Разработка и применение акустико-эмиссионных течеискателей

Введение

В процессе эксплуатации трубопроводов их стенки подвергаются коррозии, эрозионному износу, под влиянием меняющихся во времени напряжений в них образуются усталостные трещины. Это может приводить к отказам в виде утечек и порывов. При строительстве новых и реконструкции старых трубопроводов проводятся испытания на прочность и проверяется герметичность трубопроводов. Однако несмотря на это полностью исключить аварии и отказы не удается. Еще большее число аварий случается на объектах коммунальных служб. Так тепло- и водоснабжающие трубопроводные сети в большей мере подвержены коррозии и процессам трещинообразования, поскольку они не содержат средств электрохимической защиты и, как правило, в процессе сооружения и эксплуатации не подвергаются дефектоскопическому контролю. В настоящее время во многих населенных пунктах России ресурс трубопроводных сетей коммунальных служб выработан на 70 - 80 %. Утечки случаются и на строящихся (реконструируемых) трубопроводах в момент проведения испытаний на герметичность. Основными причинами возникновения утечек в этом случае являются не выявленные дефекты в теле трубы и дефекты в сварных швах. Поскольку испытания проводятся после полной готовности участка или всего трубопровода (полной засыпки, обвалования или крепления на опорах, очистки полости, установки арматуры и т. д.), то точное определение местоположения утечек сопряжено с такими же трудностями, как и их поиск на действующем трубопроводе.

В зависимости от величины утечки и места ее возникновения предъявляются различные требования к методам и аппаратуре для ее обнаружения. В настоящее время не существует универсальных систем и приборов, способных удовлетворить всем требованиям эксплуатирующих организаций, поэтому разработано и применяется большое количество средств и методов контроля на основе различных физических принципов. Одним из широко используемых методов является метод акустической эмиссии (АЭ). Его пороговая чувствительность составляет 1,2 - 2 л/ч при давлении 2,0 МПа. Такая чувствительность позволяет обнаруживать все утечки имеющие место на трубопроводах (щелеобразные отверстия, засоряются окончательно за короткое время, если они не шире 0,09 мм).

Состояние вопроса

Принцип действия АЭ приборов основан на регистрации акустического шума, возникающего при истечении жидкости через сквозное отверстие в стенке трубопровода, находящегося под давлением. Основными механизмами генерации сигналов АЭ при этом являются турбулентные пульсации, сопровождающие истечение жидкости, и кавитация, т. е. образование и схлопывание газовых пузырьков, обусловленное сильным локальным понижением давления в жидкости в местах возникновения утечки.

Наиболее полные экспериментальные исследования АЭ, генерируемой при утечке жидкости, для задач контроля герметичности магистральных нефтепроводов были выполнены в работе. Негерметичности стенки трубы моделировались с помощью искусственных течей с круглым и прямоугольным сечением (с расходом от единиц до сотен литров/час). Для имитации условий в месте выхода на внешней стенке трубы использовались различные граничные среды: нефть; нефть и песок; нефть и гравий; воздух. Минимальные акустические давления наблюдались при истечении нефти в воздух. Максимальные - при истечении нефти в нефть. В последнем случае при достижении определенного избыточного давления в трубе происходил резкий скачок интенсивности сигнала АЭ, а затем наблюдалось ее снижение. Наличие гравия или песка на выходе течи вызывало смещение начала возникновения интенсивной АЭ в сторону более низких избыточных давлений. Частотные характеристики различных модельных дефектов имеют сходный спектр в диапазоне от единиц до сотен килогерц с максимумом в области 10 - 40 кГц. Однако при щелеобразных отверстиях и при отверстиях малого диаметра верхняя граница диапазона частот возрастает. Уровень звукового давления АЭ на расстоянии 1 м от утечки составляет 130 - 160 дБ (относительно р0 = 2-10-5 Па), что на 40 - 70 дБ выше акустических шумов течения жидкости и шумов приемно-регистрирующей аппаратуры.

