Студопедия

КАТЕГОРИИ:


Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Список источников 2 страница




* критерии кода ASME, предназначенные для зонной локации и требующие знания допустимых значений параметров АЭ, что предполагает предварительное изучение свойств контролируемых материалов и учет объекта контроля как акустического канала.

Структура аппаратуры АЭ контроля определяется следующими основными задачами: прием и идентификация сигналов АЭ, их усиление и обработка, определение значений параметров сигналов фиксация результатов и выдача информации. Аппаратура различается степенью сложности, назначением, транспортабельностью, а также классом в зависимости от объема получаемой информации.

Метод АЭ позволяет контролировать всю поверхность объекта контроля. Для проведения контроля должен быть обеспечен непосредственный доступ к участкам поверхности объекта контроля для установки ПАЭ. При отсутствии такой возможности, например при проведении периодического или постоянного контроля подземных магистральных трубопроводов без освобождения их от грунта и изоляции, могут быть использованы волноводы, укрепленные постоянно на контролируемом объекте.

До нагружения объекта проверяют работоспособность аппаратуры и оценивают погрешность определения координат с помощью имитатора. Его устанавливают в выбранной точке объекта и сравнивают показания системы определения координат с реальными координатами имитатора. В качестве имитатора используют пьезоэлектрический преобразователь, возбуждаемый электрическими импульсами от генератора.

Визуализация расположения источников АЭ осуществляется с помощью видеомонитора, на котором источники изображаются в соответствующем месте на развертке контролируемого объекта (см. рис. 1) в виде светящихся точек различной яркости, цвета или формы (зависит от использованного программного обеспечения). Документирование результатов контроля осуществляется с помощью соответствующих периферийных устройств, подключаемых к основному процессору.

В случае непрерывной АЭ определить время задержки сигналов становится невозможно. В этом случае координаты источника АЭ можно определить, используя так называемый амплитудный метод, основанный на измерении амплитуды сигнала разными ПАЭ. В практике диагностирования этот метод применяют для обнаружения течей через сквозные отверстия контролируемого изделия. Он заключается в построении столбчатой гистограммы амплитуды сигнала источника, принимаемого различными ПАЭ. Анализ такой гистограммы позволяет выявить зону расположения течи. Удобен при диагностировании таких линейных объектов, как нефте- и газопроводы.

Системы диагностического мониторинга, базирующиеся на методе АЭ контроля, являются наиболее универсальными. Аппаратное решение такой системы обычно включает:

* типовые блоки акустико-эмиссионной аппаратуры;

* блоки согласования и коммутации всех видов первичных преобразователей дополнительных видов неразрушающего контроля, состав которых определяется видом контролируемого объекта;

* блоки управления и принятия решения по результатам диагностической информации о текущем состоянии контролируемого объекта.

На каждый объект разрабатывается соответствующая технология контроля. Работы по АЭ контролю начинаются с установки ПАЭ на объект. Установка осуществляется непосредственно на зачищенную поверхность объекта либо должен быть использован соответствующий волновод. Для осуществления локаций источников АЭ на объемном объекте, имеющем большую площадь поверхности, ПАЭ размещаются в виде групп (антенн), в каждой из которых используется не менее трех преобразователей. На линейном объекте в каждой группе используют по два ПАЭ.

Контроль проводится только при создании в конструкции напряженного состояния, инициирующего в материале объекта работу источников АЭ. Для этого объект подвергается нагружению силой, давлением, температурным полем и т.д.

Наблюдение и контроль следует осуществлять на всех этапах испытаний. Некоторые виды дефектов проявляют себя в период сброса давления. Так, при снижении давления возникают сигналы от трения берегов трещин при их смыкании. Такие дефекты, как отдулины, возникающие чаще всего при наводороживании металла и проявляющиеся в расслоении металла по толщине, также обнаруживаются на этапе сброса давления (отдулины хорошо обнаруживаются визуально при косом освещении, иногда ощущаются при нажатии рукой). Для подтверждения их наличия обычно применяют методы УЗК.

В процессе нагружения рекомендуется непрерывно наблюдать на экране монитора обзорную картину АЭ излучения испытуемого объекта. Испытания прекращаются досрочно в случаях, когда регистрируемый источник АЭ относится к четвертому классу. Объект должен быть разгружен, испытание либо прекращено, либо выяснен источник АЭ и оценена безопасность продолжения испытаний. Быстрое (экспоненциальное) нарастание суммарного счета, амплитуды импульсов, энергии или MARSE может служить показателем ускоренного роста трещины, приводящего к разрушению.

