Применение метода акустической эмиссии при диагностировании трубопроводов тепловых сетей

Применение метода акустической эмиссии при диагностировании трубопроводов тепловых сетей

Приборное обеспечение метода акустической эмиссии (АЭ), базирующееся на компьютерной основе, придает ему определенные достоинства: высокую производительность, малую трудоемкость, полную автоматизацию проведения контроля и обработки данных, документализацию конечных результатов. Это дает возможность сравнительно быстро проводить контроль значительных по протяженности участков теплосетей, если хорошо отлажен процесс подъема и сброса давления в проверяемых трубопроводах.

Существенным положительным фактором является возможность локализации и оценки степени опасности дефекта в программном продукте.

Достоверность АЭ контроля зависит от того, насколько точно и корректно определены цели его применения в конкретных случаях. В случае корректного применения метода АЭ при контроле трубопроводов тепловых сетей по использующимся в АЭ методе системам классификации источников АЭ и критериям оценки состояния объекта, достоверность обнаружения искомых объектов может иметь обычный для неразрушающего контроля диапазон 50−80% [1, 2, 3]. Достоверность зависит от системы обеспечения качества. Системы обеспечения качества в АЭ контроле в последние годы интенсивно развивались и приблизились по общему уровню к системам качества для других методов неразрушающего контроля.

Следует отметить, что возможности метода, как и на заре его внедрения, напрямую зависят от приборного обеспечения АЭ контроля и степени подготовленности персонала. На протяжении ряда лет, с начала 1990;х, в ВТИ искали нишу для АЭ диагностики трубопроводов тепловых сетей (ТС), которая позволила бы наиболее объективным образом использовать АЭ метод для оценки работоспособности трубопроводов тепловых сетей.

При этом, как показала практика использования АЭ метода, наибольшая эффективность диагностики достигается путем сочетания ее с другими методами неразрушающего контроля. Данный подход заключается в том, что контролируя за одно АЭ измерение участки трубопроводов значительной протяженности и выявляя при этом потенциально опасные зоны (определение источников и их опасности согласно стандартным или разработанным критериям), даются рекомендации по применению конкретных методов неразрушающего контроля только на тех участках, которые установлены АЭ контролем в качестве «проблемных зон». Как правило, к «проблемным зонам» относятся участки трубопроводов, на которых регистрировались активные и критически активные источники АЭ [2]. В результате такого комплексного подхода при диагностировании обеспечивается максимальная эффективность контроля и оценки технического состояния трубопроводов без чрезмерного увеличения объемов неразрушающего контроля.

При этом наиболее целесообразно использование АЭ метода при проведении работ по техническому диагностированию трубопроводов тепловых сетей для определения возможности, условий и срока их дальнейшей эксплуатации с выдачей заключения промышленной безопасности.

Инструкция по продлению срока службы трубопроводов II, III и IV категории на электростанциях и котельных [4] формально не распространяется на трубопроводы тепловой сети в населенных пунктах (которые относятся к IV категории (водяные) и III категории (паровые)). Однако содержащиеся в этом документе типовые программы контроля технического состояния трубопроводов в сочетании с АЭ контролем, служат основой для проведения эффективного технического диагностирования трубопроводов тепловой сети.

Перед проведением диагностики составляется индивидуальная программа технического диагностирования трубопроводов, которая отражает все этапы работ по проведению неразрушающего контроля, включая исследования состояния металла и поверочные расчеты на прочность, начиная от анализа технической документации и заканчивая определением срока дальнейшей эксплуатации.

Данная программа согласовывается с техническим руководителем владельца теплосети и утверждается в Ростехнадзоре. Использование АЭ метода является основой данной программы. Именно по результатам проведения АЭ контроля формируется программа проведения неразрушающего контроля и обследования металла, привязанная уже к конкретным «проблемным зонам» на обследуемых трубопроводах. На основании чего можно оценить необходимый объем работ по диагностированию определенной теплосети.

Использование данной методики при диагностировании теплопроводов подземной прокладки в г. Сарове позволило определить ряд участков, поврежденных локальной коррозией на внутренней поверхности трубопроводов 0127×4,5 мм [5].

В другом случае при реализации одной из таких программ при техническом диагностировании трубопроводов одной из тепловых сетей г. Саранска (~3 км в двухтрубном исполнении) по результатам проведения акустико-эмиссионного контроля зарегистрированы 68 «проблемных зон». Данные участки подвергались визуально-измерительному и ультразвуковому контролю. Визуальным контролем обнаружено 8 зон коррозионного повреждения металла (участки глубиной коррозии до 4 мм) и 39 подрезов сварных швов приварки технологических креплений к прямому и обратному трубопроводам. Ультразвуковым контролем было обнаружено 6 недопустимых дефектов стыковых сварных соединений.

Необходимо отметить некоторые методические особенности при проведении АЭ контроля, связанные с созданием напряжений в стенке контролируемого трубопровода, которые инициируют сам процесс излучения сигнала АЭ из дефектных участков. Как правило, это происходит путем повышения давления теплоносителя в теплосети выше рабочего. При этом, как правило, АЭ начинает регистрироваться при подъеме давления, продолжает проявляться некоторое время на выбранном для данного участка максимуме давления, и заканчивается при спаде давления до начальных величин. И здесь, при планировании графика проведения АЭ контроля по трассе теплосети, необходимо учитывать эффект Кайзера [6]: величина каждого последующего скачка давления при проведении следующего измерения (регистрация АЭ) должна быть больше предыдущего скачка давления. Таким образом, необходимо перекрывать запорной арматурой контролируемый участок трассы такой длины, чтобы суммарная величина скачков давления за все измерения на этом участке не превышала возможности источника давления и допустимое максимальное давление в трубопроводе. трубопровод диагностирование акустический эмиссия По этой причине весь процесс АЭ контроля методически привязан к источнику повышения давления: это или сам энергообъект (ТЭЦ), или специализированная машина.

Также следует отметить, что зачастую скорость подъема давления (особенно при величинах близких к максимальным) имеет более низкое значение, чем скорость спада давления. По этой причине временной участок регистрации АЭ при спаде давления является достаточно информативным.

Интересным оказался опыт использования АЭ метода для диагностирования 3-х участков магистральных паропроводов Мордовской теплосетевой компании с фактическими параметрами эксплуатации: Р=(0,8−1,25) МПа; Т=(190−280) ОС, общей протяженностью 7,9 км. Номинальные типоразмеры трубопроводов: МП-4 — 0273×9 — 979 м; МП-1 — 0630×10 — 2023 м; МП-2 — 0630×10 — 4846 м.

Следует отметить, что утонение толщины стенки по результатам УЗТ составляло:

¦ для МП-4 на прямых участках до 31,1%, на секторных отводах до 37,7%;

¦ для МП-1 соответственно 17% и 16%;

¦ для МП-2 35% и 15%.

Датчики крепились на волноводах, которые приваривались к технологическим креплениям, приваренным, в свою очередь, к основному металлу трубы. При этом следует отметить, что на паропроводах эффект Кайзера не наблюдается, поэтому АЭ контроль проводился в рабочем режиме отбора пара потребителями, т. е. без перекрытия отдельных участков паропровода. По результатам визуального контроля в «проблемных зонах» АЭ контроля были обнаружены:

¦ 22 вырыва металла из тела трубы глубиной до 2−3 мм в районах сварных швов монтажных креплений, а также на прямых участках и отводах;

¦ 31 подрез стыковых сварных соединений.

По результатам УЗК в «проблемных зонах» АЭ контроля были обнаружены 23 недопустимых дефекта в поперечных стыковых сварных соединениях. Всего было зарегистрировано 153 активных источника «проблемных зон», что свидетельствовало о значительной степени износа указанных паропроводов.

В ВТИ был предложен способ выбора «проблемных зон» по интегральной оценке опасности всех зарегистрированных источников на определенной длине трубопровода.

Поясним на примере.

Первый этап обработки АЭ информации проводился в соответствии с правилами [2], по которым источники АЭ по характеру поведения их во времени разделяются на 4 класса:

¦ класс I — пассивный источник;

¦ класс II — активный источник;

¦ класс III — критически активный источник;

¦ класс IV — катастрофически активный источник.

При этом дальнейшей обработке подвергались активные источники — класс II, т.к. источники III, IV класса отсутствовали.

На втором этапе обработки АЭ информации для каждого контролируемого участка теплосети и ГВС определялись энергетические характеристики АЭ сигналов (F) в зависимости от координат по длине участка (Д1-Д2):

F (xj) =((А1+А2)/2)(Т1+Т2)/2, где Xj — координата энергетического параметра F (Xj) по длине контролируемого участка, i — номер локации на участке (Д1 — Д2), А1 и А2 — амплитуды сигналов с датчиков Д1 и Д2; Т1 и Т2 — длительности сигналов с датчиков Д1 и Д2 соответственно.

На рисунке показана зависимость F (xj) для одного из участков трубопровода тепловой сети (г. Саров).

Амплитуда вычисляется в (db), а длительность в (мкс).

На третьем этапе обработки АЭ информации для контролируемых участков теплосетей были определены интегральные энергетические характеристики АЭ сигналов — АЭП, которые характеризуют суммарную поврежденность трубопровода, а именно коррозийные повреждения, дефекты основного металла и сварных соединений.

АЭП=?iL f (xj), где L — длина контролируемого участка.

По результатам АЭ контроля в соответствии с индивидуальной программой технического диагностирования была разработана программа обследования трубопроводов теплосети и горячего водоснабжения (г. Саров) методами неразрушающего контроля и рекомендовано провести обследование ряда дефектных участков трубопроводов со вскрытием грунта и вырезкой образцов металла труб.

К вскрытию предлагались участки, значения интегральных характеристик акустико-эмиссионной поврежденности (АЭП) которых, в пересчете на длину в 40 м — (АЭП/ (L/40)), имело максимальное значение для данного типа трубопровода и составляло не менее 1*105 (db*мкс).

Значения АЭП и величина коррозии, для тех участков трубопроводов, которые были рекомендованы к вскрытию, приведены в таблице.

В значении типоразмера трубопровода указано среднее измеренное значение толщины стенки по периметру вырезки.

Величины АЭП для тех участков, которые были рекомендованы к обследованию, составляют: для Т1 от 3,7.106 до 31,5106; для Т2 от 0,1.106 до 1,0.106; для Т3 от 0,7.106до 1,14 106; Т4 — 0,2 105до 0,8.106. При этом коррозионная поврежденность исследованных образцов составляла до 2,5−3 мм.

Таким образом, величины характеристик АЭП можно использовать для оценки значительной коррозионной поврежденности (более 50% толщины стенки) обследованных участков трубопроводов.

Исходя из вышесказанного, можно заключить, что применение АЭ метода при техническом диагностировании трубопроводов тепловых сетей является достаточно эффективным для оценки их работоспособности.

• 1. ГОСТ Р 52 727−2007 Техническая диагностика. Акустикоэмиссионная диагностика. Общие требования
• 2. ПБ 03−593−03 Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов. Госгортехнадзор России.
• 3. Казаков О. Н., Сайфутдинов М. И., Стрижков С. А, Шемякин В. В. Эффективность применения метода акустической эмиссии при диагностике магистральных нефтепроводов. М.: Безопасность труда в промышленности, № 4, 2000.
• 4. СО 153−34.17.464−2003. Инструкция по продлению срока службы трубопроводов II, III, IV категорий, 2004 г.
• 5. Лагутина Л. В., Лукьяненко В. А., Кусайко В. И., Кувшинников А. А. Диагностирование теплопроводов подземной прокладки методом акустической эмиссии. М.: Энергетик, № 10, 2000.
• 6. ГОСТ 27 655–88 Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения.