3.1.2. Диагностика напряженно-деформированного состояния линейной части трубопровода

Диагностика напряженно-деформированного состояния (НДС) осущест­вляется расчетным путем на основе информации о результатах технического контроля элементов трубопровода и определения их коррозионного состояния.

Под техническим контролем объектов линейной части МТ понимается проверка соответствия их фактических параметров, подверженных изменению в процессе эксплуатации, проектным значением.

В рамках технического контроля определяются:

• плановое положение и глубина заложения трубопровода;

• действительные радиусы изгибов трубопровода в вертикальной и гори­зонтальной плоскостях;

• высотное положение арматуры и опорного фундамента;

• относительная горизонтальность трубопроводов камер пуска и приема очистных устройств;

• перемещения их трубопроводной обвязки;

• глубина заложения защитного кожуха через автомобильные и желез­ные дороги;

• основные геометрические размеры и положение элементов переходов через естественные и искусственные препятствия.

На каждый вид технического контроля составляется карта, в которую включают состав проводимых работ. Сведения о способах и периодичности контроля объектов линейной части МТ приведены в табл.3.3.

Определение планово-высотного положения трубопровода производится трассоискателями (ТПК-1, ВТР-1УМ, ИТ-5) или способом шурфования. В за­висимости от профиля трассы замеры производят в точках, расположенных друг от друга на расстоянии 10...60 диаметров трубопровода, не менее 2-х раз в каждой точке.

Способы и периодичность контроля объектов линейной части МТ

Контролируемые	Способы	Периодичность
объекты	контроля	контроля
1	2	3
1. Собственно
трубопровод:
- планово-высотное	визуальный	2 раза в год (весной, осе­
положение		нью)
	трассоискателями или	1 раз в 5 лет на непахот­
	шурфованием	ных землях,
		1 раз в 3 года на пахот­
		ных землях
- действительные	геодезический	1 раз после сооружения,
радиусы изгиба в		каждый раз после капи­
горизонтальной и		тального ремонта
вертикальной		(переукладки)
плоскостях
2. Запорно-	визуальный	2 раза в год
регулирующая
арматура с	геодезический	до и после капитального
прилегающими		ремонта, переиспытания,
участками		реконструкции трубо­
трубопроводов		провода
3. Камеры пуска и	визуальный	2 раза в год
приема очистных
устройств	геодезический	до и после капитального
		ремонта, переиспытания,
		реконструкции трубо­
		провода
4. Подземные	визуальный	2 раза в год
переходы через
автомобильные и	трассоискателями или	до и после капитального
железные дороги	шурфованием	ремонта, переиспытания,
		реконструкции трубо­
		провода

1	2	3
5. Надземные переходы
через искусственные
и естественные
препятствия
- подземные участки	визуальныи,	2 раза в год
	геодезическии
- примыкающие	трассоискателями или	ежегодно
подземные участки	шурфованием

Сначала определяют положение трубопровода в плане.

Принцип действия трассоискателей основан на использовании электро­магнитной индукции и заключается в обнаружении при помощи приемника переменного магнитного поля, искусственно создаваемого при помощи гене­ратора вокруг трубопроводов. Функциональная схема обнаружения подземных трубопроводов приведена на рис. 3.5.

Данная схема работает следующим образом. Импульсно- модулированный сигнал, формируемый генератором, при помощи выходного шнура с магнитом подводится к трубопроводу. При этом вокруг оси трубопро­вода создается переменное магнитное поле, которое возбуждает в антенне электродвижущую силу. Ток, возникающий в антенне, усиливается приемни­ком и поступает в головные телефоны.

Трубопровод в месте установки магнита выходного шнура генератора должен быть очищен от ржавчины и грязи до металлического блеска. Заземле­ние устраивается на расстоянии 5... 10 метров в направлении, перпендикуляр­ном предполагаемому направлению трубопровода.