Характерными особенностями метода АЭ контроля, определяющими его возможности и область применения, являются следующие:

* метод АЭ контроля обеспечивает обнаружение и регистрацию только развивающихся дефектов, что позволяет классифицировать дефекты не по размерам, а по степени их опасности. При этом большие по размерам дефекты могут попасть в класс неопасных, что значительно снижает потери из-за перебраковки. Одновременно при развитии опасного растущего дефекта, когда его размеры приближаются к критическому значению, амплитуда сигналов АЭ и темп их генерации резко увеличиваются, что приводит к значительному возрастанию вероятности обнаружения такого источника АЭ и повышает надежность эксплуатируемого оборудования;

* чувствительность метода АЭ контроля весьма высока. Он позволяет выявить в рабочих условиях приращение трещины порядка долей миллиметра, что значительно превышает чувствительность других методов. Положение и ориентация объекта не влияют на выявляемость дефектов;

* свойство интегральности метода АЭ контроля обеспечивает контроль всего объекта с использованием одного или нескольких преобразователей АЭ контроля, неподвижно установленных на поверхности объекта;

* метод АЭ контроля обеспечивает возможность проведения контроля объектов без удаления их гидро- или теплоизоляции. Для проведения контроля достаточно вскрыть изоляцию только в местах установки преобразователей, что многократно снижает объем восстановительных работ;

* метод обеспечивает возможность проведения дистанционного контроля недоступных объектов, таких, как подземные и подводные трубопроводы, аппараты закрытых конструкций и т.п.;

* метод позволяет проводить контроль различных технологических процессов и процессов изменения свойств и состояния материалов и имеет меньше ограничений, связанных с их свойствами и структурой;

* при контроле промышленных объектов метод во многих случаях обладает максимальным значением отношения эффективность/стоимость.

Существенным недостатком метода является сложность выделения полезного сигнала из помех, когда дефект мал. Другим существенным недостатком метода наряду с высокой стоимостью аппаратуры является необходимость высокой квалификации оператора АЭ контроля.

Структура аппаратуры АЭ контроля определяется следующими основными задачами: прием и идентификация сигналов АЭ, их усиление и обработка, определение значений параметров сигналов фиксация результатов и выдача информации. Аппаратура различается степенью сложности, назначением, транспортабельностью, а также классом в зависимости от объема получаемой информации.

Наибольшее распространение нашла многоканальная аппаратура, позволяющая наряду с параметрами АЭ определять координаты источников сигналов с одновременной регистрацией параметров испытаний (нагрузка, давление, температура и пр.).

Закрепление ПАЭ на поверхности объекта контроля осуществляется 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, так как чувствительность у них намного выше.

Крепление ПАЭ осуществляется с помощью магнитного прижима. Для обеспечения максимальной чувствительности тыльная сторона пластины выполнена свободной, а боковая поверхность задемпфирована лишь на 30 % компаундом.

 

Рисунок 2 - Схема расположения источников АЭ на развертке сосуда и местоположение зарегистрированных 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 предохранительного клапана; 10 -- днище верхнее; I--VIII -- номера приемников АЭ

В настоящее время на трубопроводах эксплуатируется ряд систем, 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 (НИИ интроскопии 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 основе волоконно-оптического кабеля; волоконно-оптический датчик (кабель) для обнаружения утечек нефти и нефтепродуктов; систему оперативного дистанционного контроля утечек, основанную на измерении проводимости изоляционного покрытия трубопровода.

Акустические и параметрические системы имеют преимущества по сравнению с другими благодаря более высоким техническим характеристикам и экономическим показателям. При сравнении систем существенным показателем является стоимость оборудования, его монтажа и текущего обслуживания в расчете на 1 км протяженности трубопровода. И если характеристики двух систем сравнимы, то предпочтение отдается, безусловно, экономически более привлекательной разработке.

