Содержание
Введение
1.Диагностированиетрубопроводов
2.Методы диагностирования
2.1Шурфовое диагностирование
2.2 Метод акустической эмиссии
3.Определение состоянияизоляционных покрытий
3.1 Определение количества сквозныхповреждений
Список использованных источников
Введение
Быстрое развитие сети магистральных трубопроводов привело кдиспропорции между резко возросшими требованиями к надежности и системоймероприятий, обеспечивающих её. По мере нарастания доли износовых отказовпоявляется необходимость дифференцированной оценки безотказности различныхобъектов линейной части.
Основные проблемы управления и ремонта объектов линейнойчасти относятся к управлению профилактическим обслуживанием, предназначеннымвосстанавливать изменяющиеся в процессе эксплуатации основные параметры надежностиобъектов, предупреждать снижение эффективности работы линейной части, включаяпреждевременное ее разрушение, снижение безопасности и нарушение правил охраныокружающей среды.
Проблема обеспечения промышленной и экологическойбезопасности трубопроводного транспорта углеводородов — нефтепроводов,про-дуктопроводов и газопроводов — всегда была актуальной. Трубопроводыработают под большим давлением и при нарушении их герметичности происходитзначительный по объему выброс продуктов перекачки. Это не только причиняетматериальный ущерб предприятиям трубопроводного транспорта в связи с потерямипродукта перекачки, затратами на ликвидацию аварий, штрафными санкциями, но иприводит к загрязнению окружающей среды, создает предпосылки для возникновениячрезвычайных экологических ситуаций техногенного характера.
Для России необходимость обеспечения безопасноститрубопроводного транспорта УВ носит особенно острый характер. Это связано впервую очередь с большой протяженностью действующих и проектируемыхтрубопроводов. Кроме того, серьезной проблемой являются несанкционированныеврезки в трубопроводы с целью отбора продукта перекачки, приобретающие всеболее серьезные масштабы. Рост числа таких врезок напрямую связан с увеличениемстоимости УВ и продуктов их переработки. Несанкционированные врезкисопровождаются механическими воздействиями на трубопровод, утечками продуктаперекачки, наносят значительный материальный ущерб компаниям, эксплуатирующимтрубопроводы, и в ряде случаев приводят к серьезным экологическим катастрофам.
Компании, эксплуатирующие трубопроводы, прилагают немалоусилий для обеспечения их безопасной эксплуатации. Значительные средстварасходуются на охрану трубопроводов, текущее обслуживание, диагностику иремонт.
Для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводноготранспорта, защиты от несанкционированных врезок необходима надежная системанепрерывного дистанционного контроля технического состояния трубопроводов сфункциями обнаружения утечек. Такие системы интенсивно разрабатываются как вРоссии, так и за рубежом.
Основная задача системы диагностики — долгосрочное прогнозирование работы объектов, раннеепредупреждение дефектов и определение по результатам прогноза наиболееэффективных способов использования располагаемых материально-технических ресурсов.
В настоящее время задача контроля технического состоянияобъектов МН вышла на первое место, при этом следует учитывать, что традиционныемероприятия повышения надёжности МН исчерпали свои возможности. Вместе с темстало очевидно, что в связи с негативными процессами старения МН наращиватькапитальный ремонт только на основе существующей технологии сплошного ремонтаневозможно даже по чисто экономическим соображениям. Поэтому было приняторешение — быстрее переходить на метод выборочного ремонта на базе внутритрубнойдиагностики и других современных технологий и технических средствнеразрушающего контроля.
1. Диагностирование трубопроводов
Под диагностикой понимается получение и обработка информациио состоянии технических систем в целях обнаружения их неисправностей, выявлениятех элементов, ненормальное функционирование которых привело (или можетпривести) к возникновению неисправностей.
С технологической точки зрения техническая диагностикатрубопроводов включает в себя:
1) обнаружение дефектов на трубопроводе;
2) проверку изменения проектного положения трубопровода, егодеформаций и напряженного состояния;
3) оценку коррозионного состояния и защищенноститрубопроводов от коррозии;
4) контроль за технологическими параметрами транспорта нефти;
5) оценку теплового воздействия трубопроводов на вечнуюмерзлоту, влияние трубопроводов на гидрологию трассы, учет результатовэкологического и технологического мониторинга;
6) оценку результатов испытаний и диагностики трубопроводов, целесообразностьпроведения переиспытаний и повторной диагностики;
7) интегральную оценку работоспособности трубопроводов,прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубопровода.
При разработке системы технической диагностики линейной частинефтепроводов решаются следующие задачи:
Дефекты линейной части магистральных нефтепроводовподразделяются по виду:
дефекты изоляционных покрытий;
дефекты трубы;
дефекты, связанные с изменением проектного положениятрубопровода, его деформаций и напряженного состояния.
Дефекты трубы по степени опасности классифицируются по двумкатегориям:
дефекты подлежащие ремонту (ДПР);
дефекты первоочередного ремонта (ПОР).
По назначению диагностирование можно разделить на текущее ипрогнозное. При текущем диагностировании определяют состояние трубопровода вкакой-то определенный момент времени функционирования. Цель текущегодиагностирования — определение правильности и возможности выполнения объектомопределенных функции до следующего диагностического воздействия. При прогнозномдиагностировании необходимо получить исходные данные для прогнозированиявозможных изменении предсказания возможных неисправностей, могущих возникнутьпри работе. Поэтому прогнозное диагностирование всегда выполняют в большемобъеме, чем текущее.
Функциональное диагностирование дает возможность наработающем трубопроводе выявить нарушения правильности функционированияотдельных узлов и немедленно реагировать путем включения резерва, повторноговыполнения операций, перехода на другой режим и т. п. Функциональноедиагностирование во многих случаях обеспечивает нормальное или частичноевыполнение трубопроводом возложенных на него функций даже при наличиинеисправности в нем. Недостаток функционального диагностирования в том, что оновыявляет правильность функционирования только в данный момент и только в данномрежиме. При этом могут быть не выявлены неисправности, мешающие работе в другомрежиме.
Тестовое диагностирование дает возможность получить полнуюинформацию о техническом состоянии газопровода, дать оценку его работоспособностии исправности, однако его применение возможно только при проведениипрофилактики или ремонте объекта.
