Слайд 2
![Основная задача диагностического обследования ЛЧ МГ – обеспечение бесперебойного транспорта](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-1.jpg)
Основная задача диагностического обследования ЛЧ МГ – обеспечение бесперебойного транспорта газа
в соответствии с плановой производительностью МГ при безаварийной его работе и с минимизацией издержек от рисков природного и техногенного характера.
Слайд 3
![Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяют следующие основные способы](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-2.jpg)
Для контроля технического состояния ЛЧ МГ применяют следующие основные способы диагностирования:
- внутритрубное диагностирование;
- наземное обследование (обходы, шурфование).
Слайд 4
![В качестве основных методов неразрушающего контроля используют: - акустические; - магнитные; - радиографические.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-3.jpg)
В качестве основных методов неразрушающего контроля используют:
- акустические;
- магнитные;
- радиографические.
Слайд 5
![Внутритрубное диагностирование газопроводов проводится с целью обнаружения нарушений их формы,](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-4.jpg)
Внутритрубное диагностирование газопроводов проводится с целью обнаружения нарушений их формы, механических
повреждений стенок труб (овальность, вмятина и др.), дефектов коррозионного происхождения, трещин в сварных соединениях и стенках труб, а также фиксации фактического пространственного положения трубопровода.
Слайд 6
![датчик](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-5.jpg)
Слайд 7
![Метод магнитной дефектоскопии заключается в том, что когда в намагниченной](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-6.jpg)
Метод магнитной дефектоскопии
заключается в том, что когда в намагниченной части трубы
имеется дефект сплошности, некоторая часть магнитного потока рассеивается на нем (выходит наружу из стенки трубы) и может быть зафиксировано датчиком, расположенным около поверхности трубы.
Слайд 8
![Внутритрубное техническое диагностирование Требования к проведению, приемке и использованию результатов](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-7.jpg)
Внутритрубное техническое диагностирование
Требования к проведению, приемке и использованию результатов диагностирования.
СТО Газпром
2 – 2.3 – 1050 - 2016
Слайд 9
![Необходимые условия к участку МГ для проведения ВТД. - наличие](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-8.jpg)
Необходимые условия к участку МГ для проведения ВТД.
- наличие камер
запуска и приема внутритрубных устройств;
- равнопроходное сечение трубопровода:
(отсутствие неравнопроходной ТПА, отсутствие прямых врезок);
Слайд 10
![Необходимые условия к участку МГ для проведения ВТД. - допустимые](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-9.jpg)
Необходимые условия к участку МГ для проведения ВТД.
- допустимые углы
поворота
Rmin ꞊ 5 Dтр;
- участок должен быть оснащен установленными маркерами.
Слайд 11
![Внутритрубное техническое диагностирование (ВТД): Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-10.jpg)
Внутритрубное техническое диагностирование (ВТД): Комплекс работ, обеспечивающий получение информации о дефектах,
сварных швах, особенностях трубопровода и их местоположении с использованием внутритрубных инспекционных приборов, в которых реализованы различные виды неразрушающего контроля.
Слайд 12
![Внутритрубный инспекционный прибор (ВИП): Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-11.jpg)
Внутритрубный инспекционный прибор (ВИП): Устройство, перемещаемое внутри трубопровода потоком перекачиваемого продукта,
снабженное средствами контроля и регистрации данных о дефектах и особенностях стенки трубопровода, сварных швов и их местоположении.
Слайд 13
![Маркер - приспособление, устанавливаемое над осью трубопровода для привязки к трассе трубопровода данных внутритрубного технического диагностирования.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-12.jpg)
Маркер - приспособление, устанавливаемое над осью трубопровода для привязки к трассе
трубопровода данных внутритрубного технического диагностирования.
Слайд 14
![К основным этапам диагностического обследования ЛЧ МГ относятся: - подготовка](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-13.jpg)
К основным этапам диагностического обследования ЛЧ МГ относятся:
- подготовка участка МГ
к обследованию;
- инспекция газопровода внутритрубными приборами – дефектоскопами;
- обработка, анализ и представление результатов обследования.
Слайд 15
![Подготовка участка](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-14.jpg)
Слайд 16
![До пропуска ВИП должна быть проведена контрольная очистка и калибровка](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-15.jpg)
До пропуска ВИП должна быть проведена контрольная очистка и калибровка газопровода.
Совмещение в одном ВТУ очистного и калибровочного скребков, если на нем установлены калибровочные пластины, допускается.
Слайд 17
![Пропуск средств очистки должен проводиться до тех пор, пока вынос](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-16.jpg)
Пропуск средств очистки должен проводиться до тех пор, пока вынос грязевых
отложений не будет меньше:
50 кг для ГП DN более 1000мм;
25 кг для ГП DN 500 – 1000 мм;
5 кг для ГП DN менее 500 мм.
Слайд 18
![](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-17.jpg)
Слайд 19
![Если после пропуска скребка-калибра калибровочные пластины были загнуты, то пропуск профилемера после калибровки обязателен.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-18.jpg)
Если после пропуска скребка-калибра калибровочные пластины были загнуты, то пропуск профилемера
после калибровки обязателен.