В работе при исследовании критических кавитационных чисел, полученных на основании экспериментальных данных получены безразмерные пороговые величины расхода Q* и избыточного давления p* в трубопроводе, при которых наиболее неблагоприятная утечка может быть обнаружена с вероятностью 50 %: (1/S)Q*[2(p0 - p )/р]- 1/2 > > 2,0(p* - p0)/(p0 - p ), где S - площадь сквозного дефекта; р0 - давление с внешней стороны трубопровода; рv - давление насыщенного пара; р - плотность жидкости.

Если условие выполняется, то для всевозможных граничных сред с внешней стороны трубопровода (за исключением воздуха), различных геометрических параметров течи, а также жидкости, содержащей растворенный газ и различные загрязнения, АЭ будет обусловлена гидродинамической кавитацией. При этом уровень шума будет выше порога обнаружения, т. е. утечка будет обнаружена. На практике для возникновения кавитации достаточно, чтобы давление в трубопроводе было не менее 0,3 МПа, причем раскрытие сквозного дефекта должно быть не менее 0,1 мм. Это определяет порог чувствительности метода.

Исходя из этих данных и данных собственных исследований в НИИ интроскопии ТПУ был разработан ряд приборов для контроля герметичности трубопроводов.

Течеискатель специализированный акустико-эмиссионный АЭТ-1МСС

Прибор предназначен для определения местоположения сквозных дефектов (трещин, свищей) в процессе сооружения и эксплуатации речных и болотных трубопроводов при гидравлических испытаниях на герметичность и состоит из двух блоков: акустического зонда и пульта с органами управления и коммутации, соединенных между собой кабелем. Показания регистрируются с помощью стрелочного измерителя. Внешний вид прибора представлен на рис. 1.

Первоначально этот прибор предназначался для обнаружения и локализации утечек в подводных трубопроводах, однако, по мере накопления опыта эксплуатации и учета требований потребителей, был существенно доработан в части расширения его функциональных возможностей. В последнем конструктивном исполнении эти приборы уже в течение нескольких лет широко применяются в ряде нефтепроводных управлений ОАО АК «Транснефть».

Поиск утечек на подводных трубопроводах осуществляется бесконтактно через слой воды толщиной до 30 м. При этом пороговая чувствительность по расходу воды составляет 8 - 25 л/ч, что эквивалентно расходу через отверстие диаметром 0,3 мм. Погрешность локализации не превышает 10 % от глубины укладки трубы. В зависимости от времени года контроль осуществляется двумя способами: летом с плавсредства, зимой со льда.

Летом пульт течеискателя устанавливают на плавсредстве, акустический зонд погружают в воду и перемещаются по поверхности водоема. Впервые эта технология была реализована для поиска утечки на подводном переходе через реку Обь нефтепровода Александровское - Анжеро-Судженск. Подводная часть нефтепровода была отрезана от основной части трубы и заполнена речной водой. Давление составляло 2,0 МПа. Утечка представляла собой трещину в поперечном сварном шве сбоку трубы. Площадь сечения трещины 1 - 1,5 мм2, длина 25 мм. Величина грунтовой засыпки над трубой в месте утечки составляла 0,5 м при общей глубине водоема 7 м. Время поиска утечки составило 1,5 ч. Несколько позднее таким способом была локализована утечка на подводном переходе нефтепровода Нижневартовск - Усть-Балык через реку Обь в районе г. Сургут в ОАО «Сибнефтепровод».

Для поиска утечек в зимнее время вдоль трубопровода во льду выполняются скважины с интервалом (20 ± 5) м. Акустический зонд в этом случае опускается в воду ниже уровня кромки ледового покрова, и также производятся измерения акустического шума. Местоположение утечки определяется по максимуму значения акустического шума. Таким способом были найдены утечки на переходе водовода через реку Шексну, в районе г. Череповец (заказчик - Гидроспецфундаментстрой, г. Москва) и на переходе трубопровода через реку Оку, в Нижнем Новгороде (заказчик -Спецгидрострой). В обоих случаях операции по поиску утечек заняли время в пределах двух часов.

Кроме поиска утечек на подводных трубопроводах прибор позволяет определять местоположение утечек жидкости и газа на подземных трубопроводах. В этом случае для доступа к трубе выполняются шурфы с интервалом 100 - 300 м. Акустический зонд устанавливается на стенку трубы. В трубопроводе создается избыточное давление. Поиск утечки разбивается на две стадии: первая - определение участка с утечкой; вторая - определение местоположения утечки на этом участке. Пороговая чувствительность прибора в этом случае составляет также 8 - 25 л/ч, точность локализации 5 - 10 м. Варианты использования прибора приведены на рис. 2.

Течеискатель корреляционный ТАК-2004 (для подводных трубопроводов)

Методика поиска утечки на подводном переходе трубопровода с помощью течеискателя АЭТ-1МСС требует сканирования акустическим зондом над трубопроводом. Эта процедура трудоемка и не всегда осуществима. Кроме того, погрешность измерений существенно зависит от глубины водоема, что ограничивает возможную область применения прибора водоемами, глубина которых не превышает 30 м, т. е. это переходы через реки и болота. Однако в связи с разработкой месторождений на континентальном шлейфе возникла потребность в приборах, способных обнаружить утечку на больших глубинах. Повысить точность локализации и одновременно исключить сканирование можно применением взаимно-корреляционного метода обработки, который принципиально отличается от рассмотренных выше, поскольку координата утечки определяется по разности времен распространения сигнала на разнесенные в пространстве преобразователи. Метод взаимной корреляции широко применяется для контроля герметичности подземных трубопроводов, однако, для контроля подводных трубопроводов до настоящего времени широко не использовался.

Для реализации этого метода был разработан корреляционный течеискатель ТАК-2004. Прибор состоит из двух акустических зондов и блока обработки и регистрации, в качестве которого использован портативный компьютер, и позволяет обнаружить утечку из сквозного отверстия с эквивалентным диаметром 0,5 мм в радиусе до 50 м при давлении в трубопроводе не менее 0,5 МПа. Обследование переходов с помощью прибора может быть осуществлено летом с борта легкого плавсредства, зимой - с кромки льда через скважины диаметром 100 - 150 мм с интервалом до 50 м. Методика поиска утечки отличается тем, что в водоем одновременно помещаются два датчика и измерения проводятся по двум каналам. Если утечка находится в зоне обнаружения прибора, то на дисплее отражается расстояние до нее и возможная ошибка локализации.

Экспериментальная проверка прибора проводилась совместно со специалистами ОАО «Центрсибнефтепровод» на озере вблизи ЦРС «Семилужки» г.Томск. Экспериментальная установка представляла собой заглушенный с обеих сторон участок трубы диаметром 220 мм с толщиной стенки 8 мм. Труба заполнялась водой, помещалась в озеро и присыпалась грунтом. Для моделирования утечки в трубу был врезан насадок со сменными калиброванными отверстиями. Диаметр отверстия модельной утечки составлял 0,4 мм. Утечка находилась на расстоянии 5 м от берега на глубине 1,5 м. Приемные преобразователи располагались перпендикулярно оси трубопровода по обе стороны от утечки на одной прямой с ней. Результаты экспериментов представлены в табл. 1.

Как видно из таблицы, во всех проведенных экспериментах погрешность локализации не превышает 0,5 м. Это намного выше точности локализации амплитудных течеискателей и вполне приемлемо для практики.

Течеискатель корреляционный ТАК-2005 (для городских трубопроводных коммуникаций)

Корреляционные течеискатели главным образом используются в городских условиях для поиска утечек в трубопроводах коммунальных служб (тепловые сети, водоканал). Поэтому основным требованием, предъявляемым к аппаратуре, является высокая точность определения местоположения утечки. Однако, как показали сравнительные испытания, проведенные АО «Мосводопровод», АО «Мосэнерго» и др. организациями, точность локализации приборов оказывается не всегда приемлемой, особенно при обнаружении утечки с небольшим расходом (десятки литров в час). Одной из причин, приводящей к снижению точности локализации, а иногда и к грубым ошибкам, является ошибка определения времени задержки. Эта ошибка обусловлена тем, что из-за наличия внешнего шума, дисперсии скорости звука в трубопроводе и возбуждения в трубе нескольких мод колебаний корреляционная функция сильно размыта и не имеет четкого максимума.

В течеискателе ТАК-2005 (рис. 4) реализована методика фильтрации акустических сигналов, позволяющая минимизировать эту составляющую погрешности. Суть предложенного метода заключается в выделении в спектрах сигналов узкой спектральной полосы, в которой функция когерентности максимальна и не имеет значительных провалов, а фаза взаимной спектральной плотности представляет собой пилообразную функцию, содержащую несколько звеньев, хорошо аппроксимирующихся линейной зависимостью.