Комбинированное диагностирование представляет собой сочетаниефункционального и тестового и дает наиболее точное представление о техническомсостоянии объекта как при эксплуатации, так и ремонте. При комбинированномдиагностировании проверяют не только правильность функционирования, но иисправность и работоспособность объекта.
И тестовые, и функциональные методы применяют при текущемдиагностировании, например, при температурном контроле за режимом металла. Дляпрогнозного диагностирования используют тестовые методы, например: осмотры,проверки, испытания и исследования в период ремонта объекта. Следует отметить,что для получения правильного прогноза, кроме данных диагностирования, следуетучитывать ретроспективные данные.
По режиму работы методы диагностирования можно разделить напостоянно действующие (непрерывные), периодически действующие и разовые.Постоянно действующие методы характеризуются постоянным контролем за выбраннымипараметрами в процессе работы объекта, поэтому этими методами выполняетсятолько функциональное диагностирование. При периодически действующих методахконтроль рабочих параметров при функциональном или тестовом диагностированииосуществляется через определенные, строго повторяющиеся промежутки времени,определенные производственными инструкциями. Разовые методы применяют толькопри необходимости получения дополнительной информации, когда информация отпостоянного и периодического контроля недостаточна.
Неавтоматизированное диагностирование отдельных элементов трубопроводов,основанное на правилах эксплуатации, инструкциях, на интуиции обслуживающегоперсонала, существует и функционирует давно, например: проверка механической прочностиэлементов оборудования, дефектоскопия и др.
В настоящее время разработано значительное число методовтехнического диагностирования, основанных на различных физических,механических, химических и др.
По степени автоматизации методы диагностирования можноразделить на автоматические, автоматизированные, ручные. Автоматическиеобеспечивают диагностирование, включая и выдачу заключения, без участиячеловека. В этих случаях автоматически реализуется весь алгоритм техническогодиагностирования, задающий совокупность элементарных проверок,последовательность их реализации, правила обработки и анализа информации. Прирешении задач диагностирования автоматизированными методами человек неисключается из процесса диагностирования — он реализует часть алгоритма,например, обработку или анализ результатов элементарных проверок, контроль завыдерживанием параметров работающего энергоблока, когда средства контролятолько дают информацию об отклонении параметров от заданных, а анализинформации и поиск дефекта должен выполнять оперативный персонал. Ктаким методам относят, например, виброакустический, предусматривающий диалог«человек—машина». При ручном методе диагностирования весь алгоритм техническогодиагностирования выполняет человек.
Накопленную и постоянно поступающую информацию о состоянииэксплуатируемого оборудования следует систематизировать. Информация должнахарактеризовать такие параметры, которые в максимальной мере определяютсостояние диагностируемых элементов.
Средства технической диагностики можно использовать как вовремя ремонтов для проверки его качества, так и в оперативном режиме, они,выполняя роль предвестников отказа, позволяют более эффективно использоватьоборудование и сократить потери.
Необходимо совмещать анализ, причины появления дефектовс контролем технологических режимов эксплуатации и другими компонентами,нарушение которых приводит к дефектам.
2. Методы диагностирования
Методы диагностики технического состояния можноразделить на два типа: разрушающие и неразрушающие. К методам разрушающегоконтроля обычно относят предпусковые или периодические гидравлические испытанияаппаратов, а также механические испытания образцов металла, вырезанных из ихэлементов. Неразрушающие методы предполагают применение физических методовконтроля качества, не влияющих на работоспособность конструкции.
Неразрушающие методы контроля подразделяются на пассивные(интегральные) и активные (локальные).
К активным методам относятся методы, в которыхизмеряется изменение возбуждаемого физического поля, а к пассивным методамотносятся методы, использующие свойства физического поля, возбуждаемого самимконтролируемым объектом.
Локальные методы позволяют обнаружить дефект лишь наограниченной площади, а интегральные методы способны проконтролировать весьобъект в целом.
Активными методами являются: визуальный и измерительныйконтроль, ультразвуковая дефектоскопия, магнитные, радиографическиекапиллярные, метод вихревых токов, электрический.
К пассивным относятся: тепловизионный, виброакустическиеметоды и акустической эмиссии.
Визуальный и измерительный контроль являютсянеобходимыми условиями контроля качества как при изготовлении, так и приэксплуатации технологического оборудования. Они применяются для выявленияследующих дефектов: трещин всех видов и направлений; свищей и пористостинаружной поверхности шва; подрезов; наплывов, поджогов, незаплавленныхкратеров; несоответствие формы и размеров швов требованиям техническойдокументации и др.
Для определения внутренних дефектов металла и сварныхсоединений (трещин, непроваров, включений) трубопроводов в основном применяютсярадиационный и ультразвуковые методы контроля, в более редких случаях –магнитный.
В основе радиационного метода лежит ионизирующееизлучение в форме рентгеновских лучей и гамма-излучения. С одной стороныобъекта устанавливают источник излучения – рентгеновскую трубку, с другой –детектор, фиксирующий результаты просвечивания (рентгеновские пленки).
Ультразвуковой метод основан на исследовании процессараспространения упругих колебаний в контролируемом объекте. Этот метод основанна способности ультразвуковых колебаний отражаться от внутреннихнеоднородностей контролируемой среды.
Все трубопроводы подвергаются испытанию на прочность иплотность. Для этого чаще применяют гидравлическое испытание, реже –пневматическое. В соответствии с требованиями НТД проведение гидравлическогоили пневматического испытания трубопроводов относятся к основным видам работпри оценке их технического состояния. При диагностировании техническогосостояния длительно проработавшего оборудования, для продления ресурса егобезопасной эксплуатации этод метод является обычно завершающим этапомдиагностирования.
При испытании на прочность в трубопроводе создаютдавление, превышающее рабочее. При этом в конструкции трубопровода возникаютповышенные напряжения, которые вскрывают его дефектные места.
При испытании на плотность в трубопроводе создаютрабочее давление, при котором производят осмотр и обстукивание с цельювыявления неплотности системы в виде сквозных трещин, отверстий и т.д.
На плотность трубопроводы испытывают только послепредварительного испытания на прочность.
