ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ – Эгида
Москва ул Мясницкая 24/7 ст 3+7(495)628-03-05
Самара ул Стара-Загора 29А л 8+7(937)170-18-55
+7(937) 170-18-55

Как нас найти?
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ

Мисейко А.Н., Сазонов А.А. (ОАО «Оргэнергонефть», г. Самара)

 

            Коррозия технологических трубопроводов – весьма распространенное явление. Коррозия обычно происходит в результате контакта металла труб с водой, атмосферной влагой или влагой, содержащейся в грунте. С повышением температуры и в присутствии солей электрохимический процесс образования ржавчины ускоряется. Обнаружение и контроль коррозионных повреждений трубопроводов важны в любой отрасли промышленности, а в особенности на химических производствах и предприятиях топливно- энергетического комплекса. Специфика работы данных предприятий и концентрация на сравнительно небольших площадях ядовитых, сильно действующих и горючих веществ требует от обслуживающего и надзирающего персонала внимательного отношения к обеспечению надежной и безопасной эксплуатации технологического оборудования.

            По оценкам зарубежных специалистов [1] около 40% стали, производимой в промышленно развитых странах, таких как США, идет на возмещение безвозвратных потерь металла вследствие коррозии. Причем материальный ущерб, наносимый коррозией технологическим трубопроводам, не ограничивается единовременными затратами, связанными с заменой прокоррозировавших элементов на новые. Он также включает в себя затраты на поддержание работоспособности трубопроводов в течение всего срока их эксплуатации.

            Для своевременного обнаружения коррозионных повреждений на технологических трубопроводах и контроля их дальнейшего поведения необходимо полнее использовать возможности методов неразрушающего контроля (НК), одним из которых является метод акустической эмиссии (АЭ). Данный метод относится к пассивным методам НК. Он основан на явлении акустической эмиссии, которое представляет собой возбуждение упругих колебаний материала, вызванное образованием и развитием дефектов. Эти колебания регистрируются преобразователями акустической эмиссии (ПАЭ), установленными на поверхности контролируемого трубопровода. По последовательности прихода и времени регистрации упругого возмущения соседними преобразователями определяется местоположение дефекта. Другие параметры упругого возмущения, такие как его амплитуда, длительность, энергия, время нарастания сигнала АЭ и др., позволяют сделать вывод о характере выявленных дефектов.

            Как правило, АЭ контроль осуществляется при проведении гидро- или пневмоиспытания путём создания в трубопроводе избыточного давления, несколько превышающего эксплуатационную нагрузку. Это является стимулом для проявления скрытых дефектов. В то же время, АЭ метод позволяет проводить и непрерывный контроль (мониторинг), когда развитие дефектов происходит под воздействием рабочих нагрузок и окружающей среды. Заключение о состоянии контролируемого объекта даётся на основании анализа АЭ процесса путём выявления тенденций изменения его характеристик.

            Как показывает практика [2], с помощью АЭ можно выявить не только растущие трещины, но и коррозионные процессы различного характера: коррозионное растрескивание под напряжением, язвенную, щелевую и межкристаллитную коррозии. В отечественной и зарубежной литературе есть ряд работ, например [3] и [4], посвященных исследованию и контролю коррозионных процессов методом АЭ. Однако в целом АЭ не достаточно широко используется для выявления коррозионных повреждений в практике диагностирования технологических трубопроводов. При интерпретации результатов АЭ контроля в заводских условиях ориентируются, главным образом, на выявление развивающихся трещин, оставляя иногда без должного внимания данные, свидетельствующие о наличии процессов коррозионного разрушения. Между тем 2 возможности аппаратуры АЭ контроля позволяют решать указанную задачу. Это направление успешно развивается в ОАО «Оргэнергонефть» в рамках комплексного подхода к диагностированию трубопроводов химических и нефтехимических производств.

            В качестве одного из примеров выявления коррозионных повреждений на технологических трубопроводах методом АЭ можно привести случай обнаружения язвенной коррозии на трубопроводе жидкого аммиака, принадлежащем Кемеровскому ОАО «Азот». Данный трубопровод, изготовленный из углеродистой стали марки 20 (основной типоразмер d=133´5), эксплуатируется с 1981 года при рабочем давлении Рраб=21 кгс/см2 . Для акустико-эмиссионного контроля была использована 8-канальная АЭ система «A-Line 32D», разработанная фирмой «Интерюнис», с комплектом широкополосных преобразователей типа П-113 (полоса частот 20-200 кГц) и предварительными усилителями АЭ сигналов (с коэффициентом усиления 40 дБ и диапазоном частот 25-500 кГц).

