Контроль трубопроводов с применением метода акустической эмиссии

Об авторах

Сотрудники Филиала «ИНТЕРЮНИС- УРАЛ», Екатеринбург:

Необходимо войти для просмотра
Жуков
Антон Валерьевич
Директор, III уровень по АЭ

Необходимо войти для просмотра
Кузьмин
Алексей Николаевич
Заместитель директора, к. ф.-м. н., III уровень по АЭ

Необходимо войти для просмотра
Николай Федорович
Специалист лаборатории диагностики, II уровень по АЭ

На сегодняшний день повышение качества технической диагностики трубопроводов, выработавших свой нормативный срок, на предприятиях различного назначения является актуальной задачей. В частности, при расчете остаточного ресурса действующих трубопроводов экспертные организации используют усредненный статистический подход [1]. При проведении подобных расчетов не принимается во внимание действительное техническое состояние отдельных локальных участков трубопровода, что в конечном итоге не обеспечивает достоверной оценки его работоспособности в течение разрешенного срока [2]. Анализ причин отказов магистральных трубопроводных систем с течением времени показал, что в процессе эксплуатации более вероятны местные или локализованные повреждения, а не повальное ухудшение свойств материала по всей длине трубопровода. Причинами таких повреждений являются интенсивные пластические деформации, развивающиеся в зонах перенапряжений из-за технологических дефектов, дефектов монтажа (сварка под напряжением), интенсивных очагов коррозионных повреждений, подвижек грунта, температурных и других воздействий, приводящих к неоднородным статическим и динамическим нагрузкам. Совокупность эксплуатационных нагрузок вызывает локальное образование двух основных типов повреждений, приводящих в конечном итоге к разрушению трубопровода – это трещиноподобные дефекты и дефекты коррозионной природы. При этом существенное значение имеет скорость накопления повреждений в области дефекта, которая характеризует степень его опасности и определяет срок остаточной эксплуатации объекта. В этой связи необходима оценка технического состояния трубы в потенциально опасных областях. При этом немаловажно отметить тот факт, что проектная документация на строительство трубопроводов разрабатывалась, прежде всего, с точки зрения обеспечения надежности и безопасности протекания технологических процессов, а не удобства их диагностирования. Таким образом, при проведении технической диагностики и экспертизы промышленной безопасности (ЭПБ) трубопроводных систем необходимо применение комплексного подхода с использованием интегральных методов НК, позволяющих осуществлять диагностирование опасных дефектов, возникающих в процессе эксплуатации по всей длине диагностируемого участка.

Среди интегральных способов диагностики трубопроводов метод акустической эмиссии (АЭ) практически не имеет альтернативы. Принцип метода АЭ заключается в регистрации волн упругих напряжений, возникающих в материале конструкции в результате зарождения и развития различного рода дефектов. Отметим, что на основе комплексного диагностического подхода АЭ-диагностика трубопроводов позволяет делать обоснованные выводы о процессах зарождения и развития опасных повреждений и, в конечном итоге, о техническом состоянии объекта [3]. Рассмотрим некоторые особенности практического применения метода

АЭ для диагностики трубопроводных систем.

Примеры практического использования метода АЭ

Подтверждением высокой эффективности метода АЭ в комплексе с другими методами НК являются итоги проведенных фирмой «ИНТЕРЮНИС» работ по контролю сварных соединений трубопроводов природного газа. В ходе обследования методом внутритрубной дефектоскопии одного из участков газопровода было выявлено 20 аномальных сварных соединений, которые до¬полнительно были обследованы с применением радиографического и акустико-эмиссионного методов контроля [4]. На рис. 1 представлены сравнительные результаты: если радиографический контроль показал дефекты в 18 из 20 стыков, то по данным АЭ наибольшую опасность для текущей эксплуатации газопровода представляют всего 6 из 20 сварных соединений. Принципиальное значение имеет тот факт, что наиболее опасный источник по АЭ зарегистрирован в сварном шве, годном по радиографии (рис. 1). Проведенный после вырезки данного стыка металлографический анализ с послойной вышлифовкой показал наличие развитой трещины с зоной раскрытия 0,2 мм (рис. 2), образовавшейся на вытянутой цепочке пор, и неметаллических включений в центральных слоях сварного шва. Предельная чувствительность использованного радиографического контроля не позволяет распознавать на снимке дефекты такого размера.

Согласно статистике проведенных в течение нескольких лет аналогичных АЭ-обследований газопроводов (рис. 3) 35 % недопустимых по радиографии дефектов не являются развивающимися и не представляют реальной опасности для эксплуатации объекта. Кроме того, выявлено дополнительно 25 % развивающихся источников АЭ, соответствующих опасным производственным дефектам в местах, не выявленных по результатам радиографии. Этот факт свидетельствует о необходимости применения метода АЭ для выявления повреждений технологических трубопроводов, наиболее опасных для эксплуатации объекта, еще на стадии зарождения дефектов, а также определения очередности и сроков ремонта выявленных дефектов.


