Дефекты в трубопроводах, выявленные на АЭС

Сравнительная оценка методов внутритрубной дефектоскопии позволяет рекомендовать УЗД в тех случаях, когда необходимо выявить дефекты металла труб (например, металлургические и водородные расслоения), то есть для трубопроводов, транспортирующих коррозионные среды. [c.96]

Необходимость выполнения таких исследований была продиктована тем обстоятельством, что при плановых ревизиях турбин были обнаружены трещины в зоне углового стыкового шва, с помощью которого соединяются трубопроводы свежего пара с корпусом клапана. Необходимо было выявить причины трещинообразования, разработать мероприятия по повышению надежности корпусов стопорных клапанов. Перед исследователями стояла задача выяснить причину трещинообразования является ли данный дефект конструктивным недостатком, следствием некачественного заводского изготовления или причина скрыта в условиях эксплуатации Следует отметить, что передача на корпус клапана больших нерасчетных усилий со стороны присоединенных трубопроводов, большие температурные перепады по толщине присоединенных труб и в корпусе стопорного клапана вследствие отклонений от заводской инструкции при пусках из различных тепловых состояний могут быть причинами трещинообразования. [c.211]

Находясь в процессе эксплуатации то в заполненном, то в опорожненном состоянии, компенсирующие устройства трубопроводов и вестовые трубы баков-аккумуляторов систематически контактируют с атмосферой, что способствует их коррозионному разрушению. Ежегодная их проверка дает возможность своевременно выявить и ликвидировать дефекты. [c.313]

При наружном обследовании подземного трубопровода методами электрометрии ранее никогда нельзя было утверждать, что электрометрия в значительной мере может решить коррозионную проблему, т.е. позволит выявить наиболее опасные дефекты, чреватые авариями. Нельзя этого сделать и сейчас, несмотря на значительное усовершенствование и компьютеризацию измерительной техники. Последнее связано со спецификой электрометрических обследований - электрометрические приборы не перемещаются непосредственно по телу трубы или в непосредственной близости от нее. Они переносятся по поверхности земли, и от трубопровода их отделяет слой почвы значительной толщины, неоднородный по структуре, составу и другим свойствам. Поэтому телевизионной картинки состояния поверхности трубы при этом не получается и, по-видимому, никогда не получится. О состоянии изоляции как раньше, так и теперь можно судить лишь по косвенным показаниям приборов, о состоянии металла тела трубы - тоже по косвенным показаниям, но со значительно меньшей уверенностью, чем в отношении изоляции. [c.109]

Действительно, если внутритрубную дефектоскопию на трубопроводе провести невозможно, то приходится искать и использовать какие-то другие методы обследования. И, вероятно, электрометрические измерения среди других одни из лучших. В то же время нельзя уверять, что метод электрометрических обследований позволит выявить все те дефекты, в том числе такие опасные, которые выявляет внутритрубная дефектоскопия. [c.112]

В настоящее время, как правило, результаты диагностирований ЛЧ МГ, проводимых сплошными методами, например внутритрубной дефектоскопией или замером защитной плотности тока, проверяются на вызывающих сомнение участках дискретными методами с вскрытием трубопроводов шурфованием. При этом контроль участков различными сплошными методами проводится в разное время и, как правило, не сопоставляется. На предприятии Оренбурггазпром были сопоставлены результаты измерений внутритрубной дефектоскопии и коррозионного электрометрического обследования. При этом выявилось несовпадение показаний этих методов. Дефекты, определенные внутритрубной дефектоскопией, не фиксировались электрометрией, и наоборот. Причинами могут быть несовершенство средств диагностики и методики, недостаточная квалификация специалистов или недобросовестная их работа и др. Однако этот факт свидетельствует о том, что использование различных методов диагностики позволяет оценить [c.9]