Гидравлический способ наиболее безопасный.Пневматический способ предусматривают в следующих случаях: когда опорныеконструкции или трубопровод не рассчитаны на заполнение его водой; еслитемпература воздуха отрицательная и отсутствуют средства, предотвращающиезамораживание системы; гидравлический метод недопустим или невозможен потехнологическим или другим требованиям.
Вид и способы испытаний, значения испытательных давленийуказывают в проекте для каждого трубопровода. Испытанию следует по возможности подвергатьвесь трубопровод. Обвязочные трубопроводы, непосредственно примыкающие каппаратам, испытывают одновременно с ними.
Для проведения гидравлического испытания необходимозаполнить изделие рабочей жидкостью. Давление в испытываемом трубопроводенеобходимо повышать плавно и с остановками для своевременного выявлениявозможных дефектов. Во время выдержки не должно наблюдаться падения давления.
Давление нужно плавно снизить до рабочего и выдержатьизделие под рабочим давлением в течение времени, необходимого для осмотратрубопровода.
Пневматическое испытание аналогично гидравлическому. Впроцессе испытания трубопровод заполняется воздухом или инертным газом иподнимается давление. Необходимо постоянно наблюдать за испытываемымтрубопроводом. Утечки обнаруживаются по звуку.
Контроль за деформациями и напряженным состояниемтрубопровода в целом не производится. Контроль за деформациями и напряженнымсостоянием отдельных участков трубопровода в особо сложных условиях (припросадках и пучении на вечной мерзлоте, на переходах через водные препятствия,в районах оползневых и карстовых проявлений, тектонических разломов и т.д.)возможен с использованием:
акустико-эмиссионного метода;
тензометрирования.
Использование шурфования, акустико-эмиссионного метода итензометрирования требует доступа к трубопроводу и непосредственного контакта сним.
/>
Рисунок 1 — Порядок диагностирования подземных трубопроводов
Наиболее сложными для технического диагностирования являютсяподземные трубопроводы.
Оперативную диагностику выполняют посредством обходаобслуживающим персоналом трассы газопровода. При обходе подземных участковутечки газа на трассе газопровода определяются по внешним признакам иприборами. Наибольшие сложности возникают при диагностировании подземныхучастков, что связано с трудностями доступа к ним и более интенсивнымнакоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта.
Получить информацию о динамике изменения свойств металла иизоляционного покрытия на трассе подземных трубопроводов, необходимую дляоценки остаточного ресурса, можно только при наличии шурфов, что значительноповышает трудности диагностирования. Поэтому на первом этапе техническогодиагностирования максимум информации стремятся получить без вскрытия грунта.
• проверка эффективности электрохимической защиты от коррозиипутем измерения потенциалов на защищенном участке (в точке подключенияустановки электрохимической защиты и на границах создаваемой ею защитной зоны);
• проверка состояния изоляции (в том числе наличия сквозныхповреждений) производится во всех местах, доступных для визуального контроля;на засыпанных участках газопровода — проверка сплошности изоляционного покрытияс помощью специальных приборов (АНПИ, КАОДИ, C-Scan идр.);
• выявление участков газопровода с аномалиями металла труб спомощью приборов, позволяющих дистанционно установить места коррозийных илииных повреждений труб, а также участки газопровода с местным повышениемнапряжений.
• определение коррозийной активности грунта и наличияблуждающих токов на участках с наиболее неблагоприятными условиями по этомупоказателю.
2.1 Шурфовое диагностирование
По полученным результатам диагностирования без вскрытиягрунта составляется акт и производится шурфовое диагностирование газопровода вбазовом шурфе, устраиваемом в период строительства. Если на действующем трубопроводебазовый шурф отсутствует, место базового шурфа выбирается в одном из местобнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного поврежденияизоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличиемест аномалий, является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20 % посравнению с фоновым значением).
Помимо базового при необходимости разрабатывается программазакладки дополнительных шурфов. Основными критериями такой необходимостиявляются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состоянияизоляции с показаниями определения аномалий металла, результаты анализатехнической документации и совпадение повреждений изоляционного покрытия сместами высокой агрессивности грунта, наличие блуждающих токов.
Программа шурфового диагностирования включает:
• определение толщины и внешнего вида изоляционного покрытия(расположение и размеры сквозных повреждений, наличие трещин, бугристость идр.), механической прочности, адгезии (прилипаемости) изоляционного покрытия кметаллу трубы, величины переходного электрического сопротивления;
• определение величины коррозийных повреждений трубы, наличиевмятин, рисок и т.п., контроль наружного диаметра и толщины стенки при наличиикоррозийных повреждений;
• определение вида и размеров дефектов в сварных швах, еслиони попали в зону шурфа и при осмотре обнаружены их отклонения от требованийнормативных документов;
• определение коррозийной активности грунта и наличияблуждающих токов;
• определение фактических значений временного сопротивления овфи предела текучести отф при толщине стенки 5 мм; более 5 мм — определение ударной вязкости KCUметалла, параметров напряженно-деформированного состояния в кольцевом сечении.
Оценку технического состояния газопровода проводят путемсравнения фактических значений параметров технического состояния с предельнодопустимыми значениями соответствующих определяющих параметров. При достижениипредельного состояния принимают решение о ремонте газопровода или его демонтаже.При наличии запаса производят оценку остаточного ресурса по следующимопределяющим параметрам:
• переходному сопротивлению изоляционного покрытия;
• изменению пластичности металла труб в результате старения;
• изменению ударной вязкости (трещиностойкости) в результатестарения;
• величине напряженно-деформированного состояния при действиифронтальной (общей) коррозии металла;
• величине язвенной (питтинговой) коррозии металла.Остаточный срок службы принимается наименьшим из рассчитанных по определяющимпараметрам.
2.2 Метод акустическойэмиссии
Метод акустической эмиссии относится к диагностике инаправлен на выявление состояния предразрушения трубоопровода путем определенияи анализа шумов, сопровождающих процесс образования и роста трещин.
Для регистрации волн акустической эмиссии используютаппаратуру, работающую в широком интервале частот – от кГц до МГц.
При испытании приложение нагрузки приводит квозникновению в зоне предразрушения акустического сигнала. Информация о временираспространения сигнала, его амплитуде, частотном спектре и т.п. воспринимаетсяпьезоэлектрическими акустическими датчиками. Обработка полученной информациислужит основанием для заключения о природе, месте расположения и росте дефекта.