Предложенная методика фильтрации сигнала неоднократно применялась в период испытаний прибора для поиска утечек в тепловых сетях г. Томск. Ниже приведен характерный пример обнаружения утечки с использование данной методики.

В результате оппрессовки тепловых сетей ООО «ТомскСтройТранс» был установлен факт разгерметизации системы. Для определения местоположения дефекта было проведено комплексное обследование всей сети и было обнаружено два повреждения (свищи диаметром менее 2 мм). Первое повреждение находилось на участке магистральной трубы длиной 126 м. Второе - на отводе от магистрального трубопровода. Рассмотрим второй случай подробно. Отвод имел общую протяженность 60 м. Из них 33 м -подземный участок, 6 м - вертикальный участок внутри здания, 21 м - горизонтальный участок внутри здания. Диаметр трубы 219 мм. Обследовался подземный участок. При этом один датчик устанавливался в камере, а второй - на вертикальный участок внутри здания; расстояние между датчиками составило 36 м. На рис. 5 представлены полученные графики функции взаимной корреляции и функции когерентности.

Как видно из рис. 5а, функция взаимной корреляции не имеет четкого максимума, по которому можно однозначно определить расстояние до утечки. Функция когерентности имеет наибольшее значение в диапазоне частот от 200 до 5000 Гц. Кроме этого имеется максимум в диапазоне частот 12 - 16 кГц. Следуя рекомендациям фирм ООО «Инкотест» и SebaDinatronic, для фильтрации сигнала надо использовать полосу от 500 до 5000 Гц. Однако в этой полосе фаза взаимного спектра имеет сложную зависимость и весьма далека от линейной. С другой стороны в диапазоне частот 12 - 16 кГц фаза хорошо аппроксимируется линейной зависимостью. На рис. 6 представлены корреляционные функции после фильтрации сигналов в полосе 500 - 5000 Гц и в полосе 12 - 16 кГц.

Как видно из рис. 6а, в результате фильтрации в полосе 500 - 5000 Гц внешний вид корреляционной функции мало изменился, в то время как после фильтрации в полосе 12 - 16 кГц взаимно-корреляционная функция стала иметь один четкий максимум. Локализация утечки по данному максимуму была проведена с точностью 20 см.

Приведенный пример доказывает эффективность применения данной методики особенно при контроле трубопроводов небольшой длины и диаметра (отводы к потребителю), а также при наличии в трубе нескольких повреждений. Недостатком данной методики локализации является неопределенность скорости звука в трубопроводе, поскольку априорно неизвестно какая мода наиболее эффективно возбуждается и распространяется в трубопроводе.

Система непрерывного контроля герметичности участков нефтепроводов СНКГН-1, СНКГН-2

Рассмотренные приборы предназначены для периодического контроля герметичности и используются обычно для определения местоположения утечки в условиях, когда о факте ее существования уже известно. Вместе с тем на подводных переходах нефтепроводов, переходах нефтепроводов через железные и автодороги, участках вблизи населенных пунктов необходимо не только точно локализовать утечку, но и что более важно, обнаружить ее в короткое время,чтобы минимизировать последствия. В этой связи в 1987 г. в НИИ интроскопии совместно с ОАО «Магистральные нефтепроводы центральной Сибири» были начаты работы по созданию системы непрерывного контроля герметичности подводных переходов нефтепроводов, базирующейся на АЭ методе.

Разработанная аппаратура включает в себя группу датчиков, располагаемых на трубе с интервалом 100 - 150 м, и микропроцессорный контроллерный блок (рис. 7). Максимальное число датчиков может достигать 100. Датчики устанавливаются непосредственно на изоляционное пленочное покрытие и не нарушают его целостности. Датчики и контроллерный блок соединены кабелем, при этом все датчики подключены к одному кабелю. Это позволяет в зависимости от длины контролируемого участка нефтепровода формировать систему с любым количеством датчиков, не изменяя аппаратную часть. Длина участка, охватываемого одной системой контроля, может достигать 10 км. Цикл опроса датчиков - раз за 2 - 5 мин. Таким образом, с момента появления утечки до момента получения диспетчером сигнала «утечка» наружу из трубы может выйти лишь несколько литров нефти.