Местоположение трубопровода определяют двумя методами: по макси­муму и минимуму сигнала (рис. 3.6). Метод максимума сигнала используется для грубого нахождения положения трубопровода. При этом антенна распола­гается горизонтально и перпендикулярно предполагаемой оси подземного со­оружения. Для определения его положения в плане плавно перемещают по го­ризонтали вправо и влево. С приближением антенны к трубопроводу сила зву­кового сигнала увеличивается. Поскольку кривая уровня сигнала при прослу­шивании на максимум изменяется плавно, то таким путем удается выделить полосу шириной до 2 метров, в которой находится трубопровод. Для уточне­ния положения трубы используется метод минимума сигнала. В этом случае можно поступить двояко: либо сохраняя горизонтальное положение антенны, вращать ее вокруг вертикальной оси (минимум сигнала будет в момент, когда направления осей антенны и трубы совпадут), либо установить антенну верти­кально и перемещать параллельно поверхности грунта (положение трубопро­вода определяется по минимуму сигнала). Положение оси трубопровода фик­сируют временными вешками (металлическими штырями или колышками).

Для определения глубины заложения трубопровода антенну располагают под углом 45° к поверхности земли и удаляют от него в перпендикулярном на­правлении до первого минимума слышимости сигнала. Расстояние 1, от оси трубопровода до положения антенны, при котором слышимость сигнала ми­нимальна, соответствует глубине его заложения.

Рекомендуется определять величины 1, перемещая антенну в обе стороны от трубопровода. Величины Ь и 1₂ должны отличаться не более, чем на 10 %. После этого находится глубина его заложения по формуле:

H=0,5(1i+1₂-D_h),

где D_H - наружный диаметр трубопровода.

Трассоискатели позволяют определять положение трубопроводов, рас­положенных на глубине до 10 м, при расстоянии от точки подключения гене­ратора до 1,5 км с погрешностью ±20 см. Они сохраняют работоспособность при температуре от -25°С до +40°С.

При определении фактической глубины заложения трубопровода мето­дом шурфования шурфы роются на расстоянии 100...200 м друг от друга на прямых участках и на расстоянии 10...20 диаметров трубы на криволинейных участках трубопровода.

Определение действительных радиусов изгиба трубопровода произво­дится путем геодезического контроля. Замеры производят теодолитом, ниве­лиром, мерной лентой.

Определение радиуса изгиба трубопровода в горизонтальной плоскости начинают с нахождения оси трубы трассоискателем или шурфованием, а также начального и конечного прямолинейных участков кривой. Далее кривая разби­вается на п отрезков (в пределах 10 м) и производится замер внутренних углов «i (рис.3.7). Находят центральный угол круговой кривой (3 поворота трубопро­вода по формуле

р = 180п-|>ь

ЕШЗНЛИЭ Б1ГИЭ

5 а> d

I §

о ж о о о ев

Ш

§ о

<я аз

§ п.

Я С

<3 о

S ю « >>

>>

>Я X

⁼ н

а 1

i о

ч- с

⁼ о

я ю

в £

S ■

во го to „

К «

О U

о. я

с я

са Ё

А

W X X S 2 о с

5J

м

о §

м

£ S о

>1 rt 3

Z Ч S

О S

2 £ VO

К s >v

о Й- Р

vo

с С

II Я

Я о

q

о р.

^с

се rt в>

(Я

2 и et

О У <L>

Я а о.

О о с

с о

-4

a с*

о, -

Р ^Я

П я

2

X о

X

я 1>

Ё

(в

« я

2 2

4> U

Х X

О о

ЧО го о

Я

о.

(Ч Ю й

<N

B1TEKJH0 В1ГИЭ

а через него и действительный радиус изгиба трубопровода

180 1

я р '

где 1 - измеренная длина криволинейного участка.

Радиус изгиба участка трубопровода, имеющего форму дуги со стрелкой прогиба f и длиной стягивающей ее концы хорды 1о, можно вычислить по фор­муле:

^R" 8f '

Порядок определения f и 1₀ геодезическими методами подробно изложен в РД 39-0147103-358-86.

Рис. 3.7. Схема к определению размера изгиба трубопровода

При техническом контроле запорно-регулирующей арматуры с приле­гающими участками трубопровода производят визуальный осмотр арматуры и опорного фундамента (с целью выявления трещин, перекосов, просадок), оп­ределяют глубину залегания прилегающего трубопровода, а также высотное положение арматуры и опорного фундамента (с целью выявления просадок).

Контроль глубины заложения прилегающего трубопровода проводят трассоискателем или шурфованием. Замеры выполняют с обеих сторон от ар­матуры на расстоянии 100 м для трубопроводов диаметром 600 мм и более и 50 м, если их диаметр меньше 600 мм. Глубину заложения прилегающего тру­бопровода замеряют в контрольных точках на расстоянии 10 м друг от друга. На основании выполненных замеров строится линия фактического провиса трубопровода, которая сравнивается с базовой.

Геодезический контроль высотного положения арматуры и опорного фундамента проводится с помощью теодолита или нивелира. В качестве точки отсчета используется репер с нулевой отметкой, расположенный в зоне отчуж­дения под запорно-регулирующую арматуру. При периодическом контроле превышение высотной отметки арматуры и опорного фундамента под отмет­кой репера должно быть величиной постоянной, а сама высотная отметка - со­ответствовать проекту.

Технический контроль элементов камеры пуска и приема очистных уст­ройств заключается в выявлении тройников, переходников и отводов полевого изготовления, деформаций труб, просадки фундамента, трещин, перекосов, а также в определении состояния фундаментов под задвижки и обратные клапа­ны. Кроме того, определяются планово-высотные отметки трубопроводов, за­порно-регулирующей арматуры и фундаментов, а также смещение участков трубопроводов камеры в горизонтальной и вертикальной плоскостях.

Измерение планово-высотных отметок проводят с помощью теодолита и нивелира. Отклонения, смещения участков трубопровода камеры в местах подсоединения к линейной части контролируют с помощью маяков, индикато­ров, прогибомеров, гидравлических уровней.

Целью технического контроля подземных переходов через автомобиль­ные и железные дороги является проверка соответствия проектным значениям положения защитного кожуха и трубопровода. При визуальном осмотре про­веряют состояние смотровых и отводных колодцев, отводных каналов (с це­лью выявления нарушений земельного покрова), выявляют наличие опасных для трубопровода проседаний и вспучиваний грунта на переходах.

Плановое положение оси кожуха и трубопровода определяется трассо­искателями или шурфованием. Допускаемые отклонения оси кожуха от про­ектных значений не должны превышать 1 % от его длины.

Глубину заложения кожуха замеряют в точках по обе стороны от полот­на дорог на расстоянии: автомобильной - 3 м, железной - 20 м. Для этого ис­пользуют трассоискатели или метод шурфования. Контролируемая глубина заложения кожуха должна иметь отклонение не более 5 % от проектных зна­чений с соблюдением проектного уклона i=0,002 в сторону сборного колодца.

Глубину заложения трубопровода контролируют по обе стороны от на­сыпи на расстоянии: автодороги -18 м, железные дороги - 45 м. Действитель­ные значения глубин заложения трубопровода должны соответствовать про­ектным значениям профиля трассы.

Технический контроль подземных (балочных, подвесных, арочных) пе­реходов через искусственные и естественные преграды предусматривает их визуальный осмотр и геодезический контроль всех элементов конструкции пе­реходов с целью выявления просадок, смещений, оползней, деформаций, от­клонений, размывов, разрушений. Визуально контролируется общее состояние переходов: трубопровода, береговых и промежуточных опор, их просадки, мачт, тросов, вантов, берегов в полосе переходов, берегоукрепительных со­оружений, водоотводных канав, мест выхода трубопровода из земли, крепле­ний трубопроводов к опорам, земляных насыпей.

Ежегодно должны выполняться нивелировка переходов трубопровода и техническое освидетельствование строительных конструкций опор, траверс; определение действительных длины пролета перехода и стрелы прогиба, а также определение планово-высотного положения прилегающих трубопрово­дов.

Допускаемые отклонения действительных положений элементов конст­рукций для балочных переходов от проектных значений приведены в табл. 3.4.

СНиП лимитирует и расстояние от нижней образующей трубы до гори­зонта высоких вод (ГВВ) для балочных переходов:

• при пересечении неболыНих оврагов и балок, где не может быть ледо­хода - не менее 0,5 м от ГВВ (по году 10 % обеспеченности);

• при пересечении несудоходных и несплавных рек и больших оврагов, где возможен ледоход - не менее 0,75 м от ГВВ (по году 10 % обеспеченности) и от наивысшего горизонта ледохода;

• при пересечении неглубоких преград (между низом трубы и тальвегом) -не менее 1,0 м.

Допускаемые отклонения для элементов конструкций балочных переходов

Контролируемый показатель	Допускаемое отклонение, мм
Точность положения осей опоры и трубопровода при выно­се в натуру: вдоль оси трубопровода поперек оси трубопровода	±100 ±50
Отклонение высотной отметки подошвы фундамента опоры	±25
Смещение фундамента относительно разбивочных осей	±40
Отклонение головы свай в плане	±50
Отклонение отметки верха свай	±50
Отклонение центра опоры	±50
Отклонение отметкиверха опорной части	±20
Отклонение оси трубопровода от центра опоры: на продольно-подвижных опорах на свободно-подвижных опорах с учетом температурного графика (по проекту)	±100 ±200
Отклонение трубопровода от геометрической оси на прямо­линейных переходах без компенсации температурных де­формаций на каждой опоре	±50
Отклонение вылета компенсатора	±500 ±1000

При контроле состояния берегоукреплений устанавливается: состояние укрепления склонов оврагов одерновкой и каменной наброской, состояние за­щитных водоотводных валиков и перемычек на подходах к переходам, органи­зация стоков поверхностей воды. В рамках контроля состояния противокорро­зионных мероприятий определяется: состояние нагорных канав, террас на склонах оврагов (для отвода ливневых, снеговых и смешанных стоков); со­стояние водозабойных колодцев, ступенчатых перепадов и других гасителей скоростей потока; наличие растительного покрова на склонах оврагов; наличие укреплений дна оврага (запруды и перепады по дну оврага). Тщательно обсле­дуются участки, подверженные оползням или пересекаемые селевыми потока­ми, все ручьи (даже пересохшие), овраги, канавы, идущие вдоль трассы и пе­ресекающие ее.

На основании информации о фактическом планово-высотном положении трубопровода делается расчет напряженно-деформированного состояния его элементов, а также принимается решение о необходимости ремонта. При про­гибе трубопровода в вертикальной плоскости вверх (под действием сжимаю­щих напряжений, обусловленных отличием температуры перекачки от темпе­ратуры замыкания стыков при строительстве) производят контактный ремонт, включающий заглубление трубопровода на пахотных землях, а на болотах в скальных грунтах, в песках - заглубление до проектных отметок подсыпкой. При просадке запорно-регулирующей арматуры с прилегающими участками трубопровода осуществляют ремонт с подъемом прилегающего трубопровода с подбивкой грунта до проектных значений, а при необходимости - ремонт с подливкой опорного фундамента под арматуру.

3.1.3. Диагностика наличия утечек жидкости из трубопроводов

В зависимости от вида повреждения труб и объема потерь перекачивае­мого продукта за определенное время утечки нефти и нефтепродуктов могут быть:

1. крупные (величиной более 10 м³/ч), влияющие на гидродинамический процесс перекачки;

2. малые (величиной от 2 до 600 л/ч), которые на гидродинамический процесс перекачки не влияют.

Средних утечек (величиной от 600 л/ч до 10 м³/ч) не наблюдается.

Утечки величиной менее 50 л/ч функционируют непостоянно, т. к. по­вреждения постепенно забиваются парафином, песком и другими механиче­скими частицами.

Возникновение крупных утечек (аварий) фиксируется относительно про­сто. Процессы, происходящие при появлении трещины или разрыве трубы, протекают примерно по одному "сценарию": в первые доли секунды происхо­дит резкое увеличение утечки, а затем в связи с падением давления она уменьшается. Признаком возникновения аварии является падение давления на выходе насосных станций при одновременном увеличении подачи и потреб­ляемой мощности. Также последствия крупных утечек (аварий) фиксируются визуально при патрулировании нефте- и нефтепродуктопроводов (воздушном или наземном). Кроме того, о возникновении крупной утечки можно судить по появлению дисбаланса в количестве продукта, закачиваемого в трубопровод и принимаемого из него.

Сложнее зафиксировать мелкие утечки, т. к. их появление не приводит к видимым изменениям в режимах перекачки, дисбаланс объемов перекачки на­ходится в пределах погрешности порезервуарного учета, а визуальное прояв­ление утечек появляется спустя значительное время после их возникновения.

К методам диагностики мелких утечек предъявляются следующие тре­бования:

• высокая чувствительность;

• точность определения места утечки;

• безопасность в эксплуатации;

• высокая степень надежности, достоверности и автоматизации;

• отсутствие отрицательного влияния на режим перекачки и др.

Чувствительность средств диагностики должна быть порядка 1...50 л/ч,

а точность определения места утечки порядка 10...20 м.

Оперативность определения места утечки в данном случае является вто­ростепенным требованием, т. е. объемы вытекших нефти и нефтепродуктов увеличиваются во времени относительно медленно.

Известные методы диагностики мелких утечек в магистральных нефте- и нефтепродуктопроводах классифицируются следующим образом:

1. По состоянию трубопровода в момент диагностики

   1. контроль без остановки перекачки;

   2. контроль в статических условиях, когда перекачка остановлена, а от­дельные секции трубопровода находятся под гидростатическим давлением.

2. По периодичности контроля

   1. методы непрерывного контроля утечек (к ним относятся стационар­ные системы обнаружения значительных утечек);

   2. методы периодического контроля утечек (зондовые, радиоактивные, гидравлические, патрульные и др. для обнаружения незначительных утечек).

Ш. По условиям применения и конструктивному исполнению

1. стационарные (встроенные приборы и системы);

2. транспортируемые по трубопроводу с перекачиваемым продуктом (зонды, радиоизотопы, газ);

3. патрульные (обходчики, авиация, наземный транспорт, оснащенные устройствами обнаружения утечек).

IV. По физическим явлениям, положенным в основу определения утечки

1. понижение давления перекачиваемого продукта при появлении утечки (метод понижения давления);

2. возникновение в месте утечки волны пониженного давления (метод отрицательных ударных волн);

3. понижение давления перекачиваемого продукта при пересечении мес­та утечки (метод сравнения расходов);

4. возникновение дисбаланса между объемами закачанного и принятого из линейного участка (метод линейного баланса);

5. появление радиоактивного фона в месте утечки (радиоактивный ме­тод);

6. возникновение шумов в месте утечки (ультразвуковой метод, акусти­ческий метод, метод акустической эмиссии и т. д. );

7. появление паров нефти и нефтепродуктов в месте утечки (лазерный газоаналитический метод).

V. По характеру взаимодействия с перекачиваемой средой

1. активные (прямые): излучение в перекачиваемую среду ультразвуко­вых колебаний определенной частоты и их прием в месте повреждения, зонды, кабели и т. д.;

2. пассивные (косвенные): измерение шумов утечки, давления, скорости потока, расходов, скорости распространения волн и т. д.

Кроме того, методы диагностики мелких утечек могут быть классифици­рованы по принципу действия, по чувствительности, по способу представле­ния информации и т. д.

Рассмотрим основные из них более подробно.

Основные методы обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов на магистральных трубопроводах

Визуальный метод

Визуальный метод наиболее прост, применяется уже давно и повсемест­но. Его сущность заключается в обнаружении мест утечек из подземного тру­бопровода в ходе осмотра трассы с помощью обходчиков, автотранспорта, плавсредств и авиации.

Признаками наличия утечки являются:

• видимый выход на поверхность перекачиваемой нефти или нефтепро­дукта;

• изменение цвета (пожелтение) растительности;

• потемнение снежного покрова;

• появление пены или пузырей на поверхности воды.

Достоинства метода:

Простота обнаружения видимых утечек.

Недостатки:

1. Трудоемкость регулярного патрулирования с помощью обходчиков и наземного автотранспорта.

2. Ограниченные возможности патрулирования в труднодоступных мес­тах трассы, в темное время суток при неблагоприятных погодных условиях.

3. Невозможность обнаружения мелких утечек до выхода перекачивае­мого продукта на поверхность грунта или воды.

4. Большие затраты на применение авиации при патрулировании трубо­проводов.

Метод понижения давления

Метод используется при стационарном режиме работы трубопровода и основан на сравнении гидравлических уклонов по длине трубопровода. При возникновении утечки гидравлический уклон до места утечки ii больше, чем за ним 12, а точка их пересечения указывает место утечки.

Достоинства метода:

• непрерывность контроля за появлением утечек;

• простота конструкции приборов и доступность в обслуживании;

• автоматическая обработка измеряемых величин и выдача результатов.

Недостатки:

• применим только при стационарном режиме перекачки;

• низкая чувствительность (обнаруживает утечки с расходом не менее 200 м³/ч);

• большая погрешность определения места утечки.

В настоящее время данный метод используется на трубопроводах Рейн-Майн, Роттердам-Рейн.

Метод отрицательных ударных волн

Метод основан на регистрации волн понижения давления, возникающих в момент появления утечки и распространяющихся в обе стороны по трубо­проводу со скоростью звука (= 1 км/с).

