Техническая диагностика

Содержание

Введение………………………………………………………………………..3

1. Диагностирование трубопроводов………………………………………..5

2. Методы диагностирования…………………………………………………9

2.1 Шурфовое  диагностирование…………………………………………….13

2.2 Метод  акустической эмиссии……………………………………………...14

3. Определение состояния изоляционных покрытий………………………..22

Список использованных источников………………………………………….24

Введение

Быстрое развитие сети магистральных трубопроводов  привело к диспропорции между  резко возросшими требованиями к  надежности и системой мероприятий, обеспечивающих её. По мере нарастания доли износовых отказов появляется необходимость дифференцированной оценки безотказности различных  объектов линейной части.

Основные проблемы управления и ремонта объектов линейной части относятся к управлению профилактическим обслуживанием, предназначенным восстанавливать изменяющиеся в процессе эксплуатации основные параметры надежности объектов, предупреждать снижение эффективности работы линейной части, включая преждевременное ее разрушение, снижение безопасности и нарушение правил охраны окружающей среды.

Проблема  обеспечения промышленной и экологической  безопасности трубопроводного транспорта углеводородов - нефтепроводов, про-дуктопроводов и газопроводов - всегда была актуальной. Трубопроводы работают под большим давлением и при нарушении их герметичности происходит значительный по объему выброс продуктов перекачки. Это не только причиняет материальный ущерб предприятиям трубопроводного транспорта в связи с потерями продукта перекачки, затратами на ликвидацию аварий, штрафными санкциями, но и приводит к загрязнению окружающей среды, создает предпосылки для возникновения чрезвычайных экологических ситуаций техногенного характера.

Для России необходимость обеспечения безопасности трубопроводного транспорта УВ носит  особенно острый характер. Это связано  в первую очередь с большой  протяженностью действующих и проектируемых  трубопроводов. Кроме того, серьезной  проблемой являются несанкционированные  врезки в трубопроводы с целью  отбора продукта перекачки, приобретающие  все более серьезные масштабы. Рост числа таких врезок напрямую связан с увеличением стоимости УВ и продуктов их переработки. Несанкционированные врезки сопровождаются механическими воздействиями на трубопровод, утечками продукта перекачки, наносят значительный материальный ущерб компаниям, эксплуатирующим трубопроводы, и в ряде случаев приводят к серьезным экологическим катастрофам.

Для обеспечения  безопасной эксплуатации трубопроводного  транспорта, защиты от несанкционированных  врезок необходима надежная система  непрерывного дистанционного контроля технического состояния трубопроводов  с функциями обнаружения утечек. Такие системы интенсивно разрабатываются  как в России, так и за рубежом.

Основная  задача системы диагностики - долгосрочное прогнозирование работы объектов, раннее предупреждение дефектов и определение по результатам прогноза наиболее эффективных способов использования располагаемых материально-технических ресурсов.

В настоящее  время задача контроля технического состояния объектов МН вышла на первое место, при этом следует учитывать, что традиционные мероприятия повышения  надёжности МН исчерпали свои возможности. Вместе с тем стало очевидно, что  в связи с негативными процессами старения МН наращивать капитальный  ремонт только на основе существующей технологии сплошного ремонта невозможно даже по чисто экономическим соображениям. Поэтому было принято решение - быстрее  переходить на метод выборочного  ремонта на базе внутритрубной диагностики  и других современных технологий и технических средств неразрушающего контроля.

1. Диагностирование трубопроводов

Под диагностикой понимается получение и обработка  информации о состоянии технических  систем в целях обнаружения их неисправностей, выявления тех элементов, ненормальное функционирование которых  привело (или может привести) к  возникновению неисправностей.

С технологической  точки зрения техническая диагностика  трубопроводов включает в себя:

1) обнаружение дефектов на трубопроводе;

2) проверку изменения проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния;

3) оценку коррозионного состояния и защищенности трубопроводов от коррозии;

4) контроль за технологическими параметрами транспорта нефти;

5) оценку теплового воздействия трубопроводов на вечную мерзлоту, влияние трубопроводов на гидрологию трассы, учет результатов экологического и технологического мониторинга;

6) оценку результатов испытаний и диагностики трубопроводов, целесообразность проведения переиспытаний и повторной диагностики;

7) интегральную оценку работоспособности трубопроводов, прогнозирование сроков службы и остаточного ресурса трубопровода.