Источники акустической эмиссии. Контроль сигналов АЭ
При разрушении почти все материалы издают звук, т. е.испускают акустические волны, воспринимаемые на слух. Большинствоконструкционных материалов (например, многие металлы и композиционныематериалы) начинают при нагружении испускать акустические колебания вультразвуковой (неслышимой) части спектра еще задолго до разрушения. Изучение ирегистрация этих волн стала возможной с созданием специальной аппаратуры.
Под акустической эмиссией (эмиссия — испускание, генерация) понимается возникновение всреде упругих волн, вызванных изменением ее состояния под действием внешних иливнутренних факторов. Акустико-эмиссионный метод основан на анализе этих волн иявляется одним из пассивных методов акустического контроля. В соответствии сГОСТ 27655—88 «Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения»механизмом возбуждения акустической эмиссии (АЭ) является совокупностьфизических и (или) химических процессов, происходящих в объекте контроля. Взависимости от типа процесса АЭ разделяют на следующие виды:
• АЭ материала, вызываемая динамической локальнойперестройкой его структуры;
•АЭ трения, вызываемая трением поверхностей твердых тел вместах приложения нагрузки и в соединениях, где имеет место податливостьсопрягаемых элементов;
• АЭ утечки, вызванная результатом взаимодействия протекающейчерез течь жидкости или газа со стенками течи и окружающим воздухом;
• АЭ при химических или электрических реакциях, возникающих врезультате протекания соответствующих реакций, в том числе сопровождающихкоррозийные процессы;
• магнитная и радиационная АЭ, возникающая соответственно приперемагничивании материалов (магнитный шум) или в результате взаимодействия сним ионизирующего излучения;
• АЭ, вызываемая фазовыми превращениями в веществах иматериалах.
Таким образом, АЭ — явление, сопровождающее едва ли не всефизические процессы, протекающие в твердых телах и на их поверхности.Возможности регистрации ряда видов АЭ вследствие их малости, особенно АЭ,возникающих на молекулярном уровне, при движении дефектов (дислокаций)кристаллической решетки, ограничивается чувствительностью аппаратуры, поэтому впрактике АЭ контроля большинства промышленных объектов, в том числе объектовнефтегазовой промышленности, используют первые три вида АЭ. При этом необходимоиметь в виду, что АЭ трения создает шум, приводит к образованию ложных дефектови является одним из основных факторов, усложняющих применение АЭ метода. Крометого, из АЭ первого вида регистрируются только наиболее сильные сигналы отразвивающихся дефектов: при росте трещин и при пластическом деформированииматериала. Последнее обстоятельство придает АЭ методу большую практическуюзначимость и обусловливает его широкое применение для целей техническойдиагностики. Целью АЭ контроля является обнаружение, определение координат ислежение (мониторинг) за источниками акустической эмиссии, связанными снесплошностями на поверхности или в объеме стенки объекта контроля, сварногосоединения и изготовляемых частей и компонентов. Все индикации, вызванныеисточниками АЭ, должны быть при наличии технической возможности оценены другимиметодами неразрушающего контроля.
Регистрация сигнала от источника АЭ осуществляетсяодновременно с шумом постоянного или переменного уровня. Шумы являются одним изосновных факторов, снижающих эффективность АЭ контроля. Ввиду разнообразияпричин, вызывающих их появление, шумы классифицируются в зависимости от:
•механизма генерации (источника происхождения) — акустические(механические) и электромагнитные;
• вида сигнала шумов — импульсные и непрерывные;
• расположения источника — внешние и внутренние.
Основными источниками шумов при АЭ контроле объектовявляются:
• разбрызгивание жидкости в емкости, сосуде или трубопроводепри его наполнении;
• гидродинамические турбулентные явления при высокой скоростинагружения;
•трение в точках контакта объекта с опорами или подвеской, атакже в соединениях, обладающих податливостью;
• работа насосов, моторов и других механических устройств;
• действие электромагнитных наводок;
• воздействие окружающей среды (дождя, ветра и пр.);
• собственные тепловые шумы преобразователя АЭ и шум входныхкаскадов усилителя (предусилителя).
Для подавления шумов ивыделения полезного сигнала обычно применяют два метода: амплитудный ичастотный. Амплитудный заключается в установлении фиксированного или плавающегоуровня дискриминационного порога Un, ниже которогосигналы АЭ аппаратура не регистрирует. Фиксированный порог устанавливается приналичии шумов постоянного уровня, плавающий — переменного. Плавающий порог Un, устанавливаемый автоматически за счет отслеживания общегоуровня шумов, позволяет, в отличие от фиксированного, исключить регистрациючасти сигналов шума как сигнала АЭ.
Частотный метод подавления шумов заключается в фильтрации сигнала, принимаемогоприемниками АЭ, с помощью низко- и высокочастотных фильтров (ФНЧ/ФВЧ). В этомслучае для настройки фильтров перед проведением контроля предварительнооценивают частоту и уровень соответствующих шумов.
После прохождения сигнала через фильтры и усилительный тракт,наряду с трансформацией волн на поверхности контролируемого изделия, происходитдальнейшее искажение первоначальных импульсов источника АЭ. Они приобретаютдвухполярный осциллирующий характер. Дальнейший порядок обработки сигналов ииспользования их в качестве информативного параметра определяется компьютернымипрограммами сбора данных и их постобработки, использованными в соответствующейаппаратуре различных производителей. Правильность определения числа событий иих амплитуда будут зависеть не только от возможности их регистрации(разрешающей способности аппаратуры), но и от способа регистрации.
После обработки принятых сигналов результаты контроляпредставляют в виде идентифицированных (с целью исключения ложных дефектов) иклассифицированных источников АЭ.
Выявленные и идентифицированные источники АЭ рекомендуетсяразделять на четыре класса:
• первый — пассивный источник, регистрируемый для анализадинамики его развития;
• второй — активный источник, требующий дополнительногоконтроля с использованием других методов;
• третий — критически активный источник, требующий контроляза развитием ситуации и принятия мер по подготовке возможного сброса нагрузки;
• четвертый — катастрофически активный источник, требующийнемедленного уменьшения нагрузки до нуля либо до величины, при которойактивность источника снижается до уровня второго или третьего класса.