Конструктивно метод реализуется следующим образом. По трассе тру­бопровода (практически на каждой задвижке) устанавливаются электронные преобразователи, информация с которых автоматически передается на диспет­черский пункт. При возникновении утечки отрицательная волна давления дос­тигает электронных преобразователей, по обе стороны утечки. Время прибы­тия сигналов регистрируется в контрольном диспетчерском пункте, после чего ЭВМ по специальной программе обрабатывает поступающую информацию, определяя величину и место утечки.

Достоинства метода:

• эффективен для быстрого обнаружения значительных утечек;

• применим независимо от длины и конструкции линейной части трубо­провода;

• обеспечивает непрерывной контроль за появлением утечек;

• простота и доступность в эксплуатации.

Недостатки:

• низкая чувствительность (Q_y> 100 м³/ч);

• большая погрешность определения места утечки (± 3 км).

Метод был применен на трубопроводе Роттердам-Рейн.

Метод сравнения расходов

Метод основан на постоянстве мгновенного расхода нефти (нефтепро­дукта) в начале и в конце участка трубопровода между НПС при отсутствии утечки и установившемся режиме перекачки.

На входе и выходе каждого участка трубопровода устанавливаются рас­ходомеры турбинного или объемного типа, дистанционно связанные с ЭВМ, находящейся на центральном диспетчерском пункте. Информация с расходо­меров о расходе нефти (нефтепродуктов) непрерывно поступает на вход ЭВМ.

В ЭВМ, с учетом температурной поправки, непрерывно производится сравнение расходов в начале и в конце каждого участка трубопровода. Если разность расходов превышает допустимый предел, установленный програм­мой. выдается сигнал о появлении аварийной утечки.

Достоинства метода:

• быстрое обнаружение утечек при установившемся режиме перекачки;

• непрерывность и дистанционность контроля за появлением утечек;

• автоматическая обработка информации и выдача сигнала.

Недостатки:

• низкая чувствительность (Q_y> 50 м³/ч);

• не обеспечивает определения места утечки.

Данный метод широко применяется в США, Западной Европе и Японии.

Метод линейного баланса

Метод основан на постоянстве мгновенного и интегрального значений объемов перекачиваемой жидкости в начале и в конце трубопровода при от­сутствии утечки и установившемся режиме перекачки.

Как и в методе сравнения расходов, данные о количестве перекачивае­мой нефти (нефтепродукта) в начале и в конце участка трубопровода переда­ются на ЭВМ центрального диспетчерского пункта. В ЭВМ через определен­ные равнозначные промежутки времени (15...30 с) производится сравнение объемов с учетом поправок на изменение температуры и давления.

Если разбаланс объемов нефти (нефтепродукта) на входе и выходе уча­стка трубопровода превысит установленное значение, то включается аварий­ный сигнал о появлении утечки.

Для обнаружения менее значительной утечки и определения ее объема в ЭВМ производится суммирование и сравнение объемов нефти за более дли­тельный период (1...2 ч).

Достоинства метода:

• быстрое обнаружение утечки;

• непрерывность и дистанционность контроля утечек;

• применимость при любой конструкции линейной части трубопровода.

Недостатки:

• низкая чувствительность ( Q_y > 5...20 м³/ч);

• не обеспечивает определения места утечки.

Метод широко применяется во многих странах мира.

Радиоактивный метод

Метод основан на регистрации радиоактивного излучения вещества (растворенный в жидкости изотоп), проникающего в грунт через сквозные по­вреждения в стенке трубопровода.

Радиоактивные изотопы должны обладать достаточной энергией гамма- лучей и периодом полураспада. Для обнаружения мест утечек изотопы подби­рают для каждого конкретного участка трубопровода в зависимости от его протяженности и глубины залегания. Наибольшее распространение получили изотопы Na²⁴.

Пробку жидкости с повышенным содержанием изотопа между двумя разделительными поршнями прокачивают по трубопроводу.

Место утечки, для которого характерна повышенная остаточная радио­активность, обнаруживается автономным зондовым прибором, перемещаемым по трубопроводу перекачиваемым продуктом. В герметичном корпусе разме­щены электронная аппаратура, источник питания и регистратор. Одновремен­но с записью пути ведется запись величины излучения, по которым при рас­шифровке записи определяют место утечки.

Можно применить и наземные регистрирующие приборы, но-их чувст­вительность не всегда достаточна.

Достоинства метода:

• точное обнаружение мест незначительных утечек;

• эффективен при любом режиме перекачки.