            Схема контроля вышеуказанного трубопровода с указанием расположения ПАЭ и расстояний между ними приведена на рис.1. Преобразователи расставлялись на основной ветке трубопровода (d=133) по верхней образующей трубы и фиксировались магнитами. В качестве контактной среды, обеспечивающей акустическую связь, использовали литол. Расстояния между ПАЭ выбирались исходя из среднего значения коэффициента затухания АЭ сигнала, измеренного при сломе карандаша Су-Нильсена. Сломы проводились согласно [5] через каждые 0,5 м от выбранного ПАЭ с удалением до 3 м. Максимально допустимое расстояние между ПАЭ, определённое таким образом, составило 20 м на прямом участке трубопровода. Также было проведено измерение скорости распространения АЭ сигналов от источника Су-Нильсена, в результате чего для различных расстояний между ПАЭ получили три основных значения скорости: 5000 м/с, 2100 м/с и 1490 м/с. Определение затухания и скорости проводилось в течение 45 мин при внутреннем избыточном давлении 5,0 кгс/см2 , что составляет 0,25×Рраб. Погрешность определения координат источников АЭ не превысила 5% расстояния между ПАЭ. Уровень шумов в момент проведения предварительных испытаний составлял 20-22 дБ. Температура объекта равнялась +18 0С.

            С учётом эксплуатационной нагрузки и имеющегося опыта нагружения объектов подобного типа был предложен график нагружения трубопровода при проведении АЭ контроля, который представлен на рис.2. Данный график был полностью реализован. Испытательное давление согласно [6] превышало рабочее на 25% и составляло Рисп=26,3 кгс/см2 . Нагружение производилось водой с помощью электрического насоса. Скорость нагружения при этом составляла в среднем 2,0 кгс/мин. При достижении давлением величин 10,0 , 21,0 и 26,3 кгс/см2 проводились выдержки в течение 10 мин.

            На рис. 3 (а–г) приведены результаты регистрации основных параметров АЭ в виде различных зависимостей, полученные за всё время проведения контроля в тех каналах системы, которые охватывали участки трубопровода с обнаруженными впоследствии зонами коррозионных повреждений (3 – 4, 5 – 6 каналы). Надо отметить, что регистрация параметров АЭ стала осуществляться на подъёме давления в трубопроводе с 5,0 до 10,0 кгс/см2 и была завершена после сброса с испытательного до половины рабочего, т.е. до 10,0 кгс/см2 .

           Рис. 3а представляет собой изменение во времени амплитуд АЭ сигналов, усредненных за период времени равный 1 с., для указанных каналов. Из этого рисунка видно, что амплитудные всплески приходятся на определённые промежутки времени, в которые происходил подъём и сброс давления: 1 – 350 с. (подъём до 10,0 кгс/см2 ), 900–1200 с. (подъём до 21,0 кгс/см2 ), 1750–1950 с. (подъём до 26,3 кгс/см2 ) и 2450 – 3000 с. (сброс до 10,0 кгс/см2 ). В промежутки времени 350 – 900 с., 1200 – 1750 с., 1950 – 2450 с. осуществлялись выдержки давления на уровнях 10,0 , 21,0 и 26,3 кгс/см2 соответственно, что можно наблюдать по спадающей активности АЭ в каналах.



Рис. 1. Схема контроля трубопровода жидкого аммиака с указанием ПАЭ, расстояний между ними и обнаруженными зонами коррозионных повреждений



Рис. 2. График нагружения трубопровода жидкого аммиака



Рис. 3. Зависимости основных параметров АЭ, полученные за время проведения контроля:

а) изменение во время контроля амплитуд АЭ сигналов, усредненных за 1 секунду;

б) накопление АЭ событий по 4-м каналам АЭ системы (1 – в 3-ем канале, 2 – в 4-ом канале, 3 – в 5-ом канале, 4 – в 6-ом канале);

в) зависимость энергии АЭ сигналов от их амплитуды;

г) зависимость длительности АЭ сигналов от их амплитуды.



