (1 рік на реагування)
2) більше 2 % Dз і допустимий рівень
деформацій (моніторинг)
Низ 2) більше 6 % Dз (моніторинг)
1) до 2 % Dз (1 рік на реагування)
2) більше 2 % Dз і допустимий рівень
деформацій (моніторинг)
BGC/PS/P11
Верх До 12 % Dз Не допускається
Низ –//– –//–
RIETJENS
Верх До 12 % Dз Не допускається
Низ –//– –//–
DOT Liquid rule (Part 195)**
(2000)
Верх
1) до 6 % Dз (негайне реагування)
2) до 3 % Dз (60 днів на реагування)
3) до 2 % Dз (180 днів на реагування)
до 2 % Dз
(180 днів на реагування)
Низ До 6 % Dз До 2 % Dз (>180 днів на реагування)
ВБН В.3.1-
00013741-7:2007
Верх До 3,5 % Dз До 1 % Dз
Низ –//– –//–
Методика ВНІІГАЗ
(2007)
Верх До 6 % Dз До 3 % Dз
Низ –//– –//–
Инструкция [7]
Верх
До 3 % Dз До 2 % DзНиз
46 ТЕХНИЧЕСКАЯ ДИАГНОСТИКА И НЕРАЗРУШАЮЩИЙ КОНТРОЛЬ, №2, 2013
довою системи комплексної оцінки технічного
стану трубопроводу з визначенням рекомендацій
щодо обсягів вибіркового чи капітального ремон-
тів за результатами оцінки:
– даних діагностичних обстежень металу
трубопроводу;
– результатів дослідження фактичних фізи-
ко-механічних характеристик сталей;
– результатів комплексних обстежень протико-
розійного захисту та корозійного стану об’єктів МГ
(більш детально дану тематику буде описано далі);
– фактичної ситуації на місцевості тощо.
Загалом описану процедуру можна охаракте-
ризувати як складову системи управління цілісні-
стю трубопроводів (далі СУЦТ) [3], тому коротко
зупинимось на вказаній тематиці СУЦТ.
Як відомо, діяльність будь-якого підприємства
в кінцевому випадку повинна забезпечувати отри-
мання прибутку, для чого слід максимально ефек-
тивно використовувати ресурси. Одним з шляхів
оптимізації витрат є впровадження ефективної і
гнучкої системи, де рішення про діагностичні, ре-
монтні, аварійно-відновлювальні заходи є взаємо-
пов’язаними і узгоджуються на основі детального
аналізу (в тому числі ризик-аналізу) [2, 3].
На сьогодні умовно можна виділити в Україні
дві методології підходу до забезпечення надійної
експлуатації трубопроводів:
регламентна – є чітко визначені нормативами
періодичність, обсяги і засоби діагностичного
контролю та методи ремонту. При цьому часто йде
прив’язка не до реального технічного стану, а до
терміну експлуатації МГ. Даний підхід суперечить
здоровому інженерному глузду, коли подальші дії
(ремонт, діагностика) повинні залежати від фак-
тичного стану труби, моніторингу стану, статис-
тики руйнувань тощо, а не від регламенту.
універсальна або так звана Система управління
цілісністю трубопроводів (СУЦТ) – де, як уже на-
голошувалось, рішення є взаємопов’язаними і уз-
годжуються на основі детального аналізу (в тому
числі ризик-аналізу).
Власне нумерація методологій загалом вказує
на послідовність розвитку системи забезпечення
цілісності МГ ДК «Укртрансгаз» – до сьогодні
існувала і ще, можна сказати, певною мірою іс-
нує, чітко регламентована вимогами чинних нор-
мативних документів та вимогами наглядових
органів система, яка визначає обсяг, періодику
діагностування та методи ремонту. Однак логіч-
ніше запобігати виникненню нештатних ситуацій
шляхом усвідомленого системного підходу до за-
безпечення надійності роботи газотранспортної
системи з визначеним рівнем ризику. Переймаючи
прогресивний світовий досвід, в ДК «Укртран-
сгаз» впроваджується в експлуатацію СУЦТ, що
базується на існуючій географічній інформацій-
ній системі паспортизації і технічного моніторин-
гу МГ та аналітичному програмно-апаратному
комплексі, що розробляється. Враховуючи значну
важливість, об’ємність та прогресивність даного
питання, вважаємо, що більш детально розкрива-
ти згадану тематику взагалі та щодо програмно-а-
налітичного комплексу зокрема доцільно окремо.
1. Довідник працівника газотранспортного підприємства /
В. В. Розгонюк, А.А. Руднік, В.М. Коломєєв та ін. – Київ:
РОСТОК, 2001. – 1090 с.
2. Розгонюк В. В. Трубопровідний транспорт природного
газу. – Київ: Кий, 2008. – 304 с.
3. Обслуговування і ремонт газопроводів / Грудз В. Я., Тим-
ків Д. Ф., Михалків В. Б., Костів В. В. – Івано-Франківськ:
Лілея-НВ, 2009. – 711 с.
4. СТП 320.30019801.066л–2000. Магістральні газопрово-
ди. Внутрішньотрубне обстеження лінійної частини.
5. СТП 320.30019801.052–2002. Магістральні газопроводи.
Пропускання внутрішньотрубних засобів на дільниці га-
зопроводу.
6. ДСТУ-Н Б В.2.3-21:2008. Магістральні трубопроводи.
Настанова. Визначення залишкової міцності магістраль-
них трубопроводів з дефектами.
7. Инструкция по оценке дефектов труб и соединительных
деталей при ремонте и диагностировании магистраль-
ных газопроводов. – М: Газпром, 2008.