Кроме того, на основании обобщения опыта внедрения системы диагностического обслуживания и анализа статистических данных, представляется возможным выявить характерные типовые дефекты и неисправности, неблагоприятные условия эксплуатации, причины их возникновения и развития для всего парка компрессорных цехов и на основе их анализа сформировать рекомендации в проектные решения по их устранению. На стадии проектных решений следует учитывать также требования системы диагностического обслуживания в части контролепригодности и ремонтопригодности оборудования и трубопроводов. Это позволит снизить трудоемкость операций по диагностированию и восстановлению технического состояния, повысить эффективность диагностического обслуживания. [c.27]

Действующая система диагностирования позволила выявить и устранить достаточно большое количество дефектов (см. табл.4), в той или иной мере влиявших на надежность оборудования и трубопроводов. Тем самым степень риска отказов (аварий) этого оборудования значительно снижена. [c.273]

Наиболее эффективным и производительным методом выявления дефектов в металле труб является магнитная внутритрубная дефектоскопия. За относительно короткий период времени можно обследовать большой участок трубопроводов и выявить поперечные трещины, коррозионные дефекты, механические повреждения и дефекты в сварных швах. С 1990 по 1999 г. всего обследовано данным методом контроля 3,0 тыс. км газопроводов, что составляет [c.20]

Инспекция может выявить дефекты в газопроводе, и оператор нуждается в оценке опасности каждого из обнаруженных дефектов. Определенную, однако весьма ограниченную, поддержку при решении этого вопроса можно найти в международных и российских нормативных документах [12-14]. В соответствии с этими стандартами допускаются только маленькие потери металла (глубиной 10-12 % от толщины стенки трубы) и плоские вмятины (размером 2-6 % от диаметра трубы). Дозволенная коррозия должна быть ограничена локализованными областями на прямых участках подземного трубопровода. Все остальные дефекты в соответствии с действующими документами должны быть вырезаны или капитально отремонтированы. Таким образом, специалистам газотранспортных предприятий [c.124]

В заключение заметим, что при анализе одиночных и групповых дефектов прочностной расчет представляет собой заключительный этап исследования. Результатом предварительных этапов является построение системы эквивалентных дефектов. В первом примере система эквивалентных дефектов была представлена в виде поверхностных полуэллиптических трещин в образцах прямоугольного сечения с толщиной Ь, такой же, как у исходной оболочки трубопровода, и конечной шириной 2с(. При этом взаимное влияние дефектов отражено выбором ширины образцов. Во втором примере дефекты расположены на противоположных сторонах стенки трубопровода. После учета взаимного влияния дефектов и их переаттестации, система эквивалентных дефектов представлена в виде двух одиночных поверхностных пол эллиптических трещин в образцах неограниченной длины и соответствующим образом уменьшенной, по сравнению с исходной, толщины tJ и1 В третьем примере при построении системы эквивалентных дефектов были использованы оба механизма коррекции размеров образцов. С учетом подготовительных операций следует сделать вывод, что нарушение условия прочности хотя бы одного дефекта следует рассматривать в качестве достаточного основания для признания системы дефектов опасной, если предварительный анализ выявил взаимодействие дефектов. [c.101]

Таким образом, применение профилемера позволяет выявить незначительную часть (3.-13%) критических дефектов трубопровода 1020-1420 мм. [c.279]

Измерениям силы тока в стейке трубопровода можно локализовать контакты с другими трубопроводами или заземлителями с точностью до нескольких сотен метров. Контакты с другими трубопроводами или кабелями можно выявить и путем измерения потенциала на арматуре других трубопроводов, если включать и выключать защитный ток трубопровода, имеющего катодную защиту. Потенциал неконтактирующих трубопроводов при включении тока защиты может принимать более положительные значения если же другой трубопровод соединен с трубопроводом, имеющим катодную защиту, то на него тоже может натекать ток катодной защиты и тем самым снижать потенциал. Если соприкасающийся трубопровод таким способом не обнаруживается, нужно попытаться провести локализацию дефекта (измерение его координаты) при помощи постоянного или перемеииого тока. [c.121]