Рис. 4. Локализационные карты участков трубопровода с указанием координат и амплитуд зарегистрированных источников АЭ:

а) участок трубопровода между 3-им и 4-ым ПАЭ;

б) участок трубопровода между 5-ым и 6-ым ПАЭ.

            Следующий рисунок (рис. 3б) показывает, как происходило накопление АЭ событий при проведении контроля в интересующих нас каналах системы. На этом рисунке отображены 4 кривых накопления событий, которые распределились по каналам следующим образом: 3-й канал за время проведения АЭ контроля зарегистрировал 335 000 событий (кривая 1), 4-й канал – 183 000 событий (кривая 2), 5-й канал – 41 000 событий (кривая 3), 6-й канал – 19 500 событий (кривая 4). Подобное распределение объясняется, в частности, тем, что источник нагружения (электронасос) находился ближе к тому месту, где был установлен ПАЭ №3, тогда как ПАЭ №№4 – 6 располагались на более «спокойных» участках трубопровода.

            Рисунки 3в и 3г представляют собой корреляционные зависимости соответственно энергии и амплитуды, а также длительности и амплитуды. Максимальное значение вычисленной энергии АЭ сигналов составляет 112 дБ (рис. 3в), относительно сигнала с амплитудой 1 мкВ на выходе преобразователя. Максимальная длительность зарегистрированных сигналов не превышает 50 000 мкс, что соответствует пределу длительности АЭ сигналов, установленному программно в каждой четырёхканальной группе системы. Надо сказать, что перед проведением контроля программно устанавливаются значения следующих параметров АЭ сигнала: RTTO, SCETO, Dead time и Duration max. Перечисленные параметры имеют следующий смысл. RTTO – время, начинающее отсчитываться системой после регистрации максимальной амплитуды АЭ сигнала, в течение которого может произойти регистрация новой амплитуды, если она превышает ранее зафиксированную. SCETO – время после ухода измеряемого сигнала ниже уровня порога, в течение которого может последовать его продолжение. Dead time – время после окончания АЭ сигнала, в течение которого канал блокируется, чтобы отсечь ложные сигналы, возникающие при отражениях от границ конструкции (мёртвое время). Duration max – максимальное время продолжительности АЭ сигнала. В нашем случае для корректного выделения АЭ сигналов на фоне шумов были установлены конкретные значения параметров сигналов: RTTO=200 мкс, SCETO=500 мкс, Dead time=5000 мкс, Duration max=50 000 мкс. Общий коэффициент усиления измерительных трактов системы и уровень амплитудной дискриминации по каналам составляли соответственно 29,6 и 32 дБ, что обеспечивало условия передачи неискаженных сигналов АЭ и оптимальной отстройки от шумов.

            После проведения контроля и необходимой фильтрации АЭ данных был выявлен ряд источников АЭ, из которых наиболее существенными оказались источники, расположенные между 3-м и 4-м, 5-м и 6-м ПАЭ. Результаты локации, так называемые локализационные карты, приведены на рис. 4 (а – для участка трубопровода между 3-м и 4-м ПАЭ, б – для участка между 5-м и 6-м ПАЭ). На рис. 4а можно выделить зону источников повышенной концентрации («зона 1»). В зоне 1 находилось 5 источников АЭ с максимальной амплитудой Аmax=68 дБ. Между 5-м и 6-м ПАЭ таких зон две. Обозначим их как «зона 2» и «зона 3». В зоне 2 находилось 4 источника, а в зоне 3 – 5 источников с максимальными амплитудами 64 дБ и 62 дБ соответственно.

            Специализированной системы классификации источников АЭ, связанных с процессами коррозии нет. Поэтому для оценки состояния объекта и классификации выявленных источников авторы воспользовались критерием Иванова-Быкова (локально- динамический критерий) [7]. Данный критерий позволяет производить оценку в реальном масштабе времени с использованием следующих параметров: Ui+12 и Ui2 – квадраты амплитуд соответственно последующего и предыдущего событий из источника, Рi+1 и Рi – значения внешнего параметра (в данном случае в качестве этого параметра используем время) в моменты регистрации последующего и предыдущего событий соответственно. Здесь i = 1,…,n – номер события.

            Проведём оценку источника с амплитудой А=68 дБ, зарегистрированного в зоне 1 (см. рис.4а) согласно критерия Иванова-Быкова. За время проведения контроля из этого 6 источника пришли три импульса. Первый импульс с амплитудой А=50 дБ пришёл на 260 секунде с момента начала контроля, т.е. тогда, когда осуществлялся подъём давления с 5,0 до     10,0 кгс/см2 . Второй (А=53 дБ) и третий (А=68 дБ) импульсы пришли на 1210 с. и 1760 с. соответственно (см. рис. 3а). Для первого и второго импульсов вычислим величины Wi+1 и Vi+1, характеризующие изменение силы источника во времени:



Подставляя в (1) и (2) конкретные числовые значения амплитуды и времени получим Wi+1 =1,12 , Vi+1 =9,03.

В трактовке критерия Иванова-Быкова классификация источника производится следующим образом:

Источник I класса (пассивный), если Wi+1 << Vi+1

Источник II класса (активный), если Wi+1 » Vi+1

Источник III класса (критически активный), если Wi+1 > Vi+1

Источник IV класса (катастрофически активный), если Wi+1 >> Vi+1

            Очевидно, что рассматриваемый источник на момент регистрации второго импульса относился к I классу, т.е. был пассивным. Теперь отследим динамику данного источника, проведя вычисления указанные выше для значений параметров второго и третьего импульсов.



           Как видно, Wi+1 лишь незначительно отличается от Vi+1 и можно принять, что Wi+1 » Vi+1. Следовательно, после регистрации третьего импульса интересующий нас источник перешёл в разряд активных (II класс) и нуждался в дополнительной проверке одним из методов НК.

            Произведя описанные выше вычисления для каждого источника зон 1, 2 и 3 получили следующие результаты: в зонах 1 и 2 были зарегистрированы как пассивные, так и активные источники, в зоне 3 – только пассивные. Однако повышенная концентрация пассивных источников в последней зоне также требовала должного внимания.

            Три участка, на которых были зарегистрированы зоны АЭ источников повышенной концентрации, представляли собой места нижних креплений подвесных опор. После того как в указанных местах была вскрыта теплоизоляция, на поверхности трубопровода обнаружили довольно интенсивную язвенную коррозию. Практически во всех зонах, занимавших в длину всего лишь 20 – 30 см, глубина язв достигала 2,5 – 3,0 мм при их размерах в диаметре от 50 до 100 мм.

            Очевидно, причиной возникновения язвенной коррозии в местах нижних креплений подвесных опор послужило проникновение влаги на поверхность трубопровода из-за неплотности изоляционного покрытия. Известно, что сочетание малых анодных и больших катодных участков на поверхности металла приводит к образованию коррозионных повреждений язвенного типа [1]. В данном случае плохо изолированные участки трубопровода незначительной протяженности представляли собой анод, тогда как остальная часть трубопровода выступала в качестве катода. Большую роль в возникновении язвенной коррозии сыграл также тот факт, что осадки, выпадающие на территории предприятия и попадающие на поверхность трубопровода через нарушенную изоляцию, являются кислыми средами (pH < 4).

            Надо сказать, что приведенный пример обнаружения коррозионных повреждений методом АЭ на технологических трубопроводах не является единичным. Безусловно, коррозионные процессы типа равномерной атмосферной коррозии методом АЭ выявить не представляется возможным, однако довольно существенные коррозионные повреждения, возникшие в результате действия механизмов язвенной, щелевой, межкристаллитной коррозии и коррозионного растрескивания под нагрузкой успешно обнаруживаются. Это особенно важно для объектов, большая часть поверхности которых труднодоступна или находится в изоляции, так как в этом случае не приходится выполнять трудоёмкие подготовительные мероприятия. В своей работе авторы ещё раз подчеркнули перспективность применения метода АЭ для выявления коррозионных повреждений на технологических трубопроводах, подробно рассмотрели технологию контроля конкретного трубопровода, показали эффективность применения критерия Иванова-Быкова для оценки состояния объекта и классификации зарегистрированных источников АЭ.

 

            Литература:

  1. Коллакот Р. Диагностика повреждений. – М.: «Мир», 1989.
  2. Сазонов А.А., Мисейко А.Н. Выявление язвенной коррозии на промысловых трубопроводах методом акустической эмиссии // Тезисы доклада 3ей Международной конференции «Диагностика трубопроводов». – М., 2001.
  3. Баранов В.М., Губина Т.В. Применение акустической эмиссии для исследования и