Здравствуйте, стоит задача поиска повреждений изоляции трубопроводов. Имеем РД8000 и Себа КТМ оба с А-рамкой. Кто может на пальцах объяснить, как работать, какие подводные камни. Возможно есть инструкция именно для трубопроводов, не кабелей.
Для контроля изоляции трубопроводов у Radiodetection предназначен прибор PCM. У других производителей не подскажу.
меня интересует контроль именно имеющимися приборами, у обоих есть судя по руководству такая возможность, но что-то я не очень понимаю.
А почему не 20м или 10 к примеру? У РД8000 (при прямом подключении) сигнал идет на несколько километров (хотя конечно от многих факторов зависит), про РСМ я вообще молчу, там речь идет о десятках километров. Технология. скорее всего, та же что и в случае с РСМ, точнее вам RadioGaGa ответит, свяхитесь с ним.
все правильно, дальность такая и есть, речь идет об "удобстве" использования, кто искал -тот знает....
У меня вопрос не в этом. Меня интересует технология. Распишу как понял я, что-бы стало понятно. 1. Подключаю А-рамку оба прибора сами выбирают соответствующий режим 2. Подключаю генератор на коммуникацию 3. Заземление от генератора ставлю перпендикулярно коммуникации на расстоянии 10 м от оси трубы. 4. Включаю Вопрос: какую выбирать частоту, что-то этот момент упущен (в РЭ к себе) 5. Перевожу сигнал от генератора на максимум. 6. Втыкаю А-рамку в 1 метре от заземляющего штыря, передним штырем рамки в сторону заземления, записываю значение Дб. 7. Иду вдоль коммуникации втыкая рамку через 1-2 метра, слежу за показаниями прибора 7.1 Показания Дб в зависимости от удаленности падают... 7.2 Упали до нуля расстояние 50м, Вопрос идти дальше или надо перецепить генератор, а если незачто цеплять? 7.3 Показания начали расти, движемся дальше, потом опять падать, возвращаемся, находим между двумя максимумами, минимум - это и есть повреждение? Если значение в Дб равно п.6 то можно считать что повреждений больше нет? К тем кто делал такой контроль, бывают ли ложные срабатывания? Каково реальное расстояние для контроля выше уже писали 10-100-10000 м? Делали ли ли вы шурфы, какую степень повреждения можно найти таким методом? Как будет выглядеть контроль если весь трубопровод почти полностью в поврежденной изоляции, или ее вообще нет, например тока на входе и все.
ШКОЛЬНАЯ ЛЮБОВЬ. Известная песня. Можно найти множество материалов на эту тему...как студенческие рефераты... как руководящие документы "Газпром"...так и инструкции по эксплуатации на приборы... Пример курсовой работы Диагностика нефтепромысловых трубопроводов раздел 3.1 Определение количества сквозных повреждений. http://baza-referat.ru/Диагностика_нефтепромысловых_трубопроводов Пример книги "RD от А до Я" Глава 9 раздел 3 "Контроль состояния изоляции трубопроводов" стр.134. Основная мысль- ДВА метода: - контроль изменения тока - классический метод Пирсона - контроль разпределения потенциалов в земле. Как отмечается в одном из материалов: Этот метод предложен американским изобретателем Д. Пирсоном в 40-х гг. XX столетия и мало изменился до нашего времени. Исходя из сущности методов: 1.Метод контроля изменения тока - выполняется любым трассоискателем который имеет возможность измерения тока в коммуникации. Вопросы которые возникают при работе: - точность измерения глубины залегания (об этом я говорю уже давно....) - точность измерения тока зависит от точности измерения глубины залегания. - рабочая частота. При рабочей частоте даже в диапазоне 320....1100Гц есть достаточно большой сход тока за счет емкостной составляющей изоляции и поэтому уменьшается протяженность обследуемого участка. А маленькие повреждения изоляции на фоне этого схода становяться не заметными. - при первом же большом повреждении резкое падение тока в последующем участке и соответственно невозможность дальнейшей работы.Необходимо переключать место подключения генератора Выход: - снижают рабочую частоту до 2...4Гц. Примеры системы C-SCAN, U-SCAN, PCM, PCM+, vLocDM, "Бита -1". Эти системы при среднем состоянии изоляции позволяют работать на участках до 30км. Но и мощности генераторов уже другие 150...350Вт. что практически позволяет сделать ток в трубопроводе до 3...4А в месте подключения пункта ЭХЗ. - работать прямо на частоте ЭХЗ - 100Гц. 2.Метод Пирсона -выполняется любым прибором типа ИПИ или трассоискателем с А-рамкой или выносными стальными электродами. - даже если обнаружено достаточно большое повреждения, растекание потенциалов продолжается и можно обследовать изоляцию дальше....поэтому практически 40Вт генератора хватает для прохождения трассы 2...10км в зависимости от состояния изоляции. Недостатки: - перед проходом прибором ИПИ нужно "отбить" трассу трубопровода. - проходы прибором ИПИ рекомендуется делать как при расположении электродов вдоль трассы так и поперек (причем как с одной стороны так и с другой стороны). Получается продолный градиент и поперечный градиент. Первый недостаток устраняется проходом нескольких операторов. первый идет с трассоискателем . За ним 1...2 оператора ( в зависимости от того на каком расстоянии располагаются электроды) с прибором ИПИ. На магистральном трубопроводе порою достаточно одного оператора с расположением электродов поперек оси трубопровода и только с прибором ИПИ. В тоже время приборы ИПИ позволяют работать и врежиме бесконтакта с грунтом. Работу выполняют 2 оператора идущих друг за другом. Каждый из них держится рукой за оголенный согответствующий проводник входа прибора ИПИ. Каждый оператор это "емкость" на который наводится электрические заряды от электрического поля трубопровода. И соответственно ведется контроль распределения этих зарядов....