In-pipe examination of pipe metal is an extremely important component of technical diagnostics of the main gas pipelines at
SC “Ukrtransgas”. The main objective of diagnostics is determination of the actual technical condition of gas pipeline and
equipment, which is mounted on it, with subsequent repair of the detected defects to ensure reliable operation of the facility.
Untimely performance of diagnostic and repair operations leads to higher failure rate and emergencies. This paper describes
an interesting case of diagnostics and determination of the causes for initiation of longitudinal cracks on the pipe outer surface.
Importance of timely and correct reaction to diagnostic results is shown, and experience of SC “Ukrtransgas” in taking measures
on optimization of the processes of main gas pipeline repair by establishing precise terms both for assessment of in-pipe
diagnostics results and for making repair plans, determination of criteria of defect selection for repair, and forming a common
approach to the process, in particular – to technical documentation, is shown. Following advanced global experience, DC
“Ukrtransgas” introduces into operation a system of pipeline integrity control that is based on currently available geographic
information system of certification and technical monitoring of the main gas pipelines and analytical software-hardware complex
that is under development.
K e y w o r d s : technical diagnostics, main gas pipeline, in-pipe diagnostics, system of gas pipeline integrity control.
Надійшла до редакції
10.12.2012
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-101894 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 0235-3474 |
| language | Ukrainian |
| last_indexed | 2025-12-07T18:13:07Z |
| publishDate | 2013 |
| publisher | Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Банахевич, Ю.В. Банахевич, Р.Ю. 2016-06-09T07:51:47Z 2016-06-09T07:51:47Z 2013 Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» / Ю.В. Банахевич, Р.Ю. Банахевич // Техническая диагностика и неразрушающий контроль. — 2013. — № 2. — С. 40-46. — Бібліогр.: 7 назв. — укр. 0235-3474 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/101894 620.19 Надзвичайно важливою складовою технічної діагностики магістральних газопроводів в ДК «Укртрансгаз» є внутріш-
 ньотрубне обстеження металу труби, діагностика. Основне завдання діагностики – визначення фактичного технічного
 стану газопроводу і обладнання, яке встановлене на ньому, з наступним ремонтом виявлених дефектів для забезпечення
 надійної роботи об’єкта. Несвоєчасне виконання діагностичних та ремонтних робіт веде до збільшення появи відмов
 та виникнення аварійних ситуацій. В статті описано випадок діагностування та визначення причин утворення поз-
 довжніх тріщин на зовнішній поверхні труби. Показано важливість вчасного та правильного реагування на результати
 діагностики та описано досвід ДК «Укртрансгаз» в проведенні заходів з оптимізації процесів ремонту магістральних
 газопроводів шляхом чіткого встановлення строків як оцінки результатів внутрішньотрубної діагностики, так і форму-
 вання планів з ремонту, визначення критеріїв вибору дефектів для ремонту, встановлення єдиного підходу до процесу,
 в тому числі і до технічної документації. Переймаючи прогресивний світовий досвід, ДК «Укртрансгаз» впроваджує
 в експлуатацію систему управління цілісністю трубопроводів, що базується на існуючій географічній інформаційній
 системі паспортизації і технічного моніторингу магістральних газопроводів та аналітичному програмно-апаратному
 комплексі, що розробляється. Бібліогр. 6, табл. 2, рис. 5. In-pipe examination of pipe metal is an extremely important component of technical diagnostics of the main gas pipelines at
 SC “Ukrtransgas”. The main objective of diagnostics is determination of the actual technical condition of gas pipeline and
 equipment, which is mounted on it, with subsequent repair of the detected defects to ensure reliable operation of the facility.
 Untimely performance of diagnostic and repair operations leads to higher failure rate and emergencies. This paper describes
 an interesting case of diagnostics and determination of the causes for initiation of longitudinal cracks on the pipe outer surface.
 Importance of timely and correct reaction to diagnostic results is shown, and experience of SC “Ukrtransgas” in taking measures
 on optimization of the processes of main gas pipeline repair by establishing precise terms both for assessment of in-pipe
 diagnostics results and for making repair plans, determination of criteria of defect selection for repair, and forming a common
 approach to the process, in particular – to technical documentation, is shown. Following advanced global experience, DC
 “Ukrtransgas” introduces into operation a system of pipeline integrity control that is based on currently available geographic
 information system of certification and technical monitoring of the main gas pipelines and analytical software-hardware complex
 that is under development. uk Інститут електрозварювання ім. Є.О. Патона НАН України Техническая диагностика и неразрушающий контроль Научно-технический раздел Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» Experience of identification of detected defects by in-pipe diagnostics in SC “Ukrtransgas” Article published earlier |
| spellingShingle | Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» Банахевич, Ю.В. Банахевич, Р.Ю. Научно-технический раздел |
| title | Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» |
| title_alt | Experience of identification of detected defects by in-pipe diagnostics in SC “Ukrtransgas” |
| title_full | Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» |
| title_fullStr | Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» |
| title_full_unstemmed | Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» |
| title_short | Досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в ДК «Укртрансгаз» |
| title_sort | досвід ідентифікації виявлених дефектів внутрішньотрубною діагностикою в дк «укртрансгаз» |
| topic | Научно-технический раздел |
| topic_facet | Научно-технический раздел |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/101894 |
| work_keys_str_mv | AT banahevičûv dosvídídentifíkacííviâvlenihdefektívvnutríšnʹotrubnoûdíagnostikoûvdkukrtransgaz AT banahevičrû dosvídídentifíkacííviâvlenihdefektívvnutríšnʹotrubnoûdíagnostikoûvdkukrtransgaz AT banahevičûv experienceofidentificationofdetecteddefectsbyinpipediagnosticsinscukrtransgas AT banahevičrû experienceofidentificationofdetecteddefectsbyinpipediagnosticsinscukrtransgas |