Пз. Методические указания по выполнению лабораторных работы по дисциплине Диагностика оборудования и конструкций объектов транспорта и хранения нефти и газа
 Скачать 0.81 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮЖДЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» Институт транспорта Кафедра «Транспорт углеводородных ресурсов» МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ по выполнению лабораторных работы по дисциплине «Диагностика оборудования и конструкций объектов транспорта и хранения нефти и газа» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело всех форм обучения ЧАСТЬ 1 Тюмень, 2021 Метод. указ. по выполнению лабораторных работ по дисциплине "Диагностика оборудования и конструкций объектов транспорта и хранения нефти и газа " для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело всех форм обучения: Тюменский индустриальный университет.– Тюмень: Издательский центр БИК, ТИУ, 2021.– 27 с. АННОТАЦИЯ Методические указания по выполнению практических работ предназначены для студентов, обучающихся по направлению 21.03.01 Нефтегазовое дело всех профилей и форм обучения. Приведены краткие теоретические сведения. Показаны примеры решения типовых задач по дисциплине «Диагностика оборудований и конструкций объектов транспорта и хранения нефти и газа». СОДЕРЖАНИЕ Стр. Введение 3 Лабораторная работа №1…………………………………………… 7 1Обследование магистральных трубопроводов на геометрию…. 7 1.1 Конструкции геометрических поршней……………………… 8 1.2 Расчет длины и радиуса дуги прохождения поршня…………. 11 1.3 Результаты обследования на геометрию………………………. 12 Лабораторная работа №2…………………………………………… 12 2 Обследование на дефекты типа «потеря металла»……………... 12 2.1 Магнитный способ поиска и обнаружения дефектов………… 13 2.2 Электроиндуктивный метод сканирования дефектов………... 17 2.3 Ультразвуковые акустические методы диагностирования…... 19 Список литературы……………………………………………………... 27 ВЕДЕНИЕ Цель: В результатеизучения дисциплины «Диагностика оборудования и конструкций объектов транспорта и хранения нефти и газа» является усвоение студентами основных методов и средств диагностики газо- и нефтепроводов. Задачи: усвоение основных методов и средств диагностики трубопроводных систем; приобретение навыков диагностики трубопроводных систем с использованием современных, инновационных программных продуктов и информационных технологий; умение решать задачи по планированию ресурсов и их контролю при диагностике объектов трубопроводных систем; понимание специфики технической диагностики трубопроводных систем в условиях Крайнего Севера и районов с суровыми климатическими условиями. Место дисциплины в структуре ОПОП Дисциплина «Диагностика оборудования и конструкций объектов транспорта и хранения нефти и газа» входит в вариативную часть профессионального цикла дисциплин по выбору студента. Дисциплина базируется на курсах цикла математических и естественнонаучных дисциплин бакалавриата. Для успешного освоения курса студент должен обладать компетенциями (ПК-8,9, ПК-10, ПК-14) и окончить изучение следующих дисциплин базового цикла профессиональных дисциплин: материаловедение, технология конструкционных материалов; метрология, квалиметрия и стандартизация; основы диагностики; регламентирующие документы по сооружению, диагностике и ремонту нефтепроводов, газопроводов. Усвоенные знания в дальнейшем служат основой для изучения последующих дисциплин, связанных с диагностикой нефтегазовых объектов. Данная дисциплина является предшествующей для следующих дисциплин: подготовка выпускной квалификационной работы. Требования к результатам освоения дисциплины Процесс изучения дисциплины «Системы диагностики нефтегазопроводов» направлен на формирование и развитие общекультурных и профессиональных компетенций. Таблица 1 Формируемые компетенции Номер/и ндекс компетен ций Содержание компетенции или ее части (указываются в соответствии с ФГОС) В результате изучения дисциплины обучающиеся должны знать уметь владеть ПК-8 способностью выполнять технические работы в соответствии с технологическим регламентом требования к надёжности, технические условия эксплуатации, объём и содержание обслуживания эксплуатировать и разрабатывать мероприятия по обслуживанию в соответствии с технологическим регламентом навыками работы с нормативной технической документацией с целью определения необходимых мероприятий по эксплуатации и обслуживанию технологического оборудования ПК-9 способностью осуществлять оперативный контроль за техническим состоянием технологического оборудования, используемого при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин, добытие нефти и газа, сборе и устройство и принцип работы основных узлов технологическог о оборудования и основные требования по его эксплуатации и контролю работы проводить контроль технических и технологически х параметров, определять техническое состояние оборудования методами и средствами ведения контроля технического состояния технологического оборудования, используемого при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении подготовке скважинной продукции, транспорте и хранении углеводородного сырья нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции, транспорте и хранении углеводородного сырья. ПК-10 Способность участвовать в исследовании технологических процессов, совершенствовании технологического оборудования и реконструкции производства основные положения, требования и методы исследования технологических процессов, основные этапы и принципы разработки инновационного технологического оборудования использовать методические основы исследовательской деятельности для решения задач совершенствования технологического оборудования и реконструкции производства исследовательскими методами и средствами совершенствования технологического оборудования и реконструкции производства, навыками критического анализа информации о технологических процессах ПК-14 способностью проводить диагностику, текущий и капитальный ремонт технологического оборудования, используемого при строительстве, ремонте, реконструкции и восстановлении нефтяных и газовых скважин, добыче нефти и газа, сборе и подготовке скважинной продукции, транспорте и хранении углеводородного сырья основы диагностики технологическог о оборудования нефтегазового производства, методы, способы и требования по проведению текущего и капитального ремонта технологическог о оборудования разрабатывать программы диагностически х исследований, технологически е карты ремонта оборудования методами и средствами проведения диагностических исследований, ремонта оборудования Лабораторная работа №1 Цель работы: Изучить методику обследования магистральных трубопроводов на геометрию 1. ОБСЛЕДОВАНИЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ ТРУБОПРОВОДОВ НА ГЕОМЕТРИЮ Обследование магистральных трубопроводов на геометрию проводится при помощи геометрических поршней. Такие поршни запускаются в трубопровод через камеры приема – пуска поршня, и перемещаются в нем за счет перепада давления. Геометрические поршни могут использоваться в трубопроводах с газом, жидкостями или смесью газ/жидкость, причем среда не влияет на функциональные способности поршней. Тем не менее, рабочие условия трубы должны быть известны до запуска геометрического поршня, это позволяет подготовить поршень для каждого конкретного проекта. Необходимо знать: -длину участка; -внутренний диаметр и пропорцию к общей длине трубопровода, внутренние устройства, например, задвижки, краны, колена и их радиусы; -среда, в которой будет проходить обследование; -температура среды; -давление в трубе; -скорость потока. Если участок, предназначенный для обследования, очищен до необходимой степени (5 кг отложений / 100 км), можно сразу же приступать к обследованию на геометрию. Проверка геометрии должна проводиться не позднее, чем спустя 4 недели после окончания очистки. Обследование занимает короткое время, насколько это возможно. Геометрический поршень оборудован передатчиком для слежения за ним. Рекомендуемая скорость геометрических поршней в магистральных трубопроводах составляет 1м/сек, максимальная скорость 3,2 - 8 м/сек Предварительная обработка данных измерений производится немедленно на месте. 1.1. Конструкции геометрических поршней Электронный поршень для измерения геометрии (EGP) фирмы H. RosenEngineering (рис.1.1, рис.1.2) представляет собой полностью компьютеризированную систему для определения внутренней геометрии трубопровода. Стандартное исполнение системы состоит из следующих основных компонентов: -двунаправленная тройничная одометрическая система для измерения пройденного пути; -встроенная компьютерная система с памятью C-Mos; -бесконтактная 8-канальная система измерений; -внешний компьютер "Laptop" для коммуникации с системой, встроенной в EGP. Система для измерения геометрии базируется на электронных бесконтактных сенсорах для определения расстояния между сенсором и стенкой трубы. Благодаря бесконтактному измерению здесь не возникают динамические эффекты как в механических системах. Кроме того, эта система измерения не зависит от среды в трубопроводе. Поле, создаваемое сенсорами, реагирует только на изменения находящихся вблизи ферромагнитных металлов. Измерения проводятся на частоте около 100 Гц на каждом из 8-ми каналов. Помехи от окружения трубопровода исключены, поскольку трубопровод представляет собой клетку Фарадея. 