(343) 287-55-66
Виды деятельности


 
 
   

Течеискание на технологических трубопроводах с применением метода акустической эмиссии

Кузьмин А.Н., Жуков А.В., Стюхин Н.Ф., Харебов В.Г. 

//Журнал "В мире НК" №3(45) сентябрь 2009г.

Опыт эксплуатации технологических трубопроводов различного назначения показывает, что невозможно полностью исключить возникновение течей. Своевременное обнаружение течи продукта, будь то газ или жидкость, позволяет предотвратить возможное разрушение в трубопроводной системе и, таким образом, повысить её эксплуатационную безопасность. Важной проблемой при этом является определение местоположения, количественных характеристик течей и причин их образования. В частности, принципиально важным является ответ на вопрос, образовалась течь на несплошностях и негерметичности запорно-регулирующей арматуры, фланцевых и других соединений, либо речь идет об утечках на локальных дефектах эксплуатационного характера, таких как сквозные трещины и коррозионные повреждения. Несвоевременное выявление и локализация течей на эксплуатационных повреждениях трубопроводов приводит, как правило, к весьма серьезным и зачастую необратимым последствиям.

Следует отметить, что применяемые методы течеискания на трубопроводах (масс-спектрометрия, акустическое контактное течеискание) предназначены для поиска и  определения местоположения сквозной утечки продукта, однако для обнаружения утечек на ранних стадиях зарождения и течей с малым раскрытием они ограничено применимы. Вопрос же причины образования течей при использовании этих методов вообще не рассматривается. В тоже время эта задача представляется весьма актуальной и востребованной, особенно в мониторинговых системах. Есть основания полагать, что для её решения успешно может быть применен метод акустической эмиссии (АЭ) [1]. В настоящей работе предпринята попытка экспериментального изучения особенностей акустического излучения образовавшейся на коррозионном дефекте течи подземного участка технологического нефтепровода. 

Механизм образования сквозной течи на исследуемом участке магистрального нефтепровода

Известно, что акустическое излучение при протечке газа (жидкости) через места повреждения трубопроводов обусловлено превращением кинетической энергии струи в энергию упругих колебаний. Протечки обычно приводят к возникновению турбулентности, обусловливающей появление ультразвуковых сигналов в диапазоне частот 10…100 кГц [2]. При этом возможности современной АЭ аппаратуры при решении задач течеискания позволяют обеспечить высокую чувствительность метода к величине утечки. Так по данным [2] предел чувствительности по раскрытию сквозного дефекта достигает 0,1 мм, по расходу жидкости (воды, нефти) 8…25 л/час; погрешность определения местоположения дефекта – 1 м., расстояние между ближайшими датчиками – до 100 м.

Эти данные подтверждаются практическими исследованиями, проведенными специалистами нашей фирмы при гидравлическом испытании давлением подземного участка технологического нефтепровода.  Схема проведенного АЭ контроля участка представлена на рисунке 1.


В ходе испытания еще до достижения рабочего давления между 4-м и 5-м измерительными каналами на эксплуатационном дефекте образовалась течь, в результате чего давление упало до нуля. Отметим, что в месте вскрытия утечки при последующем дополнительном дефектоскопическом контроле обнаружились многочисленные отслоения изоляционного покрытия в районе нижней образующей трубопровода. Повреждения изоляции образовались в результате факторов естественного старения. После вскрытия изоляции в месте утечки и удаления образовавшихся продуктов коррозии обнаружилось, что толщина трубопровода полностью соответствует паспортным значениям 15,8 мм., никаких утонений при этом, свидетельствующих о наличии общей или язвенной коррозии, зафиксировано не было. На рисунке 2б представлен характерный внешний вид поверхности трубопровода непосредственно в месте утечки. Эта картина оказалась практически идентичной картине питтинговой коррозии (рис. 2а), особенности которой исследовали авторы [3].

Закономерности развития локальных коррозионных дефектов с точки зрения механики разрушения достаточно хорошо изучены, в том числе и для трубных сталей типа 17Г1С. Авторы [3] показали, что питтинги в трубных сталях развиваются обычно со скоростью, соизмеримой со скоростью развития общей и язвенной коррозии. Но очень часто в металлоконструкциях, работающих под действием растягивающих нагрузок, вершина питтинга, является концентратором напряжений, с которого начинается коррозионная трещина. В работе [4] сделан вывод, что развитие локального коррозионного дефекта на примере трубопровода сырого газа происходит по механизму формирования в углах дефекта вследствие концентрации напряжений вторичных сдвиговых трещин с последующим заполнением их коррозионной средой. Такой механизм можно рассматривать, как частный случай коррозионного растрескивания под напряжением. Показано, что с течением времени, совокупность микротрещин может приводить к зарождению магистральной трещины вплоть до разрушения. Немаловажно также отметить тот факт, что взаимодействие микрорасслоений структуры металла с коррозионными дефектами усиливают концентрацию напряжений и проникновение среды внутрь металла. При этом оценка состояния трубопровода методом толщинометрии становится неэффективной в силу локализации разрушения, что хорошо согласуется с результатами данного исследования, о чем уже говорилось выше.