Визуальный осмотр арматуры выполняют следующим образом. С помощью лупы ияти- или десятикратного увеличения проверяют состояние наружных поверхностей изделия с целью выявить трещины, раковины, коррозионные )азрушения. выкрашивание металла, остаточные деформации и другие дефекты. 1роверяют соединение арматуры с трубопроводом, визуально определяют состояние сварного шва или фланцевого соединения. Оценивают состояние н целостность шпилек, гаек и стопорных шайб, защитных покрытий на наружных поверхностях деталей, сальникового уплотнения. [c.270]

В типовой объем текущего ремонта входят разборка осмотр упорных и при необходимостиопорных подшипников. Проверка состояния червячных и шестеренчатых передач. Разборка и осмотр системы регулирования с очисткой штоков и втулок клапанов. Чистка и устранение неплотностей конденсатора и маслоохладителей. Устранение дефектов арматуры и фланцевых соединений трубопроводов. Перенабиака сальников и осмотр подшипников насосов. Устранение мелких дефектов, выявившихся во время эксплуатации со вскрытием отдельных узлов и заменой изношенных деталей. [c.274]

Окончательным этапом диагностирования линейной части трубопровода в процессе строительства являются испытания на герметичность и прочность, позволяющие выявить нарушения герметичности и дефекты труб и соединений. В процессе проведения испытаний целесообразна внутритрубная инспекция сдаваемых участков, с помощью которой определяются дефекты геометрии трубы, углы поворотов, координаты стыков, планововысотное положение газопровода, проверяется и уточняется его географическое позиционирование. [c.570]

Для механизированного контроля магистральных трубопроводов применяют внутритрубные приборы-дефектоскопы (см. 13.2), имеющие большое число преобразователей, расположенных по окружности с определенным шагом (обычно 8 мм). Измерительно-регистри-рующая система таких приборов производит циклы измерений через каждые 3 мм по ходу движения, благодаря чему в пределах контролируемого участка трубопровода выполняются миллионы измерений. Обработка результатов измерений на компьютере позволяет выявить участки трубопровода с утонением стенок и наличием наружных и внутренних дефектов. [c.157]

Так называемые интенсивные измерения применяются для определения условий коррозионной защиты между контрольно-измерительными пунктами (КИП), монтируемыми на трубопроводе через 0,5-1,0 км для осуществления конт1Юля за эффективностью катодной защиты и состоянием изоляционного покрытия. В отличие от других методов электрометрических измерений, метод интенсивных измерений позволяет выявить даже незначительные дефекты изоляционного покрытия и другие аномалии, вызывающие падение поляризационного потенциала на очень коротких участках трассы (протяженностью от одного до нескольких метров), которые, тем не менее, могут привести к серьезным коррозионным повреждениям. [c.96]

Если же при электрометрических обследования выявить местоположение особо опасных дефектов в металле трубопровода не удается (а это не удается во многих случаях), то заказчик электрометрических работ имеет возможность обвинить и обвиняет исполнителя либо в некомпетентности, либо в несовершен- [c.109]

В табл. 4.5 приведены результаты расчетов остаточного ресурса ТП по данным внутритрубной дефектоскопии после 20 лет эксплуатации. Для исследуемых трех трубопроводов скорости коррозии стали меньше, чем при первом прогоне ультраскана (15 лет эксплуатации, см. табл. 4.4). Прогнозируемый остаточный ресурс ТП, рассчитанный по данным внутритрубной дефектоскопии, проведенной после 20 лет эксплуатации, составляет 3,5-6,8 лет (см. табл. 4.4, столбец 7). Количество дефектов резко увеличилось, следовательно, увеличивается объем ремонта ТП. Между двумя прогонами ультраскана прошло 5 лет. С учетом остаточного ресурса 3,5-6,3 лет, прогнозируемая эксплуатация ТП от первого прогона ультраскана составляет 8,5-11,3 лет, что согласуется с остаточным ресурсом (11,6-12,4 лет, см. выше) отремонтированных ТП по данным предыдущей внутритрубной дефектоскопии, проведенной после 15 лет эксплуатации (см. табл. 4.4, столбец 9). Если ТП по еле 20 лет эксплуатации будут отремонтированы на участках со значительными дефектами (глубина которых превышает глубину, ограниченную графиком II) в течение 3,5-6,3 лет, то остаточный ресурс ТП составит 15,8-17,8 лет (см. табл. 4.5, столбец 9). По истечении этого остаточного ресурса (15 лет) последующий прогон ультраскана выявит еще большее количество дефектов и большой объем ремонтных работ. Дальнейшая эксплуатация ТП будет определяться экономическими аспектами. [c.194]