Анализ экономических показателей позволяет условно разделить перечисленные системы на две стоимостные группы (распределенные и протяженные системы), которые отличаются способом монтажа оборудования на трубопроводе:

в распределенных системах регистрирующие модули устанавливаются на трубопроводе, как правило, на значительном расстоянии друг от друга и используют доступные каналы связи - радиоканал, спутниковый, телемеханический, оптоволоконный. К этой группе относятся акустические и параметрические системы;

в протяженных системах устанавливаемое оборудование требует прокладки вдоль трубопровода дополнительного канала связи.

Для распределенных систем стоимость оборудования, монтажа и текущего обслуживания в расчете на 1 км примерно в 10 раз ниже по сравнению с протяженными системами.

В то же время анализ технических характеристик указанных систем показывает, что они обеспечивают регистрацию крупных утечек, сопровождающихся падением давления, и имеют предел чувствительности, который составляет около 1 % производительности трубопровода. При этом утечки с низкой интенсивностью (менее 1 %) такие системы не регистрируют. Так, например, при производительности 2000 м3/ч система с чувствительностью 1 % способна обнаружить только утечку с интенсивностью 333,3 л/мин и более.

Чувствительность рассматриваемых систем ограничена "шумом" измеряемых параметров. В последнее время растет производительность магистралыных трубопроводов, что приводит к увеличению "шума" и снижению чувствительности систем. Реализация только одной функции контроля технического состояния в акустических системах является их существенным недостатком.

Для обеспечения нескольких функций, например таких, как регистрация утечек, охрана трубопровода, сопровождение (контроль местоположения) внутритрубных устройств, необходимо устанавливать 3 разные системы, что приводит к снижению и надежности при реализации отдельных функций и росту общих затрат.


3. Определение состояния изоляционных покрытий

В процессе технической диагностики нефтегазового оборудования методы электрического контроля используют в первую очередь для оценки целостности изоляционных покрытий. Контроль состояния изоляции осуществляют обычно электропараметрическим (методом «влажной губки») и электроискровым («высоковольтным») методами.

Определение состояния изоляции подземных трубопроводов производится:

* на основе визуального осмотра;

* по величине переходного сопротивления;

* по количеству сквозных повреждений.

Визуальный осмотр изоляции выполняется в шурфах. Шурфованию при обследовании трубопроводов принадлежат те участки, на которых предполагается наличие разрушений изоляции (на основе анализа статистических данных об авариях, работы СКЗ и др.). Количество шурфов, отрытых на каждом километре обследуемого трубопровода, должно быть не больше двух.

При отрыве шурфов осторожно снимают прилегающие к трубопроводу слои земли с тем, чтобы не нарушить изоляцию в трубе. Далее производят визуальное обследование с описанием внешнего вида и типа повреждения покрытия, определяют адгезию защитного покрытия на неповрежденной части изоляции.

Недостатком данного метода является субъективность в оценке качества изоляции.

Наиболее полно состояние изоляционного покрытия подземных трубопроводов характеризует величина переходного сопротивления. Переходное сопротивление подземного изолированного металлического трубопровода -- это сопротивление входу тока в подземный трубопровод, а также выходу из него.

Проще всего определить переходное сопротивление Rn в местах установки контрольно-измерительных колонок (КИК). В этом случае используется схема измерения, изображенная на рис. 5.5. В качестве источника тока и одновременно измерительного прибора используются измерители сопротивления МС-08, М-231 и др. Значение переходного сопротивления снимают непосредственно по шкале прибора. Однако возможности данного метода ограничены, поскольку КИК размещаются по трассе трубопровода через 1 км.

Рисунок 3 -- Схема определения переходного сопротивления измерителями сопротивления: 1 -- трубопровод; 2 -- контрольно-измерительная колонка; 3-- измеритель сопротивления; 4 -- измерительные электроды

Рисунок 4 -- Схема определения переходного сопротивления методом «мокрого контакта»: 1 -- трубопровод; 2 -- изоляционное покрытие; 3 -- механический контакт; 4 -- влажное матерчатое полотенце, 5 -- электрод

Переходное сопротивление может быть измерено в шурфах методом «мокрого контакта» (рис. 4). Схема измерений по данному методу состоит в следующем. Покрытие в месте измерения очищают от грунта и свободной влаги по периметру трубопровода полосой, ширина которой должна быть не менее 0,5 м. На очищенную поверхность накладывают тканевое полотенце, смоченное в 3%-м растворе поваренной соли, а на него -- металлический электрод-бандаж.

Делителем R устанавливают рабочее напряжение U = 30 В и определяют по амперметру величину тока утечки I. После этого вычисляют переходное сопротивление.