Совокупность приведенных примеров позволила предположить, что сквозная утечка на диагностируемом участке образовалась именно вследствие образования и развития локальной питтинговой коррозии. При этом основными элементарными источниками АЭ в результате развития питтинговой коррозии  следует рассматривать прежде всего механизмы генерации упругих волн при образовании и росте трещин.

Результаты эксперимента

Эксперимент проводился с использованием многоканальной АЭ системы A-Line32D. Методика организации эксперимента подробно была описана в [5].  Отметим, что расстояние между ближайшими датчиками АЭ для устойчивой регистрации сигнала выбиралось существенно ниже предельно допустимого (60-100 м) и составляло в среднем не более 50 м. Измерения проводились в полосе частот фильтра 30-250 кГц, характерной для АЭ контроля линейной части магистральных трубопроводов [2].  В ходе контроля на основном металле трубной секций между 4-м и 5-м измерительным каналом была выявлена течь (см. рисунок 1) в результате образования сквозного дефекта на очаге коррозионного поражения. На рисунке 3 представлены диаграммы изменения параметров АЭ: активность, длительность, амплитуда событий АЭ по времени измерения вплоть до полного падения давления на участке в результате образования течи.  Давление на участке поднималось нагружающим устройством с нуля (начало измерений на графике) со скоростью 6-7 кгс/см2. Таким образом к началу образования утечки давление достигло 32  кгс/см2, т.е. разрушение произошло еще до достижения рабочего давления 35 кгс/см2. Из диаграмм видно, что момент утечки соответствует взрывному увеличению значений параметров АЭ на ближайших к ней 4-м и 5-м каналах. В то же время, до момента образования течи никаких предпосылок, свидетельствующих о предстоящем разрушении, выявлено не было. Напротив, уровень интенсивности и амплитуды сигналов АЭ находился на уровне пороговых значений.  Такое поведение параметров АЭ хорошо согласуется с [6], где показано, что катастрофическое разрушение при коррозионном растрескивании происходит без заметных внешних предварительных признаков. 

Оценка предельной дальности распространения сигнала от утечки

В ходе эксперимента принципиально важным было на практике оценить дальность распространения упругих волн от утечки и соответственно предел чувствительности использованной аппаратуры. На рисунке 4 показана полученная в реальном времени локационная диаграмма контролируемого участка трубопровода. Данная локационная диаграмма была получена в условиях реализации линейной схемы локации. Из диаграммы видно, что утечка устойчиво регистрируется между 4-м и 5-м каналами, расстояние между которыми составило 46 м. В ходе дальнейшей постобработки и удаления ложных и переотраженных  сигналов средствами программного обеспечения системы A-Line 32Dбыл точно определен максимум локации, который с точностью 1 м. пришелся в область расположения выявленной утечки. Анализ сигнала АЭ на последующих 3-ем и 6-ом каналах показал, что они также регистрируют сигнал от утечки, но в существенно ослабленном виде. Так из рисунка 5 следует, что началу образования утечки, соответствует незначительное повышение уровня сигнала АЭ до 24 Дб над порогом шумов в 18 Дб на обоих каналах. Видно, что уровень сигнала на этих каналах изменяется на начальной стадии образования утечки и быстро затухает задолго до спада давления. Этот факт отчасти подтверждает данные [2],  где предельно допустимая дальность распространения сигнала утечки от источника до приемника составила около 80 метров. Однако на практике, с учетом возможностей современной АЭ аппаратуры, при контроле протечек  эта цифра должна составлять не более 50 м.