TOB типа стресс-коррозионных трещин. Широко распространено мнение о том, что обычно внезапное разрушение газопровода (как и многих других конструкций и деталей) происходит посредством достаточно медленного распространения трещин, которые либо существовали в материале трубопровода еще до начала его эксплуатации, либо возникли уже в процессе самой эксплуатации. Поэтому считают, что, выявив наиболее опасные дефекты, можно предотвратить разрушение газопровода и продлить его срок службы. В последние годы с этой целью в широких масштабах проводится внутритрубная дефектоскопическая инспекция, в том числе и с применением магнитных дефектоскопов, способных выявлять трещины, параллельные оси трубы. Именно такие трещины считают наиболее отличительным признаком стресс-коррозии. Предложены и другие подходы, основанные на анализе гидрогеодинамических параметров потоков грунтовых вод, стресс-коррозионной агрессивности грунтов и др. Безусловно, применение перечисленных и некоторых других методов привело к определенному снижению аварийности газопроводов. И все же отказы, особенно вследствие стресс-коррозии металла труб, продолжают происходить, в том числе, и на участках газопроводов, на которых были осуществлены отмеченные выше мероприятия. Несколько отказов из-за стресс-коррозии уже имело место и в 2001 г. [c.114]

При проведении гидравлических испытаний малого нагнетательного контура (нагружение осуществлялось степенями по 0,25 Р раб до 2 Рраб с периодическим циклированием нагружения, на отдельных этапах до пяти циклов) двумя из четырех организаций были залоцйрованы два источника акустической эмиссии, которые были рекомендованы к контролю другим методом НК (каждая организация выявила по одному источнику). Причем следует отметить, что в данном трубопроводе было сделано два искусственных дефекта. Один дефект - сквозной прорез с последующей его заваркой, другой - надрез с последующей заваркой. В результате испытаний был залоцирован один источник АЭ из области кольцевого сварного шва (НПФ "Диатон") и один источник, совпадающий с областью расположения искусственного надреза. Источники из искусственного дефекта в виде сквозного прореза (с заваркой) ни одной из организаций не были обнаружены. [c.149]

Проведенные в 1993-1994 гг. комплексные исследования на участках газопроводов Краснотурьинского ЛПУ выявили необходимость выработки особого подхода к диагностике газопроводов, подверженных стресс-коррозии, ввиду того, что обычные средства диагностики здесь оказываются малоэффективными. Так, электрохимзащита, защищающая трубопровод от общей коррозии, не защищает его от стресс-коррозии. Причем электрометрические методы оказываются малоэффективными для выявления стресс-коррозионных дефектов. Дефекты изоляции, выявляемые с помощью искателей повреждений и других средств, не сопровождаются обязательным наличием стресс-коррозионных дефектов. Методы поиска утечек, выявляющие сквозные повреждения трубопроводов, оказываются бесполезными, так как на данной стадии развития стресс-коррозионных процессов в Краснотурьинском ЛПУ разрушения газопроводов происходят раньше появления утечек газа. Хотя в дальнейшем отдельные стресс-коррозионные трещины и могут дорастать до сквозных. [c.198]

Энциклопедия по машиностроению XXL

Оборудование, материаловедение, механика и ...