Учитывая большое число параметров, характеризующих АЭ,отнесение источников к соответствующему классу осуществляется с помощью рядакритериев, учитывающих набор параметров. Выбор критериев осуществляется по ПБ03-593-03 в зависимости от механических и акустико-эмиссионных свойствматериалов контролируемых объектов. К числу критериев относятся следующие:
• амплитудный, основанный на регистрации амплитуд импульсов(не менее трех от одного источника) и их сравнении с величиной превышенияпорога (А,), которая соответствует росту трещины в материале.
• интегральный, основанный на сравнении оценки активностиисточников АЭ F с относительной силой этих источниковJk в каждом интервале регистрации.
• локально-динамический, использующий изменение числа АЭлокационных событий на ступенях выдержки давления и динамику изменения энергииили квадрата амплитуды лоцированного события с ростом нагруженности объекта.Этот критерий используется для оценки состояния объектов, структура и свойстваматериала которых точно не известны.
• интегрально-динамический, производящий классификациюисточника АЭ в зависимости от его типа и ранга. Тип источника определяют подинамике энерговыделения, исходя из амплитуды АЭ сигналов на интерваленаблюдения. Ранг источника устанавливают путем расчета его коэффициентаконцентрации С и суммарной энергии Е.
• критерии кода ASME, предназначенные для зонной локации и требующие знания допустимыхзначений параметров АЭ, что предполагает предварительное изучение свойствконтролируемых материалов и учет объекта контроля как акустического канала.
Структура аппаратуры АЭ контроля определяется следующимиосновными задачами: прием и идентификация сигналов АЭ, их усиление и обработка,определение значений параметров сигналов фиксация результатов и выдачаинформации. Аппаратура различается степенью сложности, назначением,транспортабельностью, а также классом в зависимости от объема получаемойинформации.
Метод АЭ позволяет контролировать всю поверхность объектаконтроля. Для проведения контроля должен быть обеспечен непосредственный доступк участкам поверхности объекта контроля для установки ПАЭ. При отсутствии такойвозможности, например при проведении периодического или постоянного контроляподземных магистральных трубопроводов без освобождения их от грунта и изоляции,могут быть использованы волноводы, укрепленные постоянно на контролируемомобъекте.
До нагружения объекта проверяют работоспособность аппаратурыи оценивают погрешность определения координат с помощью имитатора. Егоустанавливают в выбранной точке объекта и сравнивают показания системыопределения координат с реальными координатами имитатора. В качестве имитатораиспользуют пьезоэлектрический преобразователь, возбуждаемый электрическимиимпульсами от генератора.
Визуализация расположения источников АЭ осуществляется спомощью видеомонитора, на котором источники изображаются в соответствующемместе на развертке контролируемого объекта (см. рис. 1) в виде светящихся точекразличной яркости, цвета или формы (зависит от использованного программногообеспечения). Документирование результатов контроля осуществляется с помощьюсоответствующих периферийных устройств, подключаемых к основному процессору.
В случае непрерывной АЭ определить время задержки сигналовстановится невозможно. В этом случае координаты источника АЭ можно определить,используя так называемый амплитудный метод, основанный на измерении амплитудысигнала разными ПАЭ. В практике диагностирования этот метод применяют дляобнаружения течей через сквозные отверстия контролируемого изделия. Онзаключается в построении столбчатой гистограммы амплитуды сигнала источника,принимаемого различными ПАЭ. Анализ такой гистограммы позволяет выявить зонурасположения течи. Удобен при диагностировании таких линейных объектов, какнефте- и газопроводы.
Системы диагностического мониторинга, базирующиеся на методеАЭ контроля, являются наиболее универсальными. Аппаратное решение такой системыобычно включает:
• типовые блоки акустико-эмиссионной аппаратуры;
• блоки согласования и коммутации всех видов первичныхпреобразователей дополнительных видов неразрушающего контроля, состав которыхопределяется видом контролируемого объекта;
• блоки управления и принятия решения по результатамдиагностической информации о текущем состоянии контролируемого объекта.
На каждый объектразрабатывается соответствующая технология контроля. Работы по АЭ контролюначинаются с установки ПАЭ на объект. Установка осуществляется непосредственнона зачищенную поверхность объекта либо должен быть использован соответствующийволновод. Для осуществления локаций источников АЭ на объемном объекте, имеющембольшую площадь поверхности, ПАЭ размещаются в виде групп (антенн), в каждой изкоторых используется не менее трех преобразователей. На линейном объекте вкаждой группе используют по два ПАЭ.
Контроль проводитсятолько при создании в конструкции напряженного состояния, инициирующего вматериале объекта работу источников АЭ. Для этого объект подвергается нагружениюсилой, давлением, температурным полем и т.д.
Наблюдение и контроль следует осуществлять на всех этапахиспытаний. Некоторые виды дефектов проявляют себя в период сброса давления.Так, при снижении давления возникают сигналы от трения берегов трещин при ихсмыкании. Такие дефекты, как отдулины, возникающие чаще всего принаводороживании металла и проявляющиеся в расслоении металла по толщине, такжеобнаруживаются на этапе сброса давления (отдулины хорошо обнаруживаютсявизуально при косом освещении, иногда ощущаются при нажатии рукой). Дляподтверждения их наличия обычно применяют методы УЗК.
В процессе нагружения рекомендуется непрерывно наблюдать наэкране монитора обзорную картину АЭ излучения испытуемого объекта. Испытанияпрекращаются досрочно в случаях, когда регистрируемый источник АЭ относится кчетвертому классу. Объект должен быть разгружен, испытание либо прекращено,либо выяснен источник АЭ и оценена безопасность продолжения испытаний. Быстрое(экспоненциальное) нарастание суммарного счета, амплитуды импульсов, энергииили MARSE может служить показателемускоренного роста трещины, приводящего к разрушению.