Для применения метода «мокрого контакта» необходимо производить шурфование трубопровода.

Известно, что чем хуже состояние изоляции, тем большая величина защитного тока необходима, чтобы поддерживать на трубопроводе требуемую величину защитного потенциала. Поэтому о состоянии изоляционного покрытия подземного трубопровода можно судить по величине плотности защитного тока, равной отношению тока дренажа к площади защищаемой поверхности.

3.1 Определение количества сквозных повреждений

Определение местонахождения сравнительно крупных сквозных повреждений в защитном покрытии подземных трубопроводов основано на измерении падения напряжения на поверхности грунта между двумя электродами, создаваемого током, стекающим с трубы в местах повреждений. Для локализации можно применять постоянный или переменный ток.

Одним из методов контроля состояния изоляционного покрытия подземных трубопроводов является определение количества сквозных повреждений в нем. Этот метод предложен американским изобретателем Д. Пирсоном в 40-х гг. XX столетия и мало изменился до нашего времени. Совершенствовалась только аппаратура для его реализации.

Метод с использованием переменного тока имеет следующие преимущества: его можно применять в зоне влияния блуждающих токов, и в качестве электродов могут быть использованы простые металлические штыри.

Содержание метода Пирсона заключается в следующем. Генератор звуковой частоты порядка 1000 Гц подключается одним полюсом к подземному трубопроводу, а другим -- к земле. Ток, идущий по трубопроводу, стекает в местах повреждения изоляции и создает повышение потенциала, которое может быть измерено двухэлектродной установкой (рис. 3).

Рисунок 5 -- Схема определения мест сквозных повреждений в изоляционном покрытии трубопровода: 1 -- звуковой генератор; 2 -- измерительные электроды; 3 -- звуковой индикатор; 4 -- изолированный трубопровод; 5 -- сквозное повреждение

Минимальный (нулевой) потенциал наблюдается, когда центр двухэлектродной установки находится под сквозным повреждением изоляции. Этот характер изменения разности потенциалов используется для точного определения сквозного повреждения в изоляции. Для уточнения места повреждения двухэлектродную установку располагают перпендикулярно оси трубопровода и постепенным перемещением электродов находят максимум разности потенциалов (рис. 6).

Схема измерения разности потенциалов устройства для контроля изоляции (УКИ-1) изображена на рис. 6.

При реализации метода Пирсона, например, прибором типа ИПИ, используют генератор переменного тока звуковой частоты (до 1000 Гц), который создает между трубой и временным стержнем-заземлителем напряжение в несколько десятков вольт. Благодаря этому через грунт начинает течь соответствующий "ток поиска".

 

Рисунок 6 -- График изменения разности потенциалов между измерительными электродами: а -- при продольном расположении электродов; б -- при поперечном расположении электродов

Два оператора при помощи щупов или контактных башмаков снимают разность потенциалов на поверхности земли, результат регистрируют по показаниям прибора или звуковому сигналу. Для более точного выделения полезного сигнала и устранения влияния посторонних напряжений в грунте генератор может работать в пульсирующем режиме.

Один из операторов движется над осью трубы, другой в 10 м от него по линии, перпендикулярной оси трубы (рис. 7). При приближении первого оператора к месту дефекта амплитуда сигнала возрастает и достигает максимума, когда щуп находится непосредственно над дефектом. При удалении от повреждения уровень сигнала снижается. При невозможности перемещения операторов таким образом, например, при густых зарослях или болотистой местности, операторы могут передвигаться друг за другом над осью трубы. В этом случае оператор, контролирующий уровень сигнала, должен быть особо внимателен, так как уровень сигнала будет возрастать дважды, в момент прохождения над дефектом первого и второго операторов. Кроме того, поблизости могут находиться другие дефекты, которые осложнят локализацию.

 

Рисунок 7 - Обнаружение сквозных дефектов изоляционного покрытия методом Пирсона с помощью прибора ИПИ: 1 -- труба; 2 -- КИП; 3 -- генератор звуковой частоты; 4 -- временный заземли-тель; 5 -- головные телефоны; б -- приемник ИПИ; 7 -- стальные электроды

Необходимым условием применимости данного метода является знание положения оси трубопровода. Поэтому приборы для контроля изоляции должны еще определять трассу трубопровода, т. е. должны быть снабжены поисковым контуром.

