Техническая диагностика

После обработки  принятых сигналов результаты контроля представляют в виде идентифицированных (с целью исключения ложных дефектов) и классифицированных источников АЭ.

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 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.

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.

В настоящее время на трубопроводах эксплуатируется ряд систем, работа которых основана на различных физических принципах.

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.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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  R_n в местах установки контрольно-измерительных колонок (КИК). 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.

Переходное  сопротивление может быть измерено в шурфах методом «мокрого контакта»  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.

 

 

 

 

 

Список использованных источников

1. Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. М.: Высшая школа, 2006.- 279 с.
2. Защита трубопроводов от коррозии. Т.2 / Ф.А. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. СПб.: Недра, 2007. – 656 с.
3. Коршак А.А., Байкова Л.Р. Диагностика объектов нефтеперекачивающих станций. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. – 176 с.
4. Кузнецов Н.С. Теория и практика неразрушающего контроля изделий с помощью акустической эмиссии. М.: Машиностроение, 1998. – 197 с.
5. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник / Под ред. Проф. В.В.Клюева. М.: Машиностроение, 2003. – 636 с.
6. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов / Под ред. Ю.Д.Земенкова. М.: «Инфра Инженерия», 2006. – 821 с.
7. Трубопроводный транспорт нефти / Под ред. С.М.Вайнштока. В 2 т. М.: Недра, 2004. - Т. 2. – 621 с.