Характерными особенностями метода АЭ контроля, определяющимиего возможности и область применения, являются следующие:
• метод АЭ контроля обеспечивает обнаружение и регистрациютолько развивающихся дефектов, что позволяет классифицировать дефекты не поразмерам, а по степени их опасности. При этом большие по размерам дефекты могутпопасть в класс неопасных, что значительно снижает потери из-за перебраковки.Одновременно при развитии опасного растущего дефекта, когда его размерыприближаются к критическому значению, амплитуда сигналов АЭ и темп их генерациирезко увеличиваются, что приводит к значительному возрастанию вероятностиобнаружения такого источника АЭ и повышает надежность эксплуатируемогооборудования;
• чувствительность метода АЭ контроля весьма высока. Онпозволяет выявить в рабочих условиях приращение трещины порядка долеймиллиметра, что значительно превышает чувствительность других методов.Положение и ориентация объекта не влияют на выявляемость дефектов;
• свойство интегральности метода АЭ контроля обеспечиваетконтроль всего объекта с использованием одного или нескольких преобразователейАЭ контроля, неподвижно установленных на поверхности объекта;
• метод АЭ контроля обеспечивает возможность проведенияконтроля объектов без удаления их гидро- или теплоизоляции. Для проведенияконтроля достаточно вскрыть изоляцию только в местах установкипреобразователей, что многократно снижает объем восстановительных работ;
• метод обеспечивает возможность проведения дистанционногоконтроля недоступных объектов, таких, как подземные и подводные трубопроводы,аппараты закрытых конструкций и т.п.;
• метод позволяет проводить контроль различных технологическихпроцессов и процессов изменения свойств и состояния материалов и имеет меньшеограничений, связанных с их свойствами и структурой;
• при контроле промышленных объектов метод во многих случаяхобладает максимальным значением отношения эффективность/стоимость.
Существенным недостатком метода является сложность выделенияполезного сигнала из помех, когда дефект мал. Другим существенным недостаткомметода наряду с высокой стоимостью аппаратуры является необходимость высокойквалификации оператора АЭ контроля.
Структура аппаратуры АЭ контроля определяется следующимиосновными задачами: прием и идентификация сигналов АЭ, их усиление и обработка,определение значений параметров сигналов фиксация результатов и выдачаинформации. Аппаратура различается степенью сложности, назначением,транспортабельностью, а также классом в зависимости от объема получаемойинформации.
Наибольшее распространение нашла многоканальная аппаратура,позволяющая наряду с параметрами АЭ определять координаты источников сигналов содновременной регистрацией параметров испытаний (нагрузка, давление,температура и пр.).
Закрепление ПАЭ на поверхности объекта контроляосуществляется различными способами: с помощью клея, хомутами, струбцинами,магнитными держателями, с помощью стационарно установленных кронштейнов и т. п.В практике промышленного АЭ контроля используют в основном резонансные ПАЭ, таккак чувствительность у них намного выше.
Крепление ПАЭ осуществляется с помощью магнитного прижима.Для обеспечения максимальной чувствительности тыльная сторона пластинывыполнена свободной, а боковая поверхность задемпфирована лишь на 30 %компаундом.
/>
Рисунок 2 — Схема расположения источников АЭ на развертке сосуда и местоположениезарегистрированных дефектов: 1 — обечайка 1; 2 — обечайка 2; 3 —вход воздуха; 4 — обечайка 3; 5 — днище нижнее; 6 — штуцер слива конденсатора; 7— лазовое отверстие; 8 — штуцер манометра; 9 — штуцер предохранительногоклапана; 10 — днище верхнее; I—VIII — номера приемников АЭ
В настоящее время на трубопроводах эксплуатируется рядсистем, работа которых основана на различных физических принципах.
Акустические системы регистрируют в акустическом диапазоне частот волны,сформированные утечками. К этим системам относятся: СНКГН-1, СНКГН-2 (НИИинтроскопии при Томском политехническом университете); «LeakWave» (фирма«Энергоавтоматика», Москва); «Капкан» (ООО«Проект-ресурс», Нижний Новгород); «WaveAlert Acoustic Leak Detection System» (компания Acoustic Systems Incorporated, США); «Leak and Impact / Shock Detection System L.D.S.» (Франция).
Параметрические системы основаны на измерении давления и расхода продукта перекачки.Предлагаются также системы, работающие на других физических принципах, среди которых,в частности, следует отметить систему виброакустического мониторинга на основеволоконно-оптического кабеля; волоконно-оптический датчик (кабель) дляобнаружения утечек нефти и нефтепродуктов; систему оперативного дистанционногоконтроля утечек, основанную на измерении проводимости изоляционного покрытиятрубопровода.
Акустические и параметрические системы имеют преимущества посравнению с другими благодаря более высоким техническим характеристикам иэкономическим показателям. При сравнении систем существенным показателемявляется стоимость оборудования, его монтажа и текущего обслуживания в расчетена 1 км протяженности трубопровода. И если характеристики двух систем сравнимы,то предпочтение отдается, безусловно, экономически более привлекательнойразработке.
Анализ экономических показателей позволяет условно разделитьперечисленные системы на две стоимостные группы (распределенные и протяженныесистемы), которые отличаются способом монтажа оборудования на трубопроводе:
в распределенных системах регистрирующие модулиустанавливаются на трубопроводе, как правило, на значительном расстоянии другот друга и используют доступные каналы связи — радиоканал, спутниковый,телемеханический, оптоволоконный. К этой группе относятся акустические ипараметрические системы;
в протяженных системах устанавливаемое оборудование требуетпрокладки вдоль трубопровода дополнительного канала связи.
Для распределенных систем стоимость оборудования, монтажа итекущего обслуживания в расчете на 1 км примерно в 10 раз ниже по сравнению спротяженными системами.
В то же время анализ технических характеристик указанныхсистем показывает, что они обеспечивают регистрацию крупных утечек,сопровождающихся падением давления, и имеют предел чувствительности, которыйсоставляет около 1 % производительности трубопровода. При этом утечки с низкойинтенсивностью (менее 1 %) такие системы не регистрируют. Так, например, припроизводительности 2000 м3/ч система с чувствительностью 1 % способнаобнаружить только утечку с интенсивностью 333,3 л/мин и более.
Чувствительность рассматриваемых систем ограничена«шумом» измеряемых параметров. В последнее время растетпроизводительность магистралыных трубопроводов, что приводит к увеличению«шума» и снижению чувствительности систем. Реализация только однойфункции контроля технического состояния в акустических системах является ихсущественным недостатком.
Для обеспечения нескольких функций, например таких, какрегистрация утечек, охрана трубопровода, сопровождение (контрольместоположения) внутритрубных устройств, необходимо устанавливать 3 разныесистемы, что приводит к снижению и надежности при реализации отдельных функцийи росту общих затрат.