Первоначально аппаратура разрабатывалась в виде автономного прибора с питанием от сети 220 В и подключением к телемеханике любого типа. Эта аппаратура получила название СНКГН-1. Рабочий образец аппаратуры СНКГН-1 был смонтирован на переходе нефтепровода Александровское - Анжеро-Судженск через реку Чая в 1993 г. В дальнейшем, в связи с созданием в АК «Транснефть» единой системы диспетчерского контроля и управления (СДКУ) магистральными нефтепроводами и разработкой программируемого логического контроллера (ПЛК), после аварии на подводном переходе через р. Белая в ОАО «Уралсибнефтепровод» руководство компании приняло решение о разработке программно-аппаратного модуля системы обнаружения утечек (ПАМ СОУ) в составе данного ПЛК. Такой модуль ПАМ СОУ был создан совместно с фирмой АОЗТ «Элеси» (г. Томск). Аппаратура получила название СНКГН-2.

При появлении утечки система контроля через линейную телемеханику посылает сигнал «утечка» на центральный диспетчерский пункт управления трубопроводом. Различные акустические помехи, которые могут произойти при работе трубопровода и вызвать ложную тревогу, исключаются оригинальными схемными решениями и программным способом.

В аппаратно-программном комплексе СНКГН-2 заложена возможность диалога между этим комплексом и компьютером СДКУ (оснащенным соответствующим ПО). Это позволяет:

- проверять режимы работы аппаратуры и корректировать базы данных комплекса;

- получать информацию о состоянии контролируемого участка трубопровода;

- определять местоположение течи.

Обнаружение утечки в СНКГН-2 реализуется на двух уровнях. На нижнем определяется наличие утечки, время и номер ближайшего датчика, в районе которого произошла утечка. На верхнем - координаты утечки.

Начиная с 1997 г., в ОАО АК «Транснефть» было поставлено 24 системы обнаружения утечек, из которых пять - СНКГН-1, девятнадцать - СНКГН-2 и 284 датчика герметичности. Три системы поставлены в ОАО «Сургутнефтегаз» и две системы в ОАО «Лукойл-Пермнефть». При этом трубопроводы ОАО «Центрсибнефтепровод» явились местом, где отрабатывались все технологии монтажа датчиков герметичности и где выявлялись слабые места. На рис. 8 представлен вариант установки датчика на трубопровод перед протаскиванием через реку Обь в районе с. Александровское.

Системы СНКГН-1 и СНКГН-2 испытывались в ОАО «Уралтранснефтепродукт» и в ОАО «Верхневолжскнефтепровод» с реальными утечками нефти (табл. 2). По результатам испытаний СНКГН-1, проведенных в 1997 г. в ОАО «Уралтранс-нефтепродукт» на р. Белая и СНКГН-2 в ОАО «Верхне-волжскнефтепровод» на р. Суворощь в 1998 г, получено, что расстояние между датчиками можно увеличить до 300 м, однако, в этом случае заметно снижается пороговая чувствительность аппаратуры (до 0,5 - 1,0 м3/ч). Разрывы в трубопроводе датчики чувствуют на удалении до 350 м. За счет снижения частоты регистрации АЭ утечек расстояние между датчиками может быть еще увеличено. Однако в отдельных случаях это может привести к повышению вероятности ложной тревоги.

Опыт по оснащению речных переходов магистральных нефтепроводов аппаратурой непрерывного контроля герметичности позволяет сделать вывод о том, что использование данных систем на малых речных переходах наиболее приемлемо. Установка систем на подводных участках нефтепроводов протяженностью более 150 м требует дополнительной проработки вопросов технологии монтажа. В ходе монтажных, пусконаладочных работ и на начальной стадии эксплуатации выявились узкие места, одним из которых является малое расстояние между датчиками. В то же время подтвердились правильность выбора частотного диапазона работы аппаратуры, схемных, конструкторских и технологических решений, а также работоспособность программного обеспечения.



Просмотров: 4822

Дата: Четверг, 22 Ноября 2012

Новости