Пример 4.

АКУСТИКО-ЭМИССИОННЫЙ

КОНТРОЛЬ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ДИАГНОСТИКИ НЕФТЕПРОВОДОВ

Обобщен опыт применения акустико-эмиссионного контроля при проведении диагностики технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС ОАО «Верхневолжскнефтепровод». Отражены результаты, позволяющие связать параметры источников акустической эмиссии с полученными в результате дополнительного дефектоскопического контроля характеристиками дефектов.

Для диагностики технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС в тех местах, где ее невозможно провести с помощью внутритрубных инспекционных приборов (ВИП), в ОАО «Верхневолжскнефтепровод» создана специальная группа, перед которой поставлена задача диагностирования ответственных участков трубопроводов с помощью акустической эмиссии. При производстве работ она использует акустико-эмиссионный комплекс.

За двухлетний период акустико-эмиссионная диагностика проводилась на технологических нефтепроводах 15 НПС дочернего общества.

Список нормативных документов, регламентирующих проведение контроля, включал:

• правила безопасности ПБ 03-593-03 «Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов»;

• руководящий документ РД 153-39.4Р-145-03 «Методика оценки технического состояния, аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС МН и прогнозирования безопасного срока их эксплуатации»;

• руководящий документ РД 16.01-60.30.00-КТН-085-1-05 «Правила технической диагностики нефтепроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации».

Перед проведением диагностики проводился контроль работоспособности аппаратуры с помощью процедуры калибровки, определялись акустические параметры объектов контроля и характеристики сигналов акустической эмиссии (АЭ) - для более точного определения координат источников АЭ. Благодаря калибровке точность локации источ­ников АЭ достигала 5 % от расстояния между датчиками. При съеме информации использовался метод линейной локации.

Испытываемый нефтепровод вскрывался в шурфах, расстояние между которыми составляло от 60 до 80 м. По верхней образующей трубы осуществлялась зачистка металла и установка АЭ датчиков. Максимально за одно нагружение испытывалось до 600 м трубопровода.

Перед проведением экспериментов задвижки, участвующие в испытаниях, проходили специальную обработку (промывку) и проверку на герметичность. На рисунок 1 показан график нагружения участка нефтепровода. На нем введены следующие обозначения:

• - рабочее давление диагностируемого нефтепровода;

• Т - время выдержки при испытательном давлении (составляет 10 мин).

Рисунок 1. График нагружения технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС (функция давления от времени )

В процессе нагружений экспресс-оценка наличия развивающегося дефекта проводилась по амплитудному критерию, заложенному в программном обеспечении комплекса. При выявлении критически активного источника в процессе нагружения нагнетание давления в трубопровод прекращалось, проводилась локация источника АЭ, вскрытие нефтепровода, проведение дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК).

После устранения обнаруженного по результатам ДДК дефекта испытания продолжались с выходом на максимальное испытательное давление. В табл. 1 представлены данные по зарегистрированным параметрам АЭ и дефектам, выяв­ленным после проведения ДДК.

Как следует из этой таблицы, в процессе экспериментов выявлено шесть дефектов, из них один являлся источником третьего класса, остальные пять - второго класса. Все обнаруженные дефекты принадлежат к дефектам первоочередного ремонта (ПОР). К трещиноподобным дефектам можно отнести дефекты № 1, 2, 3, 5; к коррозионным дефектам - № 4 и 6.

Ультразвуковой и капиллярный контроль зон дефектов позволил выявить, что дефекты типа трещин (№ 1 и 3) характеризуются острыми концами кромок и расположены вдоль продольных сварных швов. По сигналам АЭ для них характерны высокие значения амплитуд при относительно небольших значениях нагрузок в трубопроводе.

Дефекты № 2 и 5 принадлежат к менее развитым трещиноподобным дефектам, которые характеризуются значительными областями концентраций напряжений по их краям. По сигналам АЭ для них также характерны высокие значения амплитуд, но уже при более высоких значениях нагрузки в нефтепроводе по сравнению с дефектами № 1 и 3.

Наибольший интерес представляют дефекты № 4 и 6, несмотря на схожесть их акустических параметров с параметрами дефектов № 2 и 5. Они представляют собой не трещиноподобные дефекты, а дефекты с внешними коррозионными потерями металла без развитых микро- и макротрещин. Данный факт схожести параметров амплитуд коррозионных и трещиноподобных дефектов труднообъясним.

Следует отметить, что основной трудностью в проведении диагностики АЭ-методом на территориях НПС являются помехи, наводимые работающими механизмами, негерметичностью запорной арматуры, пассивными помехами от погодных условий.

Проведенные предварительные эксперименты по герметизации мест контроля в сочетании с обоснованным выбором уровня амплитудной дискриминации аппаратуры позволили минимизировать воздействие вышеназванных факторов на результат контроля.

Так, в экспериментах было выявлено, что паразитные шумы, вызванные негерметичностью затвора у клиновых задвижек, устраняются вводом частотной фильтрации. Чаще всего для этого достаточно было установить пороговое значение фильтра низкой частоты ФНЧ в 100 кГц.

Для шиберных задвижек в случае подавления паразитных шумов можно использовать пороговое значение в 150 кГц. Однако, используя частотную фильтрацию, есть вероятность пропуска развивающихся трещин, причем имеющих значительное развитие по длине, поскольку они проявляются в области низких частот. В связи с этим при подготовке участка нефтепровода к диагностике особые требования должны быть предъявлены к герметичности задвижек

Опыт применения АЭ-контроля позволяет сделать вывод, что описанные технологии с успехом выявляют развивающиеся дефекты типа ПОР, в том числе и коррозионного происхождения.

Таблица 1 - Данные по зарегистрированным параметрам АЭ и дефекты выявленные после проведения ДДК

№	Тип дефекта	Класс источника АЭ	Параметры зарегистрированных АЭ				Макси-мальное давление нагрух- жения кг/см2	Эскиз дефекта
			Амплитуда, дБ	Длительность, мкс	Время нарастания, мкс	Давление, на котором выявился дефект, кг/см2
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Недопустимый внутренний дефект корня продольного шва (плоскостной дефект в корне шва, S„ =1,53 мм2)	III	До 94	6821449	7092	35	55
2	Подрез на продольном шве + недопустимый дефект продольного шва Ес(50) - 7,5 - Н (плоскостной дефект в заполнении шва, SЭКВ до 2,5 мм2)	II	До 66	191705	311	55	68
3	Трещина вдоль продольного шва (в зоне подрезов)	II	До 55	32169	21818	Сброс с 31,8 до 19,5	31,8
4	Зона со сплошной язвенной коррозией, глубина язв до 0,3 мм	II	До 56	2283	239	До 55	55
5	Расслоение с ВНП, СВШ	II	До 84	24803	12684	50,8	50,8
6	Участок с внешними потерями металла	II	До 60	2992	1239	От 56,3 до 63	68