1 – направляющие и уплотнительные чашки; 2 – одометры; 3 – одометрический блок; 4 – соединение секций; 5 – сенсорный блок; 6 – сенсор. Рис. 1.1. Электронный геометрический поршень с "чашками" 1 2 3 4 5 6 1 – уплотнительные диски; 2 – направляющие диски; 3 – сенсор; 4 - одометр Рис. 1.2. Электронный геометрический поршень с дисками Геометрические поршни готовятся к работе в центральной мастерской. На полигоне создаются рабочие условия, в которых будет проходить обследование. Одновременно рассчитываются необходимые кривые калибровки сенсоров. Они потребуются для последующей обработки данных измерения. Заключительный тест включает в себя следующее: • Измерение пройденного пути — тестирование каждого одометра • Определение круглых сварных стыков • Измерение скорости — тестирование измерительной электроники • Коммуникация между EGP и внешним компьютером "Laptop" 8-ми-канальная сенсорная система создающая сенсорное поле позволяет точнее определять и специфицировать колена, если радиус закругления менее 20 х D (рис. 1.3). Определяются при этом следующие данные: • длина вмятины (выпучины) • радиус вмятины (выпучины) Направления загиба колена: 4 1 2 1 3 • влево/вправо • вверх/вниз 1 – сенсор; 2 – поле сенсоров; 3 – дефектный трубопровод. Рис. 1.3. Система создающая сенсорное поле Механические повреждения с деформациями геометрии трубы определяются, начиная с величины 2 %. Кроме того, если присутствует внутреннее смещение трубы, оно обнаруживается и анализируется начиная с 2 мм. Пульсирующие вихретоки меряют дистанцию со скоростью, которая на сегодняшний день составляет 100 гц/1 канал. 1.2. Расчет длины и радиуса дуги прохождения поршня Поскольку каждая измерительная катушка EGP зависит от точности, с которой изготовлены сенсоры, необходимо перед запуском поршня провести калибровку каждого сенсора в отдельности, при этом производится расчет дуги прохождения поршня (Рис.1.4). По приведенной расчетной схеме ведется расчет геометрического зазора S между сенсором и трубопроводом по формулам 1.1, 1.2, 1.3. 2 / sin D R A 1.1 1 2 3 2 / sin D R B 1.2 tg A tg B S 1.3 Рис. 1.4. Схема прохождения поршня по дуге трубопровода Калибровка выполняется на специальном измерительном стенде. Отрезок трубы, аналогичный трубе, которую предстоит обследовать, перемещается перед сенсором для получения калибровочных данных. В особых случаях калибровка повторяется после запуска поршня. 1.3. Результаты обследования на геометрию По окончании обследований на геометрию передается промежуточный отчет, содержащий следующую информацию: • Пропуск поршня технически в порядке • Перечень данных о крупных вмятинах Заключительный отчет обследования на геометрию охватывает следующие данные: • все внутренние и наружные вмятины свыше 2 % от внутреннего диаметра; запись всех круглых сварных швов, если имеется наплавка в корне продольная локализация обнаруженных деформаций с точностью +/- 1 м; точность по периметру составляет +/- 22,5; описание системы; пояснения к распечатке; обзорная распечатка в масштабе 1: 1000; конкретизирующая распечатка в масштабе 1: 200; перечень особенностей. Лабораторная работа №2 Цель работы: Изучить методику обследования магистральных трубопроводов на дефекты типа «Потеря металла» 2. ОБСЛЕДОВАНИЕ НА ДЕФЕКТЫ ТИПА «ПОТЕРЯ МЕТАЛЛА» Дефекты типа «потеря металла» [83] подразделяются на протяжённые: коррозия сплошная равномерная, коррозия сплошная неравномерная, коррозия местная пятнами, коррозионная язва, ручейковая коррозия, эрозия, питтинг и локальные: риска, трещина, царапина, поры, пустоты, забоина, задир и т.п. Все эти дефекты могут иметь коррозионное, эрозионное, технологическое и механическое происхождение. Основными методами выявления таких дефектов на линейной части магистральных газопроводов без вскрытия траншеи и прекращения перекачки природного газа являются магнитный, электроиндуктивный и ультразвуковой. Проведем анализ этих методов для правильного выбора технических средств диагностики и получения достоверных результатов контроля технического состояния газопровода. Если при обследовании на геометрию не выявлено критических деформаций, можно пропускать диагностические снаряды для выявления дефектов типа потери металла. 2.1. Магнитный способ поиска и обнаружения дефектов Магнитные методы контроля основаны на регистрации магнитных полей рассеяния, возникающих над дефектами стали (рис.2.1). Магнитный поток в бездефектной области стенки трубы не меняет своего направления. Если же на пути магнитного потока встретятся участки с пониженной магнитной проницаемостью из-за скрытого или открытого дефектов, то часть магнитных линий выходит из стенки трубы и вновь входит в неё. Рис.2.1. Схема образования магнитных полей над дефектами в стенке трубы толщиной В местах выхода и входа магнитных линий возникают местные магнитные полюса N и Sи магнитное поле над дефектом. После снятия намагничивающего поля остаются местные магнитные полюса из-за наличия статочной индукции. Каждому виду дефекта соответствует своя определённая топография магнитного поля рассеяния, которая воспринимается преобразователями магнитного поля. Именно их сигналы и несут информацию о геометрических параметрах дефектов в стенке трубопровода. На этом принципе функционирует магнитоскоп «Magnescan HR» фирмы «VETCO» (рис. 2.2). Как никакая другая система, оборудование, работающее по этому принципу, может использоваться почти в любых условиях эксплуатации. Среда при обследовании: Природный газ – «сухой»; Природный газ с содержанием H 2 S; Жидкий газ; 2 фракции - газ / конденсат; Сырая нефть; Продукты нефтехимии; Вода / Соленая вода; Рабочее давление и температура: Давление до 200 атм; Температура до 60 С. S N S N Скорость снаряда: минимальная скорость поршня 0,3 — 0,5 м/сек; рекомендуемая скорость поршня 1 м/сек; максимальная, скорость поршня до 5 м/сек. Он имеет 3 различных типа магнитных датчиков, расположенных в окружном направлении через каждые 5 0 , то есть для трубопровода, например, 1420 мм - 72 датчика. Этот снаряд перемещается внутри трубопровода в потоке продукта благодаря перепада избыточного давления между уплотнительной манжеткой из силиконовой резины со скоростью от 1 м до 10 м в секунду и его магнитные датчики регистрируют в каждую секунду 1000 показаний о состоянии стальной стенки газопровода в виде магнитных полей рассеяния дефектов. С помощью бортовой электронной системы эти показания обрабатываются и в цифровой форме в двоичном коде записываются на лазерный диск, а также регистрируются в памяти бортового накопителя информации. Магнитоскопы для контроля трубопроводов диаметром до 1220 мм состоят из трёх секций, а диаметром свыше 1220 мм - из двух. Шарнирное соединение секций обеспечивает проход снаряда на изогнутых участках трассы с радиусом кривизны R 3D. Бортовая аппаратура и источники питания помещены в герметичные контейнеры, выдерживающие избыточное давление газа 10 МПа. В блоке регистрации магнитных полей рассеяния дефектов размещается намагничивающая система, между полюсами которой располагаются преобразователи полей рассеяния дефектов. Эта система обеспечивает продольное намагничивание стальной цилиндрической оболочки кольцевыми магнитными полюсами, размещёнными на цилиндрическом магнитопроводе. При этом кольцевые полюса снабжены щеточными скользящими наконечниками, предназначенными для уменьшения магнитного сопротивления воздушного зазора и преодоления препятствий при сканировании стенки газопровода. Щетки выполнены из отрезков ферромагнитной проволоки. Толщина стенки магнитопровода системы намагничивания выбирается из условий минимального магнитного сопротивления участка магнитной цепи и обеспечения минимальной массы конструкции. Преобразователи магнитных полей рассеяния дефектов контактируют с внутренней поверхностью оболочки трубопровода в сечении межполюсного пространства, строго симметричном относительно магнитных полюсов. Рис.2.2.Магнитоскоп фирмы «VETCO» Обработка сканированной информации в аналоговой форме, перевод её в цифровую форму, выделение из массива данных информации пространственной форме дефектов, обработка показаний одометров и датчика угловой координаты, по которым определяются линейная скорость снаряда и осевая и угловая координаты дефектов, производятся по блок- схеме, представленной на рис. 2.3. Таким образом, контейнер бортовой аппаратуры снаряда содержит блоки аналоговой и цифровой обработки, блок измерения координат дефектов и блок накопления информации. Сигналы с блока аналоговой обработки поступают по 128 каналам (по 4 канала в каждом из 32 блоков обработки сигналов сканирования), которые последовательно опрашиваются аналоговыми коммутаторами блока цифровой обработки. 1 - блок получения информации; 2 - контейнер бортовой аппаратуры; 3, 4 - преобразователи продольной и угловой координат; 5, 6 - колеса одометров; 7 - блок питания. Рис. 2.3 Блок-схема магнитоскопа. После прохода снаряда по контролируемому участку трубопровода его извлекают из приёмной камеры и зарегистрированная информация в бортовом накопителе подвергается экспресс обработке на вторичной аппаратуре в специальной передвижной лаборатории. Эта аппаратура 3 4 5 6 2 1 7 включает: блок обработки данных, блоки накопителя на магнитной ленте и на твёрдотельной памяти, алфавитно-цифровое печатающее устройство, процессор, дисплей и графопостроитель. Окончательно в результате экспресс обработки выдаётся следующая информация: 1) по всей контролируемой трассе трубопровода * общая длина обследованного участка трассы трубопровода; * общее число труб и поперечных сварочных швов; * координаты начала и конца превышения рабочей линейной скорости магнескана; 2) по дефектной трубе * расстояние от камеры запуска до дефектной трубы; * номер трубы от начала трубопровода; * общее число дефектов на трубе; * степень максимального износа стали; * продольная и угловая координаты дефектов. Всю эту информацию потребитель может увидеть на цветном дисплее и с помощью принтера и графопостроителя получить ее в печатном виде. Практика проведения контрольно-диагностических работ на изношенных участках трассы магистральных трубопроводов с использованием магнескана показала, что глубина поиска дефектов типа «потеря металла» и достоверность диагностирования магнитным способом в основном зависят от толщины стенки трубы, зазора между внутренней поверхностью трубы и поверхностью преобразователя и величины остаточной индукции в области дефекта. Совокупность этих факторов позволяет получить максимальную чувствительность при сканировании дефектов: по толщине стенки 0,5 - 0,8 мм. по периметру 20 мм по длине 5 мм По окончании обследования проверяют качество полученных данных и информирует клиента. Затем составляется предварительный отчет, целью которого является выбор мест, где поршень обнаружил крупные коррозионные поражения. Размеры дефектов на этой стадии пока не определяются. Предлагает три разных формата с большим количеством вариантов подробных отчетов по обследованию трубопроводов с помощью (коррозионного поршня). Поскольку для составления отчета в том или ином формате требуются разные виды оборудования, клиент до начала обследования принимает решение в пользу интересующего его формата из трех стандартных типов: • Базовый отчет • Расширенный отчет • Отчет с указанием зависимости от давления Ко всем форматам дается опцион, клиент до начала обработки данных определяет необходимость того или иного опциона. Для получения представления о содержании отчета ниже приводится общее содержание отчета с указанием зависимости от давления. Более высокую разрешающую способность при измерении степени коррозионного и эрозионного износа стали можно получить с помощью электроиндуктивного метода измерения, поэтому перейдем к его рассмотрению. 2.2. Электроиндуктивный метод сканирования дефектов Этот метод измерения степени износа стали в оболочке магистральных трубопроводов основан на возбуждении вихревых токов переменным магнитным полем датчика. Он позволяет выявить и оценить пространственную форму дефекта сплошности стали, его размеры, измерить физико-механические свойства и марку стали, степень коррозионного и эрозионного износа, параметров вибраций и перемещений, определить сплошность изоляционного покрытия и места его отслоения от поверхности трубы. Для измерения остаточной толщины стенки подземного трубопровода, наибольший эффект достигается, если использовать проходные параметрические датчики, в которых сигналом служит приращение комплексного сопротивления (рис. 2.4). 1 2 1 - возмущающая обмотка датчика; 2 - измерительная обмотка датчика Рис. 2.4. Схема контроля технического состояния трубопровода в поле вихревых токов. Для анализа результатов измерения используются графические зависимости (годографы) сигналов проходных датчиков при измерении параметра и зазоров между датчиком и внутренней поверхностью стенки. V Обобщенный параметр, определяющий количественные изменения электропроводности стали в области дефекта типа «потеря металла», определяется по формуле 2.1: = D f Э , 2.1 где: D Э - диаметр эквивалентного контура вихревых токов (м), f - частота возбуждения вихревых токов (Гц); - удельная электрическая проводимость стали (Ом/м), = 4 10 -7 - магнитная проницаемость вакуума( Гн м ). Рис. 2.5 Блок - схема стенда для контроля технического состояния труб вихретоковым и ультразвуковым дефектоскопами в условиях лаборатории. Лабораторные испытания этих систем показали, что использование вихретоковых и ультразвуковых методов диагностики для контроля технического состояния линейной части трубопроводов позволяет повысить линейную скорость движения снаряда ( а, следовательно, и скорость сканирования дефектов ) до 15 м в секунду, а разрешающую способность сканирования по глубине до 0,12 мм. В НПО НИКИМТ создан комплекс диагностирования технического состояния труб разного диаметра и парогенераторов реакторных установок в условиях лаборатории на основе использования вихретоковых и ультразвуковых систем контроля ( рис.2.5 ). На этом рисунке : ПГП - пневмогидропанель; БС - бак стенда; БВ - блок входной; БПБВ - блок питания блока вводного; БУТ - блок управления телесистемой; ПУ - пульт управления; ПУВ - пульт управления выносной; БУ - блок управления; БПР - блок приводов; ПИ - панель индикации; ВКУ - видеоконтрольное устройство; ДВТ - дефектоскоп вихретоковый; ДВУ - дефектоскоп ультразвуковой; __ __ __ __ __ __ линии сжатого воздуха и воды ______________ линия электрическая. Таким образом, разрешающая способность сканирования вихретоковым способом выше, чем в магнитном поле. 2.3Ультразвуковые акустические методы диагностирования Эти методы основаны на характерных свойствах распространения звука в сталях. При дефектоскопии изделий из стали используют ультразвуковые колебания с частотой звука от 30 кГц до 10 МГц. Из существующих методов использования ультразвука в практике диагностики стальных конструкций наибольшее распространение получили импульсный, резонансный, импедансный и метод акустической эмиссии. Импульсный метод в основном применяется при контроле дефектов в массивных конструкциях, которые характеризуются большими габаритными размерами. В этом случае применение ультразвука оказывается неэффективным в связи с быстрым затуханием волн при прохождении среды. Однако, если использовать звуковой диапазон, характеризуемый большой длиной волны, то можно добиться определенного эффекта. При ударном методе возмущения звуковые волны возбуждаются механическим ударом по конструкции и исследуется распространение волн напряжений в среде. Импедансный метод основан на регистрации величины акустического импеданса (полного сопротивления) контролируемого участка трубопровода. Изменение входного импеданса обнаруживают по вариациям амплитуды или фазы силы, действующей на датчик, который возбуждает в стенке трубопровода упругие колебания. Метод акустической эмиссии основан на регистрации акустических волн в трубопроводе при его упругопластической деформации, а также при возникновении локальных и протяженных дефектов в стенке стальной оболочки трубы. Регистрируя скорость движения волн эмиссии, можно обнаруживать опасные дефекты в стальной оболочке трубопровода и сканировать их пространственную форму. Техника реализации метода акустической эмиссии заключается в том, что на поверхности трубы устанавливается ряд приёмников, регистрирующих моменты прихода импульсов и их значения в процессе эксплуатации трубопровода. Ультразвуковые акустические методы основаны на исследовании характера распространения звука в стенке трубопровода. Разрешающую способность метода измерений определяет длина волны ультразвука: y f υ = λ , (2.2) где: скорость распространения ультразвуковых волн E ; (2.3) f y - частота ультразвуковых колебаний; и - соответственно модуль упругости и плотность стали. Если учесть все численные значения перечисленных физических величин трубопроводных сталей, то длина волны ультразвука для акустических методов диагностирования должна находится в пределах от 0,4 до 233 мм. Любая ультразвуковая установка должна иметь излучатель и приёмник колебаний. В некоторых случаях излучатель может выполнять функции приёмника. Излучатели и приёмники по своей физической сущности являются ультразвуковыми преобразователями (сенсорами), так как они электрическую энергию преобразуют в механическую и наоборот. По принципу действия они подразделяются на пьезоэлектрические и магнитострикционные. Принцип действия пьезоэлектрических преобразователей основывается на том, что при механической деформации некоторых кристаллов на их поверхностях образуются электрические заряды противоположных знаков, а в самих кристаллах возникает электрическое поле. При изменении направления деформации изменяется и знак зарядов. Это явление называется пьезоэлектрическим эффектом. Пьезоэлектрический эффект обратим, то есть при помещении кристалла в электрическое поле он будет деформироваться и менять свои линейные размеры. Этот обратный эффект используется для получения ультразвуков. Величина электрического заряда, возникающего при пьезоэлектрическом эффекте, определяется соотношением: q = d 11 F X ; (2.4) где: F X -величина силы, вызывающей деформацию кристалла вдоль оси 0Х; d 11 - пьезоэлектрический модуль. Численные значения пьезоэлектрических модулей основных кристаллов, используемых для изготовления пьезоэлектрических преобразователей, представлены в таблице 2.1. Таблица 2.1 Пьезоэлектрические модули кристаллов № п\п Название кристалла d 11 Кул/Н 1 Кварц 2,1 10 –3 2 Керамика титанита бария 0,225 3 