Слайд 20
![](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-19.jpg)
Слайд 21
![](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-20.jpg)
Слайд 22
![После пропуска профилемера производится устранение объектов (гофр, вмятин), которые препятствуют успешному пропуску ВИП.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-21.jpg)
После пропуска профилемера производится устранение объектов (гофр, вмятин), которые препятствуют успешному
пропуску ВИП.
Слайд 23
![После устранения непроходимых участков проводят повторную калибровку и, при необходимости, профилеметрию.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-22.jpg)
После устранения непроходимых участков проводят повторную калибровку и, при необходимости, профилеметрию.
Слайд 24
![После профилеметрии должна проводиться очистка полости газопровода магнитными очистными скребками.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-23.jpg)
После профилеметрии должна проводиться очистка полости газопровода магнитными очистными скребками.
Допускается совмещение
очистных калибровочных и магнитных очистных скребков в одном снаряде.
Слайд 25
![](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-24.jpg)
Слайд 26
![Магнитную очистку проводят до тех пор, пока количество вынесенных отложений](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-25.jpg)
Магнитную очистку проводят до тех пор, пока количество вынесенных отложений не
будет меньше:
50 кг для ГП DN более 1000мм;
25 кг для ГП DN 500 – 1000 мм;
5 кг для ГП DN менее 500 мм.
Слайд 27
![После завершения очистки, калибровки и профилеметрии оформляется акт готовности газопровода](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-26.jpg)
После завершения очистки, калибровки и профилеметрии оформляется акт готовности газопровода к
пропуску ВИП.
После подписания акта готовности газопровода к диагностированию проводят пропуски ВИП.
Слайд 28
![Диагностирование](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-27.jpg)
Слайд 29
![Информацию о дефектах стенки трубопровода получаем с помощью приборов –](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-28.jpg)
Информацию о дефектах стенки трубопровода получаем с помощью приборов – дефектоскопов
ДМТ и ДМТП (продольник).
Обследование снарядом ДМТП производится в паре со снарядом ДМТ, только в этом случае обеспечивается надежная интерпретация дефектов продольного типа.
Слайд 30
![ДМТ: - выявление коррозии и механических дефектов; - выявление вмятин](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-29.jpg)
ДМТ:
- выявление коррозии и механических дефектов;
- выявление вмятин и гофр;
- выявление
аномалий кольцевых сварных швов.
Слайд 31
![](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-30.jpg)
Слайд 32
![ДМТП: - выявление продольных трещин глубиной более 20%; - выявление аномалий продольных сварных швов.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-31.jpg)
ДМТП:
- выявление продольных трещин глубиной более 20%;
- выявление аномалий продольных сварных
швов.
Слайд 33
![](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-32.jpg)
Слайд 34
![отчеты](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-33.jpg)
Слайд 35
![Не позднее 15 рабочих дней после получения данных обследования, СО должна передать предварительный отчет.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-34.jpg)
Не позднее 15 рабочих дней после получения данных обследования, СО должна
передать предварительный отчет.
Слайд 36
![Предварительный отчет должен содержать все найденные к моменту его предоставления](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-35.jpg)
Предварительный отчет должен содержать все найденные к моменту его предоставления опасные
дефекты, а также аномалии, рекомендованные СО для инструментального обследования в шурфах.
Слайд 37
![Окончательный отчет предоставляется не позднее 60 рабочих дней после завершения работ по пропуску ВТУ.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-36.jpg)
Окончательный отчет предоставляется не позднее 60 рабочих дней после завершения работ
по пропуску ВТУ.
Слайд 38
![Использование результатов ВТД](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-37.jpg)
Использование
результатов ВТД
Слайд 39
![Все выявленные аномалии должны быть разбиты по степени опасности на](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-38.jpg)
Все выявленные аномалии должны быть разбиты по степени опасности на следующие
три категории:
- «А» дефекты, подлежащие наружному обследованию в кратчайшие сроки, газопровод с такими дефектами находится в предаварийном состоянии;
Слайд 40
![- «B» дефекты, подлежащие наружному обследованию в плановом порядке, эти дефекты могут быть причиной аварии;](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-39.jpg)
- «B» дефекты, подлежащие наружному обследованию в плановом порядке, эти дефекты
могут быть причиной аварии;
Слайд 41
![- «С» аномалии допустимые при эксплуатации трубопровода без проведения наружного](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-40.jpg)
- «С» аномалии допустимые при эксплуатации трубопровода без проведения наружного обследования,
данные аномалии не должны привести к аварии до следующего ВТД и не нуждаются в наружном обследовании.
Слайд 42
![Cоставляется план наружного обследования дефектов и он проводится для первых двух категорий дефектов.](/_ipx/f_webp&q_80&fit_contain&s_1440x1080/imagesDir/jpg/306026/slide-41.jpg)
Cоставляется план наружного обследования дефектов и он проводится для первых двух
категорий дефектов.