При разработке системы технической диагностики  линейной части нефтепроводов решаются следующие задачи:

Дефекты линейной части магистральных нефтепроводов  подразделяются по виду:

дефекты изоляционных покрытий;

дефекты трубы;

дефекты, связанные с изменением проектного положения трубопровода, его деформаций и напряженного состояния.

Дефекты трубы по степени опасности классифицируются по двум категориям:

дефекты подлежащие ремонту (ДПР);

дефекты первоочередного ремонта (ПОР).

По назначению диагностирование можно разделить на текущее и прогнозное. При текущем диагностировании определяют состояние трубопровода в какой-то определенный момент времени функционирования. Цель текущего диагностирования — определение правильности и возможности выполнения объектом определенных функции до следующего диагностического воздействия. При прогнозном диагностировании необходимо получить исходные данные для прогнозирования возможных изменении предсказания возможных неисправностей, могущих возникнуть при работе. Поэтому прогнозное диагностирование всегда выполняют в большем объеме, чем текущее.

Функциональное  диагностирование дает возможность на работающем трубопроводе выявить нарушения правильности функционирования отдельных узлов и немедленно реагировать путем включения резерва, повторного выполнения операций, перехода на другой режим и т. п. Функциональное диагностирование во многих случаях обеспечивает нормальное или частичное выполнение трубопроводом возложенных на него функций даже при наличии неисправности в нем. Недостаток функционального диагностирования в том, что оно выявляет правильность функционирования только в данный момент и только в данном режиме. При этом могут быть не выявлены неисправности, мешающие работе в другом режиме.

Тестовое  диагностирование дает возможность получить полную информацию о техническом состоянии газопровода, дать оценку его работоспособности и исправности, однако его применение возможно только при проведении профилактики или ремонте объекта.

Комбинированное диагностирование представляет собой сочетание функционального и тестового и дает наиболее точное представление о техническом состоянии объекта как при эксплуатации, так и ремонте. При комбинированном диагностировании проверяют не только правильность функционирования, но и исправность и работоспособность объекта.

И тестовые, и функциональные методы применяют  при текущем диагностировании, например, при температурном контроле за режимом  металла. Для прогнозного диагностирования используют тестовые методы, например: осмотры, проверки, испытания и исследования в период ремонта объекта. Следует отметить, что для получения правильного прогноза, кроме данных диагностирования, следует учитывать ретроспективные данные.

По режиму работы методы диагностирования можно разделить на постоянно действующие (непрерывные), периодически действующие и разовые. Постоянно действующие методы характеризуются постоянным контролем за выбранными параметрами в процессе работы объекта, поэтому этими методами выполняется только функциональное диагностирование. При периодически действующих методах контроль рабочих параметров при функциональном или тестовом диагностировании осуществляется через определенные, строго повторяющиеся промежутки времени, определенные производственными инструкциями. Разовые методы применяют только при необходимости получения дополнительной информации, когда информация от постоянного и периодического контроля недостаточна.

Неавтоматизированное  диагностирование отдельных элементов  трубопроводов, основанное на правилах эксплуатации, инструкциях, на интуиции обслуживающего персонала, существует и функционирует давно, например: проверка механической прочности элементов оборудования, дефектоскопия и др.

В настоящее  время разработано значительное число методов технического диагностирования, основанных на различных физических, механических, химических и др.

По степени  автоматизации методы диагностирования можно разделить на автоматические, автоматизированные, ручные. Автоматические обеспечивают диагностирование , включая и выдачу заключения, без участия человека. В этих случаях автоматически реализуется весь алгоритм технического диагностирования, задающий совокупность элементарных проверок, последовательность их реализации, правила обработки и анализа информации. При решении задач диагностирования автоматизированными методами человек не исключается из процесса диагностирования — он реализует часть алгоритма, например, обработку или анализ результатов элементарных проверок, контроль за выдерживанием параметров работающего энергоблока, когда средства контроля только дают информацию об отклонении параметров от заданных, а анализ информации и поиск дефекта должен выполнять оперативный персонал. К таким методам относят, например, виброакустический, предусматривающий диалог «человек—машина». При ручном методе диагностирования весь алгоритм технического диагностирования выполняет человек.

Накопленную и постоянно поступающую информацию о состоянии эксплуатируемого оборудования следует систематизировать. Информация должна характеризовать такие параметры, которые в максимальной мере определяют состояние диагностируемых элементов.