Сегнетовая соль 2,1 4 Турмалин 1,7 10 –3 5 Фосфат аммония 4,4 10 –2 6 Фосфат калия 2,1 10 –2 Как видно из этой таблицы наибольшей чувствительностью обладают сенсоры с кристаллом сегнетовой соли. Магнитострикционный сенсор содержит магнитостриктор, который собирается из тонких изолированных друг от друга пластинок никеля или другого материала, обладающего возможностью сжиматься или растягиваться под действием магнитного поля. Пакет пластинок помещается в катушку, по которой пропускается переменный ток, если сенсор используется как излучатель. Или, наоборот, возникает переменный электрический ток, если преобразователь работает как приёмник. А Б 1 2 1 2 3 4 4 t 2 t 1 X 1, 2 - сенсоры, соответственно посылающий и принимающий ультразвуковой сигнал; 3 - дефект в стенке трубопровода; 4 - экран осциллографа. Рис.2.6 Схема прозвучивания трубопровода эхо-методом. Для контроля состояния стальной оболочки трубопровода оказывается весьма эффективным ультразвуковой эхо-метод ( рис. 6 ) Этот метод позволяет обнаруживать дефект 3, его форму, определять толщину стенки оболочки трубопровода и расстояние Х до места расположения дефекта. Если прозвучивать стенку трубопровода, то на бездефектных участках оболочки (рис. 6А) на экране осциллографа 4 будет регистрироваться постоянный промежуток времени t 1 между моментом посылки сигнала сенсором 1 и моментом его получения сенсором 2. В местах, где имеется дефект ( рис. 2.6 Б ) происходит существенное изменение этого времени, определяемого теперь как t 2 Для стальной трубы скорость распространения ультразвука ( формула 2.3 ) является относительно стабильной величиной, поэтому расстояние до месторасположения дефекта можно определить как: Х = t 2. (2.5) При движении сенсоров внутри трубопровода с линейной скоростью каждый сенсор фиксирует два значения: расстояние А и расстояние между внутренней и наружной поверхностями трубопровода. Если дефекты стенки отсутствуют, то это будет толщина стенки трубы t, если же они есть, то по степени изменения толщины стенки в области расположения дефектов, можно получить реальную картину дефекта в продольном направлении трубопровода. Каждый сенсор ( излучающий и регистрирующий ) располагаются на полиуретановых дисках ультраскана в ряд через определённые расстояния друг от друга, так, чтобы избежать пропусков сканирования в окружном направлении трубопровода . Растояние до дефекта Поп ере чн ая к оорд ин ата t A Рис. 2.7 Регистрация сенсором двух показаний: расстояния А и толщины стенки t Таким образом, сканируется пространственная форма любого дефекта в стенке трубопровода. Продольная и угловая координаты дефектов, а также линейная скорость снаряда определяются также как и в магнескане с помощью двух одометров . Немецкая фирма «Pipetronix» располагает сенсоры на полиуретановых дисках на расстоянии А от внутренней поверхности трубы (рис. 2.7). Из двух одометров в любой момент времени один является рабочим, а второй - резервным, автоматически подключаемым при выходе рабочего одометра из строя. Электронная схема переключения одометров на выходе связана с платой тактовой частоты, которая и обеспечивает синхронную работу блока пропорционально линейной скорости движения. Сигналы от одометров поступают также на вход платы координаты по дальности для отсчёта расстояния. Чтобы исключить при этом ошибку, информация о расстоянии корректируется с сигналами магнитных маяков, расположенных вдоль трассы контролируемого участка магистрального трубопровода. В конструктивном исполнении (рис. 2.8) снаряд содержит 4 основных контейнера, в которых размещаются: * энергетический блок питания бортовой электронной системы; * блок измерения скорости и координат дефектов, включающий 2 одометра, датчик угловой координаты, плату тактовой частоты, обеспечивающей синхронную работу блока; * бортовой микропроцессор, обрабатывающий данные измерения сенсоров и одометров; * блок управления работой сенсоров, обеспечивающий требуемую частоту ультразвука и частоту повторения ультразвуковых импульсов, Сенсор прибора t A содержащий стабилизатор напряжения, блок съёма информации ( контролёр и сенсорный блок ), имеющий 128 каналов преобразования ультразвуковых колебаний в электрические сигналы. Вся информация по результатам проведения контрольно- диагностических работ записывается на лазерный диск и затем воспроизводится на цветном мониторе с высокой разрешающей способностью. В результате пользователь имеет полное представление о техническом состоянии трубопровода на контролируемом участке трассы: пространственную форму дефекта, его координаты, номер сенсора, зафиксировавшего дефект, линейную скорость движения снаряда в момент сканирования и т.