Діагностика трубопроводів із застосуванням методу акустичної емісії, статті

Як показала практика, більша частина відмов МТ при цьому припадають на області інтенсивних пластичних деформацій, що розвиваються в зонах перенапруг через технологічні дефектів, дефектів монтажу (зварювання під напругою), інтенсивних вогнищ корозійних пошкоджень, переміщень грунту, установки ремонтних конструкцій і т.д . Сукупність динамічних і статичних навантажень в процесі експлуатації МТ викликає при цьому локальне утворення двох основних типів пошкоджень, що призводять в остаточному підсумку до руйнування об'єкта, # 8209; це тріщиноподібні дефекти і дефекти корозійної природи. До істотного збільшення швидкості розвитку зазначених ушкоджень можуть приводити такі експлуатаційні фактори, як проведення періодичних випробувань тиском, передбачених чинною нормативно-технічною документацією (НТД), і порушення технологічного режиму і правил ремонту з боку експлуатуючої організації (мал.1а і б). Такі дефекти в рамках існуючих методик неруйнівного контролю МТ м можуть бути не виявлені або пропущені.

Практичний досвід свідчить, що при діагностуванні МТ з метою запобігання руйнувань доцільно використовувати моніторинговий принцип (робочі параметри експлуатації), тобто здійснювати контроль без примусового зміни тиску. Разом з тим для достовірної оцінки технічного стану трубопроводу необхідно використовувати комплексний діагностичний підхід з застосуванням декількох незалежних методів контролю, в т. Ч. Інтегральних.

Застосування, зокрема, інтегрального методу акустичної емісії - невід'ємна складова частина концепції впровадження комплексної системи технічного діагностування магістральних рубопроводов. В рамках цієї концепції в завдання методу акустичної емісії (АЕ) на магістральних нафтопродуктопроводах насамперед входить виявлення руйнувань задовго до їх настання і визначення ступеня їх небезпеки. Проблема застосування даного методу полягає в тому, що в існуючих правилах і діючих галузевих НТД для трубопроводів передбачено проведення АЕ-контролю в умовах примусового зміни тиску. На магістральних трубопроводах це пов'язане з великими часовими і матеріальними витратами, так що змінювати режим в умовах експлуатації для конкретного об'єкта, що діагностується ділянки часто видається важким і дорогим завданням. І якщо досвід обґрунтування і проведення АЕ-діагностики в режимі моніторингу для магістральних газопроводів вже є, то для трубопроводів рідких вуглеводнів ця задача залишається актуальною. Так, в рамках діючих НТД для АЕ-контролю магістрального нафтопроводу необхідно забезпечити перевищення поточного рівня робочого тиску як мінімум на 10%. З огляду на високий ступінь зношеності магістральних нафтопроводів, такі операції можуть бути чреваті серйозними наслідками. Так, в результаті випробувань тиском ділянок МТ з великими термінами експлуатації швидкість накопичення і розвитку пошкоджень в них різко збільшується, що може привести до істотного скорочення ресурсу об'єкта або виходу його з ладу (див. Приклади на рис. 1). Але є підстави вважати, що при певних робочих параметрах транспорту продукту в МТ в реалізації такої схеми навантаження немає необхідності.

В основі виникнення пульсацій внутрішнього тиску на робочих параметрах МТ лежить два явища. По-перше, це турбулентність, що викликає високочастотні пульсації тиску, другий механізм відноситься до дії невстановлених режимів в потоці жідкості.Такіе режими течії продукту спостерігаються при пусках і зупинках трубопроводу, включення або відключення агрегатів на НПС, повному або частковому закритті засувки, перемиканні резервуарів, скиданні або підкачування продукту, інших технологічних операціях, вироблених при транспорті продукту. В результаті перерахованих операцій будь-яка зміна швидкості потоку супроводжується виникненням хвиль підвищення тиску (рис. 2). Крім того, примусова зміна швидкості течії в трубі викликає пропорційну зміну тиску в потоці рідини. Так, для сталевого трубопроводу швидкість поширення хвиль тиску може досягати 1000 м / с, а зміна швидкості течії u1085 на 1 м / с викликає зміна руху в трубі на 0,9 МПа. При цьому хвилі тиску можуть поширюватися на значні відстані, поступово затухаючи за рахунок дисипації механічної енергії.

В цілому можна зробити висновок, що в умовах поточної експлуатації (режим моніторингу) в магістральних нафтопродуктопроводів виникають пульсації потоку продукту, необхідні для створення умов проведення акустико-емісійного контролю.

Ще один, важливий по значимості, тип дефектів ставився до аномальних зварних з'єднань (рис. 3а). В ході додаткового дефектоскопічного контролю (ДДК) виявлених зварних швів були виявлені численні відхилення за результатами візуально-вимірювального та ультразвукового контролю. На підставі цих даних три з чотирьох зварних з'єднань були забраковані і піддані подальшому ремонту. Інші джерела АЕ ставилися до локальних корозійних пошкоджень різного характеру, в т.ч. і з високим ступенем ураження. Мова, перш за все, йде про локальну виразкової і виразкової корозії (рис. 3б) і загальної корозії на ділянках пошкодження ізоляції зі значною втратою металу (рис. 3г).

