Учебно-исследовательская работа Автоматизированные системы контроля технического состояния внутренней части магистральных газоне. УИР АСДТр. Автоматизированные системы контроля технического состояния внутренней части магистральных газонефтепроводов

• Название: Автоматизированные системы контроля технического состояния внутренней части магистральных газонефтепроводов
• Анкор: Учебно-исследовательская работа Автоматизированные системы контроля технического состояния внутренней части магистральных газоне
• Дата: 02.06.2021
• Размер: 48.33 Kb.
• Имя файла: УИР АСДТр.docx
• Тип: Исследовательская работа; #213108

Министерство образования и науки Российской федерации

Федеральное государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования

« Пермский национальный исследовательский

политехнический университет»

Горно-нефтяной факультет

Кафедра «Нефтегазовые технологии»

Учебно-исследовательская работа

Тема: «Автоматизированные системы контроля технического состояния внутренней части магистральных газонефтепроводов»

Пермь 2020

Введение

Трубопровод – надёжный и экономичный метод транспортировки жидкостей и газа, широко распространённый по всему миру, однако обслуживание и диагностика целостности территориально распределенных труб имеет свои сложности. Именно поэтому внедрение систем дистанционного контроля состояния труб значительно облегчает мониторинг трубопроводов.

Системами контроля состояния трубопроводов называют любые системы, служащие для постоянного мониторинга состояния трубопровода и его параметров. Данные системы постоянно развиваются и совершенствуются, используя возможности использования в работе ультразвука, электромагнитных волн, геофизических методов. По своей сути, данные системы являются совокупностью аппаратных и программных средств, которые позволяют собирать и анализировать различные параметры:

• 
  Герметичность;
  
• 
  Шероховатость внутренней поверхности;
  
• 
  Наличие коррозийной активности;
  
• 
  Электрохимическая коррозия;
  
• 
  Изменение площади поперечного сечения трубопровода;
  
• 
  Иные параметры, нарушающие нормальный режим работы трубопровода.
  

Контроль технического состояния трубопровода может производится как с отключением трубопровода (внутритрубная диагностика), так и непосредственно в процессе работы трубопровода. В настоящей работе рассмотрены автоматические системы контроля технического состояния внутренней части газонефтепроводов обоих видов.

Внутритрубная диагностика

Среди методов контроля технического состояния внутренней части газонефтепроводов внутритрубная диагностика является наиболее полным и информативным методом неразрушающего контроля. При этом первые способы внутритрубной диагностики разработаны еще в 80-х годах XX века, но применяются и совершенствуются до сих пор.

Классическим первым методом внутритрубной диагностики является метод опрессовки или предпусковое гидравлическое испытание трубопровода повышенным давлением. Данный метод применяется до сих пор, и, хоть он и наименее затратный, одновременно он является одним из самых неинформативных методов, т.к. такие испытания были не в состоянии выявить все дефекты, возникающие при эксплуатации трубопроводов. Параметры отдельных дефектов оказывались не столь значительными, чтобы явиться причиной разрушений в процессе опрессовки, но достаточными для того, чтобы эти дефекты развивались под действием эксплуатационных факторов и служили причиной аварийных ситуаций в пределах нормативного срока службы трубопровода [2].

Обратную сторону вопроса демонстрирует метод разрушающего контроля труб, а именно – сварных соединений. Он позволяет достоверно выявить запас прочности материала трубы, а также обозначить наиболее слабое место, но в дальнейшем данная труба непригодна к использованию. Данный метод позволяет, помимо прочего, определить статистически наиболее вероятные места разрыва/повреждения трубопровода.

На практике, ни один из этих способов не обладает достаточной эффективностью, т.к. данные не учитывают ситуативные условия эксплуатации, а также срок службы трубопровода и отдельные характеристики транспортируемой среды и её влияние на пропускную способность трубопровода (кристаллогидратная закупорка, осаждение твердых частиц, выносимых нефтью из скважины, образование парафиновых отложений на стенках труб и т.п.).

Тем не менее, данные способы имеют свою сферу применения при ремонте/вводе в эксплуатацию газораспределительных сетей и сетей газопотребления, а также при работах в сфере водо- и теплоснабжения.

В настоящее время наиболее распространенным методом внутритрубной диагностики является использование автономных снарядов-дефектоскопов, движущихся внутри контролируемой трубы под напором перекачиваемого продукта. Снаряд снабжен аппаратурой для неразрушающего контроля (НК) трубы, записи и хранения в памяти данных контроля и вспомогательной служебной информации, а также источниками питания аппаратуры. Измерительная часть снаряда состоит из множества датчиков (сенсоров), расположенных так, чтобы зоны чувствительности датчиков охватывали весь периметр трубы. Это позволяет избежать пропуска дефектов трубы. Процесс проверки состояния газонефтепровода происходит в автоматическом режиме с одновременной расшифровкой данных. Далее мы рассмотрим несколько вариантов внутритрубной диагностики.

Метод акустического резонанса труб

Метод акустического резонанса труб, также известный как метод акустико-резонансной диагностики базируется на вибрации отдельных элементов трубы под воздействием пульсации давления в трубопроводе и эмиссии (излучения) сигналов акустических частот, которые распространяются по транспортируемому газу или жидкости. Оценка технического состояния трубопровода осуществляется в соответствии с разработанными критериями, связывающими виброэмиссионные свойства дефекта с вероятностью образования течи или наличия незаконной врезки. Иными словами, турбулентные завихрения среды и изменения в конструктиве трубопровода в местах утечек или незаконных врезок внесут изменения в нормальное распространение сигнала по транспортируемой среде, что позволяет определить утечку/хищение из газонефтепровода. Кроме того, распространение акустической волны в материале трубы позволяет определить места истончения стенок трубопровода с точностью до 1-2 метра.

Для понимания физики процесса нужно понимать, что основной параметр колебания – частота – зависит от соотношения толщин ненарушенной части трубы и дефекта и линейных размеров последнего: чем меньше дефект, тем выше частота колебания. Проведенная оценка показала, что дефект размером 200-300 мм обладает собственной частотой колебаний около 1000 Гц. Учитывая большое многообразие коррозионных дефектов на трубопроводах, наиболее вероятный частотный диапазон сигналов эмиссии, распространяющихся по транспортируемой среде, составляет от 100 до 5000 Гц.

Поверхность трубы состоит из отдельных элементов (интервалов) вибрации. Одним из параметров вибрации этих элементов служит собственная частота вибрации, которая зависит, в первую очередь, от площади элемента. При использовании АР-метода (акустического резонанса) исследуются сигналы в диапазоне частот от 500 до 3000 Гц. Силовым фактором, который приводит к вибрации элемента трубы, служит пульсация давления в транспортируемой среде. В большей степени она обусловлена турбулентностью движения транспортируемой среды. При этом пульсация давления в среде должна быть достаточной для «раскачивания» элементов. В связи с этим в число обязательных условий для диагностики рассматриваемым методом входят скорость течения транспортируемой среды около 1 м/с и давление не менее 0,25 МПа.

Пульсация давления в среде представляет собой серию уникальных по частоте импульсов. Когда частота импульса совпадает с собственной частотой колебания дефекта или близка к ней, последний вибрирует с наибольшей амплитудой (явление резонанса). При этом происходит наиболее интенсивное излучение (эмиссия) сигналов в окружающую среду (воздух), металл трубы и транспортируемый продукт. Амплитуда колебания дефекта и энергия сигнала, в частности эмиссия, зависят от толщины стенки трубы в месте дефекта.

С помощью данного метода можно выполнять диагностику трубопроводов надземной и подземной, канальной и безканальной прокладки диаметром от 80 мм, находящихся в эксплуатации при внутреннем давлении более 0,25 МПа и обязательном наличии тока транспортируемой среды по трубопроводу. Основной плюс применения данного метода заключается в отсутствии необходимости изменения давления при диагностике (при условии что рабочее давление равно или превышает 0,25 МПа) – газонефтепровод работает и выполняет основную функцию транспортировки продукта.

Метод электромагнитно-акустического преобразования (ЭМАП)

Электронномагнитные преобразователи – относительно новое направление в сфере ультразвукового контроля, т.к. ультразвуковая волна генерируется непосредственно в самом объекте такого контроля. В основе принципа действия ЭМА преобразователей лежит возбуждение и прием ультразву­ковых волн путем воздействия на по­верхность электропроводящего объекта переменного и постоянного магнитных полей. Индуктор ЭМАП, через который протекает импульс высокочастотного тока, создает в поверхностном слое металла вихревые токи. В результате совместного действия вихревого тока и поляризующего поля возникают силы Лоренца, обеспечивающие возбуждение ультразвуковых колебаний соответствующего типа.

Сила Лоренца — сила, с которой электромагнитное поле, согласно классической (неквантовой) электродинамике, действует на точечную заряженную частицу

С помощью ЭМАП, легко возбудить, например поперечные волны, распространяющиеся по нормали и под углом к поверхности, а так же поперечные нормальные волны. ЭМАП не нагружают поверхность объекта контроля, что позволяет устранить проблемы связанные с реверберационными процессами – явлениями на границе раздела сред в слое контактной или иммерсионной жидкости. Акустический тракт ЭМА дефектоскопа весьма прост, поскольку ультразвуковые волны возбуждаются и распространяются, как правило, только в самом объекте контроля. Только сам объект контроля и содержащиеся в нем неоднородности, способны изменить картину волнового поля, что благотворно влияет на качество измерений. Имеются основания считать, что поперечные волны распространяющиеся по нормали к поверхности, более чувствительны к некоторым дефектам. Поперечные волны распространяются со скоростью в два раза меньшей, чем при распространении продольных волн, что создает благоприятные условия для толщинометрии и повышения разрешающей способности при контроле эхо-методом. Применение поперечных волн определенной поляризации позволяет с высокой чувствительностью обнаруживать неудобные для отражения трещины, даже если их плоскость параллельна направлению прозвучивания, т.к. ЭМАП использует классический ультразвук, только волна распространяется не перпендикулярно стенке трубы, а вдоль нее. Данная технология использует низкочастотные направленные ультразвуковые волны и позволяет выявлять не только информацию о дефектах потери металла, таких как коррозия и эрозия, но также и информацию о местоположении на трубопроводе выявленных изменений (незаконные врезки).

Электромагнитный контакт ЭМАП с поверхностью объекта контроля, в большинстве случаев является гораздо более устойчивым, чем акустический контакт для пьезоэлектрических преобразователей. Колебания опорного «донного» сигнала (отражение сигнала от поверхности стенки трубопровода) на бездефектных участках, как правило, не превышают 4-6 дБ. Акустическая ось не отклоняется при изменении положения ЭМАП относительно поверхности объекта контроля, что позволяет проводить ЭМАП объектов сложной формы.

Бесконтактные методы возбуждения акустических волн по средствам ЭМАП существенно расширяют возможности ультразвукового контроля при высоких и низких температурах, шероховатой и загрязненной поверхности объектов, а также в случаях когда по применяемой технологии контактные жидкости применять недопустимо.

Основной недостаток ЭМАП – низкая чувствительность и низкая помехозащищенность.

Магнитный контроль

Под термином «магнитный контроль» скрывается множество различных методов проверки состояния газонефтепроводов, работающих по единому принципу намагничиванию ферромагнетика в теле трубы. Физическая природа метода выражается в намагничивании объекта переменным, постоянным или комбинированным полем. В местах несплошностей это приводит к возникновению полей рассеяния, которые подлежат регистрации и расшифровке. После этого выполняется размагничивание.

Данный способ получил очень большое распространение после появления магнитных снарядов высокого разрешения с сенсорами на основе датчиков Холла реализована возможность решения за один прогон интеллектуального снаряда комплекса задач по обнаружению дефектов различных типов:

• 
  потеря металла заводского и коррозионного происхождения;
  
• 
  трещины и аномалии в сварных швах, а также трещины в теле трубопровода;
  
• 
  немагнитные включения;
  
• 
  внутристенные расслоения;
  

Датчик Холла – любой датчик, работа которого основана на эффекте Холла. Эффект Холла — явление возникновения поперечной разности потенциалов (называемой также холловским напряжением) при помещении проводника с постоянным током в магнитное поле

Крайне важным аргументом в пользу этого метода является значительно меньшая зависимость результата диагностики от степени очистки внутренней полости трубопровода, особенно коррозионных карманов. Ультразвук не распространяется в парафине, песке, пропанте, глине и прочих отложениях, что приводит к потере полезного сигнала и предъявляет особые требования к степени очистки внутренней полости трубопровода, при этом глубокие питтинги и язвы в принципе тяжело очистить от отложений. Даже запуск специализированных скребков не решает эту проблему, т.к. для ультразвуковых методов требуется движение в однородных жидкостях, свободных от газовых пузырьков и взвесей. Наличие даже небольшого газового фактора приводит к неизбежной потере части информации. В обводненных нефтепроводах также может наблюдаться потеря части информации вследствие наличия раздела сред вода-нефть, ультразвук имеет свойство отражаться от раздела сред с различной скоростью, что приводит или к потере сигнала, или к появлению ложных сигналов.

Соответственно, у данного способа есть и минусы:

• 
  Ограничения по шероховатости. Чем она выше, тем ниже чувствительность (что, впрочем может быть показателем состояния внутренней поверхности трубы);
  
• 
  Не определяет утечки тока катодной защиты из-за нарушения изоляции;
  
• 
  Не определяет напряженные состояния элементов трубопровода;
  
• 
  Местоположение отводов и незаконных врезок.
  

Наибольшее распространение данный способ имеет за границей, в России по вышеуказанным причинам данный способ используется меньше (менее 20% магистральных газонефтепроводов) [5].

Дистанционные методы контроля трубопроводов

Также отдельное внимание нужно обратить на дистанционные методы контроля трубопроводов, т.к. именно их показания зачастую обращают внимание на отдельные участки магистральных газонефтепроводов с целью более точного диагностирования вышеописанными способами. Наиболее известны следующие способы:

Метод Пирсона - (также известен как метод квадратов) - непараметрический метод, который позволяет оценить значимость различий между фактическим (выявленным в результате исследования) количеством исходов или качественных характеристик выборки, попадающих в каждую категорию, и теоретическим количеством. Иначе говоря, метод позволяет оценить статистическую значимость различий двух или нескольких относительных показателей (частот, долей). Используется для оценки целостности изоляционного покрытия, измеряя градиент падения напряжения, где будут заметно увеличение плотности тока катодной защиты в местах дефектов. При этом, для оценки состояния изоляционного покрытия трубопровода в пойменной части используется как контактный метод Пирсона, так и бесконтактный (индуктивный) методы. В свою очередь, метод Пирсона подразделяется на «продольный», при котором измерение падения напряжения производится между электродами, располагаемыми вдоль оси трубопровода, и «поперечный» с соответствующим расположением электродов. Используется для диагностики состояния трубопровода в труднодоступных местах – дюкеры, переходы, эстакады.

Метод градиента напряжения постоянного тока (DCVG) – метод очень поход на метод Пирсона, и является его дальнейшим развитием. Когда постоянный ток подается на трубопровод, как и катодную защиту, ток проходит через грунт на открытую сталь поврежденного покрытия, вызывая падение напряжения. Чем больше ток, тем больше удельное сопротивление грунта и тем ближе к месту расположения повреждения будет больший градиент напряжения. Как правило, чем больше дефект, тем больший ток и градиент напряжения, что используется для сортировки и повреждений по размеру и приоритету их устранения. Для фильтрации постоянного контролируемого тока от всех других помех постоянного тока и для лучшей трактовки полученных результатов, в технологии DCVG сигнал постоянного тока на трубопровод подается в импульсном режиме с частотой 1,25Гц. Сигнал постоянного тока, может быть, подаваться поверх существующей системы катодной защиты трубопровода, или же система катодной защиты сама может быть снабжена специально установленным выключателем или прерывателем на одном из выходящих кабелей от ближайшего трансформаторного выпрямителя. Технология DCVG является запатентованной.

Метод низкочастотного электрического поля (LFET) – состоит в наведении электромагнитного поля внутри исследуемого участка трубы, после чего измеряется электромагнитный сигнал. Любые изменения в сигнале регистрируются и сравниваются с сигналами, полученными при калибровке для определения величины утонения стенки. Данный метод позволяет обнаруживать дефекты, расположенные как с внешней, так и с внутренней стороны объекта контроля, проводить контроль ферромагнитных и цветных металлов. Метод LFET не требует применения контактной жидкости и зачистки поверхности. Контроль может проводиться через зазор или покрытие толщиной до 6 мм, допускается присутствие однородной поверхностной окалины. Данную технологию можно применять для обследования объектов различной геометрической формы, в том числе трубопроводов различных диаметров и гибов. Обследование трубопровода методом LFET позволяет обнаружить точечную и сплошную коррозию и эрозию, точно определить участок локализации коррозии и величину утонения в процентах от номинальной толщины стенки трубы. Технология LFET является запатентованной.

Все вышеуказанные методы используют в своей основе электричество и электромагнитные поля. Но важно учитывать, что данные методы не всегда и не везде применимы. Потому существуют методы дистанционного контроля с физикой процессов на основании магнитов и магнитных полей.