Вот как примерно будет выглядеть график распределения потенциало на участке 1100м... http://www.kord-nnov.ru/index.php?o...-ipi-02-act-2&id=10:kord-ipi-02-doc&Itemid=72
Спасибо, Дмитрий Борисович, получается, что на довольно коротких переходах между крановыми узлами я могу цепляться на них. А вот на длинных нужно цепляться на киповских столбиках. Из практики можно просто цепляться или нужно просить службу ЭХЗ, не испорчу ли я генератор если буду цепляться на действующий ЭХЗ?
Генератор не испортите....хотя лучше по технике безопасности ЭХЗ отключать... Да лучше цепляться ни КИПАх. Кроме того нужно учитывать (это еще изложено в "Методике оценки фактического положения и состояния подземных трубопроводов" 1992г.) так называемую "Мертвую зону" в зависимости от тока установленного на генераторе. Для большей протяженности обследуемого участка заземлитель устанавливать на расстоянии не менее 20м, ток генератора 900...1000мА. Но тогда "мертвая зона" будет порядка 50...80м. Для её уменьшения заземлитель устанавливается на расстоянии 3...5м и ток генератора снижается до 70...100мА. Тогда "мертвая зона" будет иметь минимальное значение 5...10м. В "мертвой зоне" измерения проводить НЕльзя.
Начинает проясняться, таких тонкостей я точно нигде не читал. Теперь такой вопрос: Если трубопровод длинный достаточно 10 км и более, бежать по всему не получится. Я могу снять показания с прибора на расстоянии 1, 2, 3, 4,5...10 км получается, по одному разу воткнув А-рамку, и построить график затухания в Дб. далее по графику проконтролировать дополнительно только "резкопадающие" участки? Напомню, что я работаю только с А-рамкой. Могу я пройти мимо КИПа или надо обязательно перецепляться, т.е. сигнал уйдет в землю через электрод ЭХЗ.
Похоже прояснения будут позже...Извините... Вы наверное недавно занялись этим вопросом... Тогда Вам нужно найти еще ГОСТ Р 51164-98 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии. Раздел 6.2.9.... 6.2.12. Плюс ВРД 39-1.10-026-2001 МЕТОДИКА ОЦЕНКИ ФАКТИЧЕСКОГО ПОЛОЖЕНИЯ И СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ http://www.infosait.ru/norma_doc/47/47050/index.htm Плюс http://www.tnplus.info/wp-content/uploads/2012/10/СТО-Газпром-9.4-009-2010.pdf И Вы осознаете что есть интегральные методы оценки состояния изоляции и локальные методы мест повреждения.... В ГОСТе есть требование: "Все обнаруженные повреждения защитного покрытия должны быть устранены согласноНД и учтены в эксплуатационной документации с указанием места расположения дефекта на трубопроводе с погрешностью 1м." Кроме того не забывайте что есть требование ГАЗПРОМ о том что приборы типа ИПИ и следовательно и А-рамка не могут быть использованы при промерзании грунта более 10см.
Чтобы небыло споров...посмотрите материал по "Сталкер-75-04". Начинайте сразу с 9:48, а затем http://geodesist.ru/forum/threads/Обучение-работы-с-трассоискателем.14277/ Из этого материала видно что если это например трубопровод низкого давления (т.е. городские сети) то работать достаточно удобно... Это небольшие участки до 100...200м. При работе на магистральном трубопроводе, при проходе за смену 5...8км.. попробуйте- ка поработать с ДКИ (фрагмент на 11:00)
Хороший фильм, парни молодцы именно так надо продвигать свой товар. Только у меня 1500 км трубопроводов, если пройти все пешком то люди умрут. В ТЗ экспресс анализ слава создателю (тз), а не сплошной контроль, поиск повреждений делаем с целью определения мест шурфования. Спасибо, буду изучать предложенные документы, скоро лето, надо готовится. Думаю основная масса вопросов появится в поле...
Да Вы батенька - миллионер... 7 лет назад слышал такую цифру: 1км комплексного обследования трубопровода стоит около 1мил.руб.
Это наверное они про Внутритрубную диагностику имели ввиду, сами знаете рынок диктует цену, почти всегда работа делается так, что-бы получить хоть 5-10% прибыли...
Один вопрос, при поиске трубопровода, чем ниже частота тем дальше "слышит прибор"? Также прошу прошу подсказать какую лучше частоту выбрать для протяженных трубопроводов 10 км и более. (трубопровод в чистом поле эхз нет).
Посоветуйте способ повышения чувствительности при контроле изоляции через асфальтовое покрытие, Предлагают одеть куски поролона на штыри А-рамки и смочить их в солевом растворе, стоит так делать или все-же это бред?