3. Определение состояния изоляционных покрытий
Впроцессе технической диагностики нефтегазового оборудования методыэлектрического контроля используют в первую очередь для оценки целостностиизоляционных покрытий. Контроль состояния изоляции осуществляют обычно электропараметрическим(методом «влажной губки») и электроискровым («высоковольтным») методами.
Определениесостояния изоляции подземных трубопроводов производится:
• наоснове визуального осмотра;
• повеличине переходного сопротивления;
• поколичеству сквозных повреждений.
Визуальныйосмотр изоляции выполняетсяв шурфах. Шурфованию при обследовании трубопроводов принадлежат те участки, накоторых предполагается наличие разрушений изоляции (на основе анализастатистических данных об авариях, работы СКЗ и др.). Количество шурфов, отрытыхна каждом километре обследуемого трубопровода, должно быть не больше двух.
Приотрыве шурфов осторожно снимают прилегающие к трубопроводу слои земли с тем,чтобы не нарушить изоляцию в трубе. Далее производят визуальное обследование сописанием внешнего вида и типа повреждения покрытия, определяют адгезиюзащитного покрытия на неповрежденной части изоляции.
Недостаткомданного метода является субъективность в оценке качества изоляции.
Наиболееполно состояние изоляционного покрытия подземных трубопроводов характеризует величинапереходного сопротивления. Переходное сопротивление подземногоизолированного металлического трубопровода — это сопротивление входу тока вподземный трубопровод, а также выходу из него.
Прощевсего определить переходное сопротивление Rn в местах установки контрольно-измерительных колонок (КИК). Вэтом случае используется схема измерения, изображенная на рис. 5.5. В качествеисточника тока и одновременно измерительного прибора используются измерителисопротивления МС-08, М-231 и др. Значение переходного сопротивления снимаютнепосредственно по шкале прибора. Однако возможности данного метода ограничены,поскольку КИК размещаются по трассе трубопровода через 1 км.
/>
Рисунок3 — Схема определения переходногосопротивления измерителями сопротивления: 1 — трубопровод; 2 — контрольно-измерительная колонка; 3— измерительсопротивления; 4 — измерительные электроды
Рисунок4 — Схема определения переходного сопротивления методом «мокрого контакта»: 1 — трубопровод; 2 — изоляционное покрытие; 3 — механическийконтакт; 4 — влажное матерчатое полотенце, 5 — электрод
Переходноесопротивление может быть измерено в шурфах методом «мокрого контакта» (рис. 4).Схема измерений по данному методу состоит в следующем. Покрытие в местеизмерения очищают от грунта и свободной влаги по периметру трубопроводаполосой, ширина которой должна быть не менее 0,5 м. На очищенную поверхность накладывают тканевое полотенце, смоченное в 3%-м растворе повареннойсоли, а на него — металлический электрод-бандаж.
ДелителемR устанавливают рабочее напряжение U = 30 В и определяют по амперметру величину тока утечки I. После этого вычисляют переходноесопротивление.
Дляприменения метода «мокрого контакта» необходимо производить шурфованиетрубопровода.
Известно,что чем хуже состояние изоляции, тем большая величина защитного токанеобходима, чтобы поддерживать на трубопроводе требуемую величину защитногопотенциала. Поэтому о состоянии изоляционного покрытия подземного трубопроводаможно судить по величине плотности защитного тока, равной отношению токадренажа к площади защищаемой поверхности.
3.1 Определение количества сквозных повреждений
Определениеместонахождения сравнительно крупных сквозных повреждений в защитном покрытииподземных трубопроводов основано на измерении падения напряжения на поверхностигрунта между двумя электродами, создаваемого током, стекающим с трубы в местахповреждений. Для локализации можно применять постоянный или переменный ток.
Одним изметодов контроля состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводовявляется определение количества сквозных повреждений в нем. Этот методпредложен американским изобретателем Д. Пирсоном в 40-х гг. XX столетия и мало изменился до нашеговремени. Совершенствовалась только аппаратура для его реализации.
Метод сиспользованием переменного тока имеет следующие преимущества: его можноприменять в зоне влияния блуждающих токов, и в качестве электродов могут бытьиспользованы простые металлические штыри.
Содержаниеметода Пирсона заключается в следующем. Генератор звуковой частоты порядка 1000Гц подключается одним полюсом к подземному трубопроводу, а другим — к земле.Ток, идущий по трубопроводу, стекает в местах повреждения изоляции и создаетповышение потенциала, которое может быть измерено двухэлектродной установкой(рис. 3).
/>
Рисунок 5— Схема определения мест сквозных повреждений в изоляционном покрытиитрубопровода: 1 — звуковой генератор; 2 — измерительные электроды; 3 — звуковойиндикатор; 4 — изолированный трубопровод; 5 — сквозное повреждение
Минимальный(нулевой) потенциал наблюдается, когда центр двухэлектродной установкинаходится под сквозным повреждением изоляции. Этот характер изменения разностипотенциалов используется для точного определения сквозного повреждения визоляции. Для уточнения места повреждения двухэлектродную установку располагаютперпендикулярно оси трубопровода и постепенным перемещением электродов находятмаксимум разности потенциалов (рис. 6).
Схемаизмерения разности потенциалов устройства для контроля изоляции (УКИ-1)изображена на рис. 6.
Приреализации метода Пирсона, например, прибором типа ИПИ, используют генераторпеременного тока звуковой частоты (до 1000 Гц), который создает между трубой ивременным стержнем-заземлителем напряжение в несколько десятков вольт.Благодаря этому через грунт начинает течь соответствующий «ток поиска».
/>
Рисунок6 — График изменения разности потенциалов между измерительными электродами: а — припродольном расположении электродов; б — при поперечном расположении электродов
Дваоператора при помощи щупов или контактных башмаков снимают разность потенциаловна поверхности земли, результат регистрируют по показаниям прибора илизвуковому сигналу. Для более точного выделения полезного сигнала и устранениявлияния посторонних напряжений в грунте генератор может работать в пульсирующемрежиме.