Необхідно також окремо відзначити той факт, що два небезпечних джерела АЕ з усього проконтрольованого обсягу методами ДДК підтверджені не були. Як показує практика, відсутність результатів по ДДК не виключає існування небезпечних дефектів, оскільки чутливість АЕ-методу в кілька разів перевищує граничну чутливість використаних локальних методів неруйнівного контролю (НК). У цьому випадку обов'язково проведення повторного акустико-емісійного контролю в місці розташування джерела АЕ з метою уточнення його класу небезпеки та місця розташування. При підтвердженні високого класу небезпеки джерела АЕ, незалежно від результатів ДДК, має бути прийнято рішення про ремонт або вирізки дефектного ділянки.

Відзначимо, що все перераховане вище показує високу ефективність удосконаленої методики АЕ-контролю стосовно u1082 до магістральних нафтопроводах. Основні висновки полягають в наступному: * існує можливість проведення технічного діагностування магістральних нафтопродуктопроводів з застосуванням методу акустичної емісії в режимі моніторингу без примусового зміни тиску; * Пропонована методика контролю дозволить в деяких випадках істотно спростити для замовника процедуру проведення технічного діагностування діючого трубопроводу без втрати ефективності контролю.

Для перевірки і подальшої адаптації методики АЕ-контролю на ділянці діючого магістрального нафтопроводу фахівцями нашої фірми було проведено ряд експериментів. Об'єктом дослідження був типовий ділянку магістрального нафтопроводу ∅ 820 мм, марка стали 17Г2СФ, товщина стінки 10 мм, максимально дозволений тиск 4,7 мПа. Термін експлуатації нафтопроводу на момент проведення дослідження склав понад 30 років, робочий тиск на ділянці на момент проведення контролю склало 4,5 мПа.

Експеримент проводився з застосуванням акустико-емісійної системи A-Line 32D (рис. 4). Середня відстань між АЕ-перетворювачами склало 40 м. В ході первинного АЕ-контролю, здійсненого в рамках діючих правил ПБ 03-593-03 з примусовим зміною тиску, були виявлені дефектні ділянки трубопроводу з місцями локалізації джерел АЕ, відповідних розвиваються дефектів. Подальша запис коливань тиску в трубопроводі з реєстрацією параметрів АЕ здійснювалася після двогодинної витримки на робочих параметрах в режимі моніторингу (рис. 5). Видно, що хвиля на графіку має дві характерні складові, а саме на тлі низькочастотного тренда збільшення тиску від 4,5 до 5 МПа виникають високочастотні пульсації з періодом до 30 сек. і розмахом значень тиску до 0,2 мПа. Є підстави вважати, що подібний характер пульсацій може бути пов'язаний з розглянутими вище механізмами зміни тиску. Внаслідок цього створюються необхідні умови для проведення акустико-емісійних вимірювань.

На завершення роботи з метою налагодження запропонованої методики АЕ-контролю лінійної частини магістральних нафтопроводів і підтвердження зроблених висновків попередньо продіагностувати ділянки магістрального нафтопроводу з реалізацією стандартної схеми навантаження (рис. 6) були піддані додатковому АЕ-контролю в режимі моніторингу. В результаті виявлені раніше джерела АЕ, відповідні небезпечним розвиваються дефектів, були зареєстровані і локалізовані повторно. Загальна довжина проконтрольованого трубопроводу склала 12 км. В результаті на 21 ділянці МТ було виявлено 18 джерел АЕ 2-го класу небезпеки та 43 джерела АЕ 1-го класу небезпеки. Джерела 2-го класу були піддані додатковому Дефектоскопічний контролю (ДДК). Результати контролю зведені в табл. 1. З таблиці видно, що більша частина дефектів доводиться на ремонтні конструкції, встановлені раніше. Мабуть, причини цих джерел можуть полягати в двох особливостях: дефекти безпосередньо самої конструкції та дефекти трубопроводу під ремонтної конструкцією, які продовжують розвиватися. Відзначимо, що і в тому і в іншому випадку виявлені джерела АЕ представляють серйозну небезпеку для експлуатації трубопроводу і згодом повинні бути усунені. Однак якщо власні дефекти конструкції можуть бути виявлені за допомогою локальних методів НК (візуально-вимірювальний, ультразвукової, рентгенівський і магнітний контроль), то дефекти трубопроводу під ремонтної конструкцією локальними методами не виявляються. На підставі отриманих даних можна зробити висновок, що метод акустичної емісії в режимі моніторингу може бути ефективно використаний при діагностиці раніше виявлених дефектів МТ з метою визначення їх поточного стану та подальшого прийняття рішення про черговість і вигляді їх ремонту.

Табл. 1. Результати АЕ-контролю магістрального нафтопроводу в режимі моніторингу.

8. Ейгенсон А. С. Шейх-Алі Д. М. Розрахунок щільності і в'язкості пластової нафти за даними поверхневої дегазації. - Геологія нафти і газу. 1989. № 11.

9. Галеев В. Б. Карпачов М. З. Храменко В. І. "Магістральні нафтопродуктопроводи." - М. Недра, 1986.