Метод магнитной градиометрии основан на установленных ранее связях между магнитным полем стального подземного трубопровода и его местоположением в плане и в разрезе, местоположением сварных швов, состоянием изоляции, кавернозности, а также его напряженным состоянием. Измерения трех компонентов магнитного поля с помощью магнитометра–градиентометра могут быть использованы для решения следующих задач:

• 
  Определение положения трубопровода в плане и разрезе;
  
• 
  Контроль состояния изоляции по магнитному полю и тока утечки. Оценка величины нарушений изоляции трубопровода;
  
• 
  Определение участков с электрохимической коррозией и напряженно деформированных участков;
  
• 
  Анализ и прогноз технического состояния трубопровода.
  

Для решения поставленных задач используется трехкомпонентный магнитометр-градиентометр. радиентометр предназначен для измерения трех ортогональных компонент индукции и их разности (градиента на двух высотах от поверхности Земли: магнитного поля, низкочастотного электромагнитного поля частотой 100 Гц (частота тока катодной защиты трубопровода), низкочастотного поля в диапазоне частот 0,1-20 Гц (частота шумов Баркгаузена и тока, обусловленного движением нефти или газа по трубопроводу).

Эффект Баркгаузена — скачкообразное изменение намагниченности ферромагнитного вещества при монотонном, непрерывном изменении внешних условий, приводящих к изменению доменной структуры материала.

В градиентометре предусмотрена возможность передачи результатов измерений в цифровой форме в персональный компьютер (интерфейс RS-232). Магнитометр выполнен в виде переносного прибора и может быть использован при контроле магнитного поля различного рода трубопроводов. Эти методы являются достаточно быстрыми и более экономичными по сравнению с внутритрубными методами и контактными методами.

Заключение

Трубопровод является труднодоступным подземным сооружением большой протяжённости, поэтому для обеспечения безопасной эксплуатации трубопроводов, и, соответственно, снижения затрат, необходимо реализовывать комплекс мер по совершенствованию технического обслуживания и ремонта трубопроводов, основанных на проведении систематического контроля трубопроводной системы.

Применение систем дистанционного контроля и внутритрубной диагностики как самостоятельных отдельных элементов управления газо- и нефтетранспортной системой не имеет смысла, т.к. наибольший технико-экономический эффект будет достигаться на основании системы раннего предупреждения от дистанционного контроля с последующим применением внутритрубной диагностики магистральных газонефтепроводов. Кроме того, совокупная работа нескольких методов внутритрубной диагностики позволяет не только производить полную проверку газонефтепровода но и ведет к созданию новых систем диагностики, использующих сильные стороны обоих методов.

Автоматизация процессов системы раннего предупреждения на основании нескольких методов дистанционного контроля с обязательной перекрестной проверкой и выдачей рекомендаций – одно из первоочередных направлений развития эксплуатации трубопроводных систем.

Список литературы

1. 
   ГОСТ Р 55999-2014 Внутритрубное техническое диагностирование газопроводов. Общие требования.
   
2. 
   Абакумов А.А. Принципы построения внутритрубных магнитных интроскопов для сплошной диагностики трубопроводов тепловых сетей // Новости теплоснабжения, № 2 (90), 2008;
   
3. 
   Крапивский Е.И., Демченко Н.П. Геофизические методы диагностики технического состояния подземных трубопроводов: Учебное пособие. – Ухта: УГТУ, 2002;
   
4. 
   Любчик А.Н. Исследование магнитных полей трубопроводов градиентометром с целью контроля их технического состояния. /Беликов А.А., Крапивский Е.И./Проблемы освоения недр в ХХI веке глазами молодых. Материалы 5 Международной научной школы молодых ученых и специалистов. 11-14 ноября 2008г. – М: УРАН ИПКОН РАН, 2008.
   
5. 
   Евсеев С.В. Акустический метод диагностики промысловых трубопроводов / С.В. Евсеев и др. // Инженерная практика. – 2015. – №10.
   
6. 
   Кириков А.В. Методы и средства ультразвукового контроля проката с применением электромагнитно-акустических преобразователей / Самокрутов, В.Г. Шевалдыкин, В.Т. Бобров, С.Г. Алехин, В.Н. Козлов// В мире неразрушающего контроля. – 2008. - №2(40);
   
7. 
   Крапивский Е.И. Дистанционная магнитометрия газонефтепроводов. Учебное пособие/ Е. И. Крапивский, В. О. Некучаев// Ухта: УГТУ, 2011.