Элементарные источники АЭ при образовании и развитии течи

Анализируя далее диаграмму спада активности АЭ на рисунке 3, можно отметить, что с падением давления до нуля (11-я минута измерения) график изменения активности АЭ, особенно на ближнем к утечке 5-ом канале, испытывает нелинейные изменения. Видно, что активность не только не уменьшилась до нуля, как это следовало ожидать после спада давления, но при этом даже несколько выросла, изменился характер сигнала АЭ. На рисунке 6 представлены виды характерных осциллограмм и спектра сигнала АЭ, зарегистрированного в первые секунды после образования утечки (1), а также сигнала и спектра, записанного после спада давления до нуля (2). Видно, что на начальной стадии наблюдается явно выраженный низкочастотный сигнал от утечки с высокой длительностью и малым затуханием. Напротив, после спада давления, вид сигнала АЭ резко меняется, длительность уменьшается, спектр смещается в высокочастотную область. Это позволило сделать вывод о том, что тип источника АЭ также изменился. В первом случае речь, вероятно, идет о генерации упругих звуковых волн в области турбулентного движения струи [1], при этом для оценки параметров генерируемого звукового поля используется представление турбулентного потока, как источника звука. Во втором случае источники, связанные с турбулентными завихрениями струи, практически нивелируются, на смену им приходит генерация упругой волны в результате действия элементарных механизмов АЭ при образовании и развитии трещин. 

Характерный для развития трещины сигнал представлен на осциллограмме (рис. 6-2).Отметим, что наблюдаемый сигнал регистрируется во время и после спада нагрузки. Есть основания полагать, что элементарными источниками АЭ в этом случае могут служить процессы, аналогичные поведению усталостных трещин при циклическом нагружении [7]. Так в работе  [8] показано, что  при цикле растяжения и последующем полном снятии нагрузки на берегах трещины развиваются сжимающие остаточные напряжения, т.е. трещина начинает смыкаться при некоторой положительной (растягивающей) нагрузке. В исследуемом трубопроводе в условиях эксплуатации также присутствуют постоянные циклические нагрузки, связанные с гидродинамическими процессами движения продукта в трубопроводе. Последний факт, в частности, был подтвержден экспериментально в работе [9]. 

Результаты исследования позволили сделать вывод о том, что в рассматриваемом случае течь возникла именно по причине процессов образования и роста сквозной трещины на локальном коррозионном дефекте. Об этом свидетельствуют также и соответствующие статистические параметры потока событий АЭ (амплитудное распределение и функция распределения временных интервалов), показывающие существенные отклонения от первоначального вида на утечке, сигнал от которой имеет некоррелированный, случайный характер.

Выводы 

В заключении отметим, что полученные в работе экспериментальные данные позволили создать методическую основу применения метода АЭ для оценки характера утечки на скрытых участках трубопроводов. Решение этой задачи представляется крайне важным для эксплуатации при определении степени опасности обнаруженного сквозного дефекта трубопровода и последующего принятия решения. Полагаем, что данный опыт будет также полезен разработчикам при проектировании систем мониторинга, используемых на трубопроводах различного назначения. 

 

Литература 

1.    Ю.Б. Дробот, В.А. Грешников¸ В.Н. Бачегов. Акустическое контактное течеискание. – М.: Машиностроение, 1989.

2.    В.М. Баранов, А.И. Гриценко, А.М. Карасевич и др. Акустическая диагностика и контроль на предприятиях топливно-энергетического комплекса. – М.: Наука, 1998.

3.    М.Л. Медведева. Коррозия и защита оборудования при переработке нефти и газа. М., 2005. 312с.

4.    Л.Р. Ботвина. Разрушение: кинетика, механизмы, общие закономерности. – М.: Наука, 2008.

5.    А.Н. Кузьмин, А.В. Жуков, Н.Ф. Стюхин. Контроль трубопроводов с применением метода акустической эмиссии. // В мире НК 1(43), март 2009, c. 29-31.

6.    В.М. Баранов, Т.В. Губина. Применение акустической эмиссии для исследования и контроля коррозионных процессов. – М.: МИФИ, 1990.

7.    В.А. Грешников, Ю.Б. Дробот. Акустическая эмиссия. Применение для испытания материалов и изделий. – М.: Изд-во стандартов, 1976.

8.    W. Elber. Fatique crack closure under cyclic tension. // Engineer. Fracture Mech. 1970, №1, p. 37-45.

9.    А.Н. Кузьмин, А.В. Жуков, Д.Б. Журавлев. Акустико-эмиссионная диагностика магистральных газопроводов с применением тензометрии. // В мире НК 4(18), декабрь 2002, с. 60-62.

Статьи по теме:

Диагностика трубопроводов с применением метода акустической эмиссии 
//Журнал "ТехСовет" №12(75) декабрь 2009г.


//Журнал "ТехНадзор" №3(28) март 2009г.