п. Если возникает необходимость иметь представление о пространственной форме дефекта типа «потеря металла», например, для оценки остаточного ресурса оболочки, то её можно получить, используя численные значения результатов сканирования. Рис.2.8 Общий вид конструкции ультраскана Техническая характеристика снаряда зависит от его диаметра, числа сенсоров и линейной скорости перемещения. В таблице 2.2 представлены технические данные снаряда диаметром 40 дюймов. Таблица 2.2 Техническая характеристика Ультраскана. № п\п Наименование Величина Единица измерения 1 Масса снаряда 2800 Кг 2 Общая длина 6 М 3 Число ультразвуковых каналов 384 4 Частота ультразвука 5 МГц 5 Частота повторения импульсов 300 Гц 6 Минимальная длина контролируемого участка 100 Км 7 Линейная скорость перемещения снаряда от 1 до 12 м/сек 8 Рабочая температура от 4 до 30 0 С 9 Минимальный радиус кривизны трубопровода R=3 D 10 Точность измерения по глубине дефекта 0,2 Мм 11 Разрешающая способность вдоль трубопровода при = 1 м сек 3,3 Мм 12 Разрешающая способность в окружном направлении оболочки 8 Мм 13 Точность определения осевой координаты от ближайшего репера 200 Мм 14 Допускаемое давление газа 12 Мпа Результаты диагностирования технического состояния магистральных трубопроводов, полученные за период с 1986 по 1993 годы фирмой «Pipetronix» на основе использования ультрасканов, показали, что огромное влияние на точность сканирования и разрешающую способность ультразвукового метода, оказывает среда, в которой движется снаряд. Это объясняется тем, что скорость звука в жидкостях в 3-4 раза выше, чем в газовых средах, а диспропорция в значениях звукопоглощательной способности этих сред ещё выше. Вот почему пространство между сенсорами и внутренней поверхностью трубопровода заполняют водой. Герметичность этого пространства в продольном направлении обеспечивается упругими манжетами. Но в случае большой насыщенности линейной части газопровода технологической арматурой очень трудно обеспечить герметичность рабочего пространства снаряда при его движении в потоке газа, поэтому для диагностирования технического состояния стальной оболочки газопровода следует отдать предпочтение магнитным и электромагнитным методам сканирования дефектов. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ Основная: 1. Диагностика мест повышенной разрушаемости трубопровода [Текст] / В. Ф. Новиков [и др.]. - М. : ООО "Недра-Бизнесцентр", 2006. - 200 с. 2. Коршак А. А. Диагностика объектов нефтеперекачивающих станций [Текст] : учебное пособие / А. А. Коршак, Л. Р. Байкова. - Уфа : ДизайнПолиграфСервис, 2008. - 176 с. 3. Мониторинг гидродинамических и технических характеристик трубопроводных систем [Текст]: учебное пособие для студентов нефтегазового профиля / ред. Ю. Д. Земенков. - Тюмень : Вектор Бук, 2008. - 445 с. 4. Внутритрубная диагностика технологических трубопроводов компрессорных станций ОАО "Газпром" с применением телеуправляемого диагностического комплекса [Текст] : монография / И. И. Губанок [и др.] ; ООО "ИРЦ Газпром". - М. : ИРЦ Газпром, 2009. - 136 с. 5. Диагностика мест повышенной разрушаемости трубопровода [Текст] / В. Ф. Новиков [и др.] ; ТюмГНГУ. - М. : Недра-Бизнесцентр, 2009. - 200 с. 6. Николаев Н.В., Иванов В.А., Новоселов В.В. Стальные вертикальные резервуары низкого давления для нефти и нефтепродуктов. Учебное пособие для вузов. (Серия «Высшее нефтегазовое образование») - М.: ЦентрЛитНефтеГаз. - 2007. - 496 с. Дополнительная: 7. Сложные трубопроводные системы. В.В. Грачев, М.А. Гусейнзаде, Б.И.Ксенз, Е.И. Яковлев. М., Недра, 1982. 8. Модели технического обслуживания и ремонта трубопроводного транспорта. Е.И. Яковлев , В.А. Иванов, А.В. Шибнев, В.И Матросов, Л.Г. Рафиков, Б.А. Клюк. М. ВНИИОЭНГ 1993г.267с. 9. Техническая диагностика трубопроводных систем. Г.Н Пляков, А.С. Пиотровский, Е.И. Яковлев. – СПб . Недра, 1995.- 448с. 10. Технические средства диагностирования: Справочник / В.В. Клюев, П.П. Пархоменко, В.Е. Абрамчук и др, под ред. В.В. Клюева.- М. Машиностроение, 1989. – 672с. Методическое издание Методические указания по выполнению лабораторных работы по дисциплине «Диагностика оборудования и конструкций объектов транспорта и хранения нефти и газа» для студентов направления 21.03.01 Нефтегазовое дело всех форм обучения Часть 1 Подписано в печать. Формат 60х90 1/16. Усл. печ. л.1.4 Тираж 30 экз. Заказ №. Библиотечно-издательский комплекс федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Тюменский индустриальный университет». 625000, Тюмень, ул. Володарского, 38. Типография библиотечно-издательского комплекса. 625039, Тюмень, ул. Киевская, 52. |