Один изоператоров движется над осью трубы, другой в 10 м от него по линии, перпендикулярной оси трубы (рис. 7). При приближении первого оператора к местудефекта амплитуда сигнала возрастает и достигает максимума, когда щуп находитсянепосредственно над дефектом. При удалении от повреждения уровень сигналаснижается. При невозможности перемещения операторов таким образом, например,при густых зарослях или болотистой местности, операторы могут передвигатьсядруг за другом над осью трубы. В этом случае оператор, контролирующий уровеньсигнала, должен быть особо внимателен, так как уровень сигнала будет возрастатьдважды, в момент прохождения над дефектом первого и второго операторов. Крометого, поблизости могут находиться другие дефекты, которые осложнят локализацию.
/>
Рисунок 7- Обнаружение сквозных дефектов изоляционного покрытия методом Пирсона спомощью прибора ИПИ: 1 — труба; 2 — КИП; 3 — генератор звуковой частоты; 4 —временный заземли-тель; 5 — головные телефоны; б — приемник ИПИ; 7 — стальныеэлектроды
Необходимымусловием применимости данного метода является знание положения оситрубопровода. Поэтому приборы для контроля изоляции должны еще определятьтрассу трубопровода, т. е. должны быть снабжены поисковым контуром.
Вотечественной практике места дефектов в изоляции подземных трубопроводовопределяют одним из типов искателей повреждений (ИПИ-76, АНПИ «Пеленг-1», ИТ-5и др.), либо установкой для определения дефектных мест в изоляционном покрытиимагистральных трубопроводов УКИ-1.
Болееточную локализацию места повреждения покрытия можно осуществить путем измеренияградиента постоянного тока на поверхности земли над осью трубы (методпостоянного тока).
Дляэтого два медно-сульфатных электрода типа ЭСП с удлинительными штангами (можноиспользовать лыжные палки) устанавливают над осью трубы на расстоянии 1 — 1,5 м друг от друга. В качестве измерительного прибора используют цифровой мультиметр или высокоомныйвольтметр с нулевой отметкой в центре шкалы( рис. 8).
/>
Рисунок8 — Локализация сквозных дефектов защитного покрытия путем измерения градиентапостоянного тока: 1 — труба; 2 — медно-сульфатный электрод; 3 — удлинительныештанги; 4 — высокоомный вольтметр; 5 — дефект защитного покрытия
Электродыэквидистантно друг относительно друга переставляют вдоль оси трубы. Приприближении к месту дефекта наблюдается увеличение градиента постоянного тока,который достигает максимума, когда один электрод расположен над дефектом, а присимметричном расположении электродов относительно дефекта разность потенциаловравна нулю. Место дефекта определяют путем деления расстояния между электродамина две равные части.
Придальнейшем перемещении электродов наблюдается вновь увеличение градиента напряженияи постепенный его спад.
Дляколичественной оценки размеров дефектов целесообразно применять методы,основанные на постоянном токе, поскольку ввиду емкостной проводимостисопротивление покрытия для переменного тока уменьшается.
Определениеместа сквозного дефекта в изоляции путем детального измерения потенциаловтрубопровода осуществляют различными системами: аппаратурой«Поиск-01» фирмы «Парсек» (Россия), «ВайлекесЭлектроник» (Германия), системой «Корпак» или приборнымкомплексом «Сервейер МК-9» (Великобритания) и др. Комплексы состоятиз измерительных устройств с памятью, измерительных электродов, персональногокомпьютера, печатающего и графопостроительного устройств. В комплект такжевходят катушки с проводом, таймер и устройства для прерывания тока УКЗ.
Измеренияпроводят методом выносного электрода, поляризационный потенциал измеряютметодом отключения тока поляризации через короткие промежутки времени.
Синхронное(или несинхронное для аппаратуры «Поиск-01») отключение токаполяризации УКЗ осуществляют с помощью синтактов, управляемыхсинхронизированными таймерами или специальными прерывателями.
Операторперемещается над осью трубы, переставляя два медно-сульфатных электродасравнения, осуществляя контакт измерительного устройства с грунтом. Контакт струбой осуществляется через контрольный вывод с помощью переносной катушки. Накатушке имеется счетное устройство, позволяющее осуществить привязку к трассетрубопровода и к отдельным ориентирам на трассе.
Современныесистемы для обследований оснащены устройством GPS для спутниковой привязки измерений к местности сточностью до 3— 15 м.
Дляучета влияния и регистрации блуждающих токов в ближайших КИПах устанавливаютстационарные электроды с измерительными и запоминающими устройствами типа«Минилог-128», РАД-256 и др.
Прерываниетока поляризации осуществляется в диапазоне от 1 до 27 с, например, по схеме:5с — включено, 1с — отключено и др. Измерение потенциала отключения проводятавтоматически, не ранее 100 мс с момента отключения.
Данные,накопленные в результате измерений в запоминающих устройствах, переводят вкомпьютер, где обрабатывают и индицируют на экране дисплея.
Вокончательном виде результаты обследования трубопровода выдают в виде таблиц ицветных графиков. По таблицам и графикам определяют места повреждений защитногопокрытия и зоны недозащиты и перезащиты трубопровода.
Опыт диагностирования трубопроводов показывает, что длядостоверной оценки их состояния невозможно ограничиться каким-либо однимметодом диагностирования. Объективный диагноз может быть поставлен только врамках комплексных исследований состояния трубопроводов.
Список использованныхисточников
1. Богданов Е.А.Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. М.: Высшая школа,2006.- 279 с.
2. Защитатрубопроводов от коррозии. Т.2 / Ф.А. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др.СПб.: Недра, 2007. – 656 с.
3. Коршак А.А.,Байкова Л.Р. Диагностика объектов нефтеперекачивающих станций. Уфа:ДизайнПолиграфСервис, 2008. – 176 с.
4. Кузнецов Н.С.Теория и практика неразрушающего контроля изделий с помощью акустическойэмиссии. М.: Машиностроение, 1998. – 197 с.
5. Неразрушающийконтроль и диагностика: Справочник / Под ред. Проф. В.В.Клюева. М.:Машиностроение, 2003. – 636 с.
6. Справочник инженерапо эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов / Под ред. Ю.Д.Земенкова.М.: «Инфра Инженерия», 2006. – 821 с.
7. Трубопроводныйтранспорт нефти / Под ред. С.М.Вайнштока. В 2 т. М.: Недра, 2004. — Т. 2. – 621с.