Средства  технической диагностики можно  использовать как во время ремонтов для проверки его качества, так  и в оперативном режиме, они, выполняя роль предвестников отказа, позволяют  более эффективно использовать оборудование и сократить потери.

Необходимо  совмещать анализ, причины появления  дефектов с контролем технологических  режимов эксплуатации и другими  компонентами, нарушение которых  приводит к дефектам.

2. Методы диагностирования

Методы  диагностики технического состояния  можно разделить на два типа: разрушающие  и неразрушающие. К методам разрушающего контроля обычно относят предпусковые или периодические гидравлические испытания аппаратов, а также  механические испытания образцов металла, вырезанных из их элементов. Неразрушающие  методы предполагают применение физических методов контроля качества, не влияющих на работоспособность конструкции.

Неразрушающие методы контроля подразделяются на пассивные (интегральные) и активные (локальные).

К активным методам относятся методы, в которых  измеряется изменение возбуждаемого  физического поля, а к пассивным  методам относятся методы, использующие свойства физического поля, возбуждаемого  самим контролируемым объектом.

Локальные методы позволяют обнаружить дефект лишь на ограниченной площади, а интегральные методы способны проконтролировать  весь объект в целом.

Активными методами являются: визуальный и измерительный  контроль, ультразвуковая дефектоскопия, магнитные, радиографические капиллярные, метод вихревых токов, электрический.

К пассивным  относятся: тепловизионный, виброакустические  методы и акустической эмиссии.

Визуальный  и измерительный контроль являются необходимыми условиями контроля качества как при изготовлении, так и  при эксплуатации технологического оборудования. Они применяются для  выявления следующих дефектов: трещин всех видов и направлений; свищей и пористости наружной поверхности  шва; подрезов; наплывов, поджогов, незаплавленных кратеров; несоответствие формы и  размеров швов требованиям технической  документации и др.

Для определения внутренних дефектов металла  и сварных соединений (трещин, непроваров, включений) трубопроводов в основном применяются радиационный и ультразвуковые методы контроля, в более редких случаях – магнитный.

В основе радиационного метода лежит ионизирующее излучение в форме рентгеновских  лучей и гамма-излучения. С одной  стороны объекта устанавливают  источник излучения – рентгеновскую  трубку, с другой – детектор, фиксирующий  результаты просвечивания (рентгеновские  пленки).

Ультразвуковой  метод основан на исследовании процесса распространения упругих колебаний  в контролируемом объекте. Этот метод  основан на способности ультразвуковых колебаний отражаться от внутренних неоднородностей контролируемой среды.

Все трубопроводы подвергаются испытанию на прочность и плотность. Для этого чаще применяют гидравлическое испытание, реже – пневматическое. В соответствии с требованиями НТД проведение гидравлического или пневматического испытания трубопроводов относятся к основным видам работ при оценке их технического состояния. При диагностировании технического состояния длительно проработавшего оборудования, для продления ресурса его безопасной эксплуатации этод метод является обычно завершающим этапом диагностирования.

При испытании на прочность в трубопроводе создают давление, превышающее рабочее. При этом в конструкции трубопровода возникают повышенные напряжения, которые  вскрывают его дефектные места.

При испытании на плотность в трубопроводе создают рабочее давление, при  котором производят осмотр и обстукивание с целью выявления неплотности  системы в виде сквозных трещин, отверстий и т.д.

На  плотность трубопроводы испытывают только после предварительного испытания на прочность.

Гидравлический  способ наиболее безопасный. Пневматический способ предусматривают в следующих  случаях: когда опорные конструкции  или трубопровод не рассчитаны на заполнение его водой; если температура воздуха отрицательная и отсутствуют средства, предотвращающие замораживание системы; гидравлический метод недопустим или невозможен по технологическим или другим требованиям.

Вид и способы испытаний, значения испытательных  давлений указывают в проекте  для каждого трубопровода. Испытанию  следует по возможности подвергать весь трубопровод. Обвязочные трубопроводы, непосредственно примыкающие к аппаратам, испытывают одновременно с ними.

Для проведения гидравлического испытания  необходимо заполнить изделие рабочей  жидкостью. Давление в испытываемом трубопроводе необходимо повышать плавно и с остановками для своевременного выявления возможных дефектов. Во время выдержки не должно наблюдаться  падения давления.

Давление  нужно плавно снизить до рабочего и выдержать изделие под рабочим  давлением в течение времени, необходимого для осмотра трубопровода.