Недостатки:

• метод представляет определенную опасность для обслуживающего персонала и небезопасен с экологической точки зрения.

Метод получил ограниченное применение.

Метод акустической эмиссии

Метод основан на регистрации высокочувствительными пьезоэлектриче­скими датчиками, расположенными на контролируемом участке трубопровода, сигналов акустической эмиссии от напряженного состояния стенки трубопро­вода, микротрещин от утечек жидкости. Акустическая эмиссия является ре­зультатом высвобождения энергии из материала, находящегося в напряженном состоянии. Высокочувствительные пьезодатчики, расположенные на поверх­ности трубопровода, воспринимают волны механических напряжений в тру­бопроводе, создаваемые утечкой жидкости (или газа) и преобразуют их в элек­трические сигналы.

Для определения местонахождения утечек нефти или нефтепродукта ме­тодом акустической эмиссии трубопровод нагружается повышенным внутрен­ним давлением (на 10 % выше рабочего) или внешним нагружением (напри­мер, создают изгибающий момент с помощью проезда по трассе над трубопро­водом тяжелого автотранспорта). Сигналы акустической эмиссии поступают от мест утечек и дефектов при нагружении трубы на пьезодатчик в виде им­пульсов энергии, скорость распространения которых связана с интенсивно­стью напряжения. Для обнаружения мест утечек разработано специальное оборудование анализа затухания и времени прихода импульсов акустической эмиссии.

Достоинства".

• возможность контроля незначительных утечек (микроутечек); микро­трещин и сильной коррозии в подземных трубопроводах с помощью наземной передвижной аппаратуры;

• высокая точность обнаружения дефектных мест в стенке трубопровода;

• возможность применения на трубопроводах (и емкости) любой конст­рукции, при транспорте и хранении любых продуктов;

• высокая достоверность результатов контроля.

Недостатки:

• значительные затраты времени на обследование участков трубопрово­дов большой протяженности;

• высокая стоимость обследования (по данным американской фирмы Philadelphia Elektronic - до 2 тыс. долл. на 1 км);

• для выполнения контроля необходима шурфовка, поскольку пьезодат- чики с предусилителями должны устанавливаться на поверхности трубы;

• производительность обследования по данному методу зависит от по­годных и климатических условий;

• метод неприменим на трубопроводах, пролегающих в труднодоступной местности.

Метод акустической эмиссии как стандартный неразрушающий метод контроля в настоящее время находит широкое применение во многих отраслях техники как за рубежом, так и в нашей стране.

Лазерный газоаналитический метод

Метод основан на поглощении углеводородсодержащими (группы СН и СН₂) газами энергии источника инфракрасного излучения с длиной волны 3,39 мк.

При появлении в подземном трубопроводе утечки нефти или нефтепро­дукта углеводородные газы, вследствие высокой проницаемости для частиц почвы, выходят на поверхность и образуют газовое облако над местом утечки.

На основе лазерного газоаналитического метода разработаны и исполь­зуются переносные и транспортируемые на автомобиле приборы для обнару­жения мест подземных утечек нефти, нефтепродуктов и газа.

Достоинства метода:

• высокая чувствительность аппаратуры (по метану - до 20- 10"⁴ % об.);

• высокая точность обнаружения мест незначительных утечек;

• быстродействие аппаратуры (5...15 с);

• бесконтактность метода;

• достоверность определения мест утечек.

Недостатки:

• сложность управления и контроль за работой аппаратуры;

• метод неприменим в зимнее время и пасмурную погоду, а также при обнаружении мест утечек низколетучих жидкостей (например, мазутов);

• большая трудоемкость при обследовании трассы с использованием ав­томобиля (10... 15 км/ч).

Ультразвуковой метод (зондовый)

Метод основан на звуковом эффекте (ультразвуковой диапазон), возни­кающем при истечении жидкости через сквозное отверстие (трещину) в сте.нке трубопровода.

Возникновение звука при утечке обусловлено, во-первых, локальными изменениями давления на выходе из отверстия стенки трубы, вызванными за­вихрениями жидкости (переход от ламинарного течения к турбулентному), а, во-вторых, процессом кавитации.

Ультразвуковые волны, распространяясь по жидкости, проникают через отверстие в стенке трубопровода и создают звуковое поле внутри трубопровода.

Интенсивность акустических шумов в трубопроводе, создаваемых утеч­кой, гораздо выше, чем у шумов, создаваемых перекачиваемым продуктом и составляет от 20 Гц до 100 Гц. Экспериментально установлено, что она зави­сит от давления внутри трубопровода, размера и формы отверстия в стенке, типа грунта, вида перекачиваемого продукта, его вязкости, количества раство­ренного газа, наличия мех. примесей и др.

Ультразвуковые течеискатели разработаны фирмами AMF Tuboscope, Texaco Inc. (США), Royal-Dutch-Shell-Center-NN (Нидерланды), Messer Н. Maihak (Германия) и другими. Ультразвуковым является течеискатель УТН-1, разработанный ВНИИСПТнефть (ИПТЭР).

Ультразвуковой течеискатель нефти УТН-1 предназначен для определе­ния мест утечек нефти и нефтепродуктов из действующих трубопроводов ус­ловным диаметром 500 мм. Его технические данные следующие:

• величина регистрируемой утечки 30 л/ч

• погрешность определения местонахождения

прибора 10 м

• время непрерывной работы автономного источника

питания 60 ч

• скорость перекачиваемого продукта 0,5...3 м/с

• температура -5...+40°С

• давление до 7,2 МПа

• длина обследуемого участка до 500 км

• минимально допустимый радиус поворота 3D

• масса 112 кг

УТН-1 принципиально отличаются от зарубежных аналогов как конст­руктивным исполнением, так и системой регистрации и расшифровки инфор­мации. Автономный прибор комплекса ультразвукового течеискателя УТН-1 является базовым для трубопроводов диаметром от 500 до 1400 мм, состоит из одной секции и включает в себя:

• герметичный контейнер с электронным блоком, магнитным регистра­тором и батареей герметичных аккумуляторов;

• две кассеты, укрепленные по торцам герметичного контейнера сталь­ными стяжками: на каждой кассете с помощью специальных рычагов крепятся эластичные резиновые колеса;

• резиновые манжеты прикреплены к кассетам и фланцам стальными стяжками: диаметр может составлять 85 % внутреннего диаметра трубопрово­да, чтобы исключить трение и акустические шумы (фон) при перемещении ав­тономного прибора;

• сферический гидрофон, датчик давления перекачиваемой жидкости ус­тановлены в передней части автономного прибора УТН-1;

• два мерных колеса, предназначенных для точного указания места утеч­ки и измерения трубопровода, расположены сзади автономного прибора;

• электронный блок предназначен для обработки поступающей инфор­мации, управление и запись в цифровой форме (двоичный код) информации на магнитный регистратор, работающий в стартстопном режиме.

Для проверки исправной и надежной работы автономного прибора УТН- 1 магнитный регистратор автоматически включается через каждый километр пройденного пути и производит двукратную запись со всех каналов информа­ции (каналы пути в километрах и метрах, каналы давления перекачиваемой жидкости - в кг/см², маркерного канала и акустического канала).

Магнитный регистратор автоматически включается также при появлении утечки и записывает информацию со всех каналов до тех пор, пока уровень акустических шумов от утечки будет меньше заданного порогового уровня.

Автономный прибор УТН-1 запасовывается в камеру скребков, передви­гается по трубопроводу потоком перекачиваемого продукта за счет парусности резиновых манжет и принимается в конце трубопровода из камеры приема скребков. Конструкция автономного прибора УТН-1 обеспечивает высокую проходимость его по магистральному трубопроводу за счет изменения сечения до 25 %. Любые конструкции запорной арматуры также не являются препятст­вием для прибора. Время непрерывной работы прибора УТН-1 составляет 60 часов, дальность обследования - свыше 200 км.

Ультразвуковой маркер представляет собой самостоятельное устройство с автономным питанием, предназначен для уточнения места утечки. Маркеры устанавливаются на внешнюю стенку трубопровода на определенных расстоя­ниях по трассе на период контроля герметичности участка магистрального трубопровода. Периодичность обследования для нефтепроводов, проложенных в различных климатических зонах - раз в месяц.

Пульт управления комплекса .УТН-1 предназначен для преобразования информации о техническом состоянии трубопровода, записанной на магнит­ной пленке, в десятичный код и выдачи результатов на цифровую индексацию, а также для управления цифропечатающим автоматом при печатании резуль­татов обследования на бумажную ленту.

В настоящее время комплекс УТН-1 широко внедряется на нефтепро- дуктопроводах как при строительстве их, так и при эксплуатации.