Выявление опасных дефектов другого типа, а именно коррозионных повреждений, с использованием АЭ- контроля было проведено при техническом диагностировании подземных участков технологических нефтепроводов на нефтеперекачивающих станциях. Работы проводились по действующему внутреннему регламенту в рабочем режиме без вывода объекта из эксплуатации с использованием АЭ- системы A-Line 32D производства ООО «ИНТЕРЮНИС». Длина диагностируемого 24-х канальной системой участка за один цикл измерения составила 2 км. Важно отметить, что предельно допустимое расстояние между датчиками АЭ при диагностике коррозионных дефектов трубопроводов составило не более 60 м. Это подтверждается теоретическими расчетами [5] и экспериментальными исследованиями [6] для магистральных трубопроводов. В ходе АЭ-контроля на основном металле трубной секции была выявлена течь (рис. 4), и локализованы интенсивные очаги коррозионного поражения, где присутствовали дефекты язвенного и питтингового типа. Результаты применения локальных методов НК по определению параметров выявленных дефектов (величина раскрытия питтингов менее 2 мм, глубина проникновения около 80 - 90 % толщины стенки трубы, рис. 5) позволили сделать вывод о том, что течь образовалась именно на коррозионном питтинге.


На рис. 6, 7 представлены сравнительные диаграммы информативных параметров потока событий АЭ при развитии коррозионных питтингов и на бездефектных участках. Подчеркнем, что явные отличия между информативными каналами с коррозионными дефектами и «шумовыми» каналами в бездефектных областях проявляются при достижении Рраб = 3,5 МПа и дальнейшем его росте. В то же время до достижения рабочего давления никаких предпосылок, свидетельствующих о наличии опасных коррозионных дефектов выявлено не было, напротив, уровень интенсивности и амплитуды сигналов АЭ оказался ниже в дефектной области, что не характерно для классических представлений АЭ-диагностики. Например, хорошо известно [3], что развивающиеся дефекты, реализующиеся через механизм трещинообразования, проявляют себя задолго до достижения уровня рабочих нагрузок. Последний вывод также подтверждает тот факт, что общий характер АЭ от коррозионных дефектов даже при высоких значениях нагрузки остался низкоамплитудным со средним уровнем, не превышающим 50 дБ, т. е. полностью отсутствует так называемая дискретная составляющая АЭ, что также не характерно для механизмов роста трещин на КД.

Последующий режим постобработки выявил отличия для информативного и шумового (удаленного от коррозионных дефектов) каналов. На рис. 7 показаны соответствующие диаграм-мы, где представлено распределение единичных событий АЭ по амплитуде и длительности. Видно, что вблизи нахождения коррозионных дефектов, в отличие от бездефектного участка, четко выделяются две области. Первая - с относительно малыми амплитудами (40 - 50 дБ) и длительностями (до 100 мкс), присутствующая на всех экспериментальных реализациях, соот-ветствует непрерывному компоненту акустического излучения, регистрируемого в ближней волновой зоне. Вторая же область, с более высокими значениями длительности (до 500 мкс), отвечает источникам АЭ, находящимся вдали от приемника, т. е. в дальней волновой зоне. Об этом косвенно можно судить по группированию единичных событий АЭ вблизи характерных значений длительности и амплитуды. Такое поведение распределения АЭ- параметров на дает возможность четко регистрировать и выявлять области опасных коррозионных повреждений на магистральных трубопроводах.

Таким образом, дополнительное применение метода АЭ позволило без 100 %-го доступа к поверхности трубы локализовать опасные для эксплуатации дефекты по всей протяженности диагностируемого технологического трубопровода и значительно снизить вероятность пропуска дефектов. Применение данной методики в рабочих условиях обеспечивает оперативное выделение участков трубопровода, подлежащих незамедлительному ремонту, и сведение к минимуму объема подготовительных работ и работ по техническому диагностированию.

Выводы и заключения

Комплексный подход к диагностированию трубопроводов с применением метода АЭ позволяет:

• выявлять опасные производственные и эксплуатационные дефекты на ранней стадии их зарождения и предупреждать их развитие до критической величины;
• определять степень опасности выявленных дефектов;
• проводить 100 % контроль диагностируемого участка, включая недоступные, скрытые для контроля области;
• проводить оценку остаточного ресурса трубопровода на основе информации о существующих эксплуатационных дефектах и повреждениях. Совокупность указанных факторов обеспечивает полную и достоверную оценку технического состояния трубо-проводов с последующим принятием решения о возможности дальнейшей эксплуатации объекта.

Литература

1. Патон Б. Е., Семенов С. Е., Рыбаков А. А. и др. О старении и методологии оценки состояния металла эксплуатационных магистральных газопроводов. - Автоматическая сварка. 2000. № 7. С. 3-12.
2. Харионовский В. В. Диагностика и ресурс газопроводов: состояние и перспективы. - Газо-вая промышленность. 1995. № 11. С. 28-30.
3. Баранов В. М., Гриценко А. И., Карасевич А. М. и др. Акустическая диагностика и контроль на предприятиях топливно-энергетического комплекса. - М.: Наука, 1998.
4. Кузьмин А. Н., Жуков А. В., Журавлев Д. Б. Акустико-эмиссионная диагностика магистраль¬ных газопроводов с применением тензометрии. - В мире НК. 2002. № 4(18). С. 60-62.
5. Недзведская О. В., Буденков Г. А., Котоломов А. Ю. Количественные оценки возможностей неразрушающего контроля на базе явления акустической эмиссии. - Дефектоскопия. 2001. № 5. С. 50-67.
6. Харебов В. Г., Жуков А. В., Кузьмин А. Н. Практическая оценка метода акустической эмис-сии на технологических газопроводах. - В мире НК. 2008. № 3(41). С. 24-26.

Жуков А.В., Кузьмин А.Н., Стюхин Н.Ф. Контроль трубопроводов с применением метода акустической эмиссии. − В мире НК. − Март 2009 г. − № 1 (43). − С. 29−31. Статья любезно предоставлена редакцией журнала «В мире НК» (http://www.ndtworld.com). Наиболее точная и достоверная версия – в прикрепленном файле.