Пневматическое  испытание аналогично гидравлическому. В процессе испытания трубопровод  заполняется воздухом или инертным газом и поднимается давление. Необходимо постоянно наблюдать за испытываемым трубопроводом. Утечки обнаруживаются по звуку.

Контроль  за деформациями и напряженным состоянием трубопровода в целом не производится. Контроль за деформациями и напряженным  состоянием отдельных участков трубопровода в особо сложных условиях (при  просадках 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 и тензометрирования требует  доступа к трубопроводу и непосредственного  контакта с ним.

Рисунок 1 - Порядок диагностирования подземных трубопроводов

Наиболее  сложными для технического диагностирования являются подземные трубопроводы.

Оперативную диагностику выполняют посредством  обхода обслуживающим персоналом трассы газопровода. При обходе подземных  участков утечки газа на трассе газопровода  определяются по внешним признакам и приборами. Наибольшие сложности возникают при диагностировании подземных участков, что связано с трудностями доступа к ним и более интенсивным накоплением повреждений, обусловленным агрессивным воздействием грунта.

Получить  информацию о динамике изменения  свойств металла и изоляционного  покрытия на трассе подземных трубопроводов, необходимую для оценки остаточного ресурса, можно только при наличии шурфов, что значительно повышает трудности диагностирования. Поэтому на первом этапе технического диагностирования максимум информации стремятся получить без вскрытия грунта.

2.1 Шурфовое диагностирование

По полученным результатам диагностирования без  вскрытия грунта составляется акт и  производится шурфовое диагностирование газопровода в базовом шурфе, устраиваемом в период строительства. Если на действующем трубопроводе базовый шурф отсутствует, место базового шурфа выбирается в одном из мест обнаружения наиболее значительной аномалии металла или сквозного повреждения изоляции и однозначно в случае их совпадения (критерием, подтверждающим наличие мест аномалий, является всплеск параметров магнитного поля более чем на 20 % по сравнению с фоновым значением).

Помимо  базового при необходимости разрабатывается  программа закладки дополнительных шурфов. Основными критериями такой  необходимости являются: утечка газа, совпадение показаний приборов проверки состояния изоляции с показаниями  определения аномалий металла, результаты анализа технической документации и совпадение повреждений изоляционного  покрытия с местами 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 и др.), механической прочности, адгезии (прилипаемости) изоляционного покрытия к металлу трубы, величины переходного электрического сопротивления;

• определение величины коррозийных повреждений трубы, наличие вмятин, рисок и т.п., контроль наружного диаметра и толщины стенки при наличии коррозийных повреждений;

• определение вида и размеров дефектов в сварных швах, если они попали в зону шурфа и при осмотре обнаружены их отклонения от требований нормативных документов;

• определение коррозийной активности грунта и наличия блуждающих токов;

• определение фактических значений временного сопротивления о_вф и предела текучести о_тф при толщине стенки 5 мм; более 5 мм — определение ударной вязкости KCU металла, параметров напряженно-деформированного состояния в кольцевом сечении.

Оценку  технического состояния газопровода  проводят путем сравнения фактических  значений параметров технического состояния  с предельно допустимыми значениями соответствующих определяющих параметров. При достижении предельного состояния  принимают решение о ремонте  газопровода или его демонтаже. При наличии запаса производят оценку остаточного ресурса по следующим  определяющим параметрам:

• переходному сопротивлению изоляционного покрытия;

• изменению пластичности металла труб в результате старения;

• изменению ударной вязкости (трещиностойкости) в результате старения;

• величине напряженно-деформированного состояния при действии фронтальной (общей) коррозии металла;

• величине язвенной (питтинговой) коррозии металла. Остаточный срок службы принимается наименьшим из рассчитанных по определяющим параметрам.

2.2 Метод акустической эмиссии

Метод акустической эмиссии относится  к диагностике и направлен  на выявление состояния предразрушения трубоопровода путем определения  и анализа шумов, сопровождающих процесс образования и роста  трещин.

Для регистрации волн акустической эмиссии  используют аппаратуру, работающую в  широком интервале частот – от кГц до МГц.

При испытании приложение нагрузки приводит к возникновению в зоне предразрушения акустического сигнала. Информация о времени распространения сигнала, его амплитуде, частотном спектре  и т.п. воспринимается пьезоэлектрическими акустическими датчиками. Обработка полученной информации служит 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. Большинство  конструкционных материалов (например, многие металлы и композиционные материалы) начинают при нагружении испускать акустические колебания  в ультразвуковой (неслышимой) части  спектра еще задолго до разрушения. Изучение и регистрация этих волн стала возможной с созданием  специальной аппаратуры.

Под акустической эмиссией (эмиссия — испускание, генерация) понимается возникновение в среде упругих волн, вызванных изменением ее состояния под действием внешних или внутренних факторов. Акустико-эмиссионный метод основан на анализе этих волн и является одним из пассивных методов акустического контроля. В соответствии с ГОСТ 27655—88 «Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения» механизмом возбуждения акустической эмиссии (АЭ) является совокупность физических и химических процессов, происходящих в объекте контроля. В зависимости от типа процесса АЭ разделяют на следующие виды:

• АЭ материала, вызываемая динамической локальной  перестройкой его структуры;

•АЭ трения, вызываемая трением поверхностей твердых  тел в местах приложения нагрузки и в соединениях, где имеет  место податливость сопрягаемых  элементов;

• АЭ утечки, вызванная результатом взаимодействия протекающей через течь жидкости или газа со стенками течи и окружающим воздухом;

• АЭ при химических или электрических реакциях, возникающих в результате протекания соответствующих реакций, в том числе сопровождающих коррозийные процессы;

• магнитная  и радиационная АЭ, возникающая соответственно при перемагничивании материалов (магнитный  шум) или в результате взаимодействия с ним ионизирующего излучения;

• АЭ, вызываемая фазовыми превращениями в веществах и материалах.

Таким образом, АЭ — явление, сопровождающее едва ли не все физические 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  в практике АЭ контроля большинства  промышленных объектов, в том числе  объектов нефтегазовой промышленности, используют первые три вида АЭ. При  этом необходимо иметь в виду, что  АЭ трения создает шум, приводит к  образованию ложных дефектов и является одним из основных факторов, усложняющих  применение метода. Кроме того, из АЭ первого вида регистрируются только наиболее сильные сигналы от развивающихся  дефектов: при росте трещин и при  пластическом деформировании материала. Последнее обстоятельство придает  этому методу большую практическую значимость и обусловливает его широкое применение для целей технической диагностики. Целью АЭ контроля является обнаружение, определение координат и слежение (мониторинг) за источниками акустической эмиссии, связанными с несплошностями на поверхности или в объеме стенки объекта контроля, сварного соединения и изготовляемых частей и компонентов. Все индикации, вызванные источниками АЭ, должны быть при наличии технической возможности оценены другими методами неразрушающего контроля.

Регистрация сигнала от источника АЭ осуществляется одновременно с шумом постоянного  или переменного уровня. Шумы являются одним из основных факторов, снижающих  эффективность АЭ контроля. Ввиду  разнообразия причин, 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 объектов являются:

• разбрызгивание жидкости в емкости, сосуде или трубопроводе при его наполнении;

• гидродинамические  турбулентные явления при высокой  скорости нагружения;

•трение в точках контакта объекта с опорами  или подвеской, а также 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 входных каскадов усилителя (предусилителя).

Для подавления шумов и выделения полезного  сигнала обычно применяют два  метода: амплитудный и частотный. Амплитудный заключается в установлении фиксированного или плавающего уровня дискриминационного порога U_n, ниже которого сигналы АЭ аппаратура не регистрирует. Фиксированный порог устанавливается при наличии шумов постоянного уровня, плавающий — переменного. Плавающий порог U_n, устанавливаемый автоматически за счет отслеживания общего уровня шумов, позволяет, в отличие от фиксированного, исключить регистрацию части сигналов шума как сигнала АЭ.

Частотный метод подавления шумов заключается в фильтрации сигнала, принимаемого приемниками АЭ, с помощью низко- и высокочастотных фильтров (ФНЧ/ФВЧ). В этом случае для настройки фильтров перед проведением контроля предварительно оценивают частоту и уровень соответствующих шумов.

После прохождения  сигнала через фильтры и усилительный тракт, наряду с трансформацией волн на поверхности контролируемого  изделия, происходит дальнейшее искажение  первоначальных импульсов источника  АЭ. Они приобретают двухполярный осциллирующий характер. Дальнейший порядок обработки сигналов и  использования их в качестве информативного параметра определяется компьютерными  программами сбора данных и их постобработки, использованными в  соответствующей аппаратуре различных  производителей. Правильность определения  числа событий и их амплитуда  будут зависеть не только от возможности  их регистрации (разрешающей способности  аппаратуры), но и от способа регистрации.