В отечественной практике места дефектов в изоляции подземных трубопроводов определяют одним из типов искателей повреждений (ИПИ-76, АНПИ «Пеленг-1», ИТ-5 и др.), либо установкой для определения дефектных мест в изоляционном покрытии магистральных трубопроводов УКИ-1.

Более точную локализацию места повреждения покрытия можно осуществить путем измерения градиента постоянного тока на поверхности земли над осью трубы (метод постоянного тока).

Для этого два медно-сульфатных электрода типа ЭСП с удлинительными штангами (можно использовать лыжные палки) устанавливают над осью трубы на расстоянии 1 -- 1,5 м друг от друга. В качестве измерительного прибора используют цифровой мультиметр или высокоомный вольтметр с нулевой отметкой в центре шкалы(рис. 8).

 

Рисунок 8 - Локализация сквозных дефектов защитного покрытия путем измерения градиента постоянного тока: 1 -- труба; 2 -- медно-сульфатный электрод; 3 -- удлинительные штанги; 4 -- высокоомный вольтметр; 5 -- дефект защитного покрытия

Электроды эквидистантно друг относительно друга переставляют вдоль оси трубы. При приближении к месту дефекта наблюдается увеличение градиента постоянного тока, который достигает максимума, когда один электрод расположен над дефектом, а при симметричном расположении электродов относительно дефекта разность потенциалов равна нулю. Место дефекта определяют путем деления расстояния между электродами на две равные части.

При дальнейшем перемещении электродов наблюдается вновь увеличение градиента напряжения и постепенный его спад.

Для количественной оценки размеров дефектов целесообразно применять методы, основанные на постоянном токе, поскольку ввиду емкостной проводимости сопротивление покрытия для переменного тока уменьшается.

Определение места сквозного дефекта в изоляции путем детального измерения потенциалов трубопровода осуществляют различными системами: аппаратурой "Поиск-01" фирмы "Парсек" (Россия), "Вайлекес Электроник" (Германия), системой "Корпак" или приборным комплексом "Сервейер МК-9" (Великобритания) и др. Комплексы состоят из измерительных устройств с памятью, измерительных электродов, персонального компьютера, печатающего и графопостроительного устройств. В комплект также входят катушки с проводом, таймер и устройства для прерывания тока УКЗ.

 

Измерения проводят методом выносного электрода, поляризационный потенциал измеряют методом отключения тока поляризации через короткие промежутки времени.

Синхронное (или несинхронное для аппаратуры "Поиск-01") отключение тока поляризации УКЗ осуществляют с помощью синтактов, управляемых синхронизированными таймерами или специальными прерывателями.

Оператор перемещается над осью трубы, переставляя два медно-сульфатных электрода сравнения, осуществляя контакт измерительного устройства с грунтом. Контакт с трубой осуществляется через контрольный вывод с помощью переносной катушки. На катушке имеется счетное устройство, позволяющее осуществить привязку к трассе трубопровода и к отдельным ориентирам на трассе.

Современные системы для обследований оснащены устройством GPS для спутниковой привязки измерений к местности с точностью до 3-- 15 м.

Для учета влияния и регистрации блуждающих токов в ближайших КИПах устанавливают стационарные электроды с измерительными и запоминающими устройствами типа "Минилог-128", РАД-256 и др.

Прерывание тока поляризации осуществляется в диапазоне от 1 до 27 с, например, по схеме: 5с -- включено, 1с -- отключено и др. Измерение потенциала отключения проводят автоматически, не ранее 100 мс с момента отключения.

Данные, накопленные в результате измерений в запоминающих устройствах, переводят в компьютер, где обрабатывают и индицируют на экране дисплея.

В окончательном виде результаты обследования трубопровода выдают в виде таблиц и цветных графиков. По таблицам и графикам определяют места повреждений защитного покрытия и зоны недозащиты и перезащиты трубопровода.

Опыт диагностирования трубопроводов показывает, что для достоверной оценки их состояния невозможно ограничиться каким-либо одним методом диагностирования. Объективный диагноз может быть поставлен только в рамках комплексных исследований состояния трубопроводов.

 

 




Поделиться с друзьями:


Дата добавления: 2015-06-27; Просмотров: 376; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!


Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет



studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление




Генерация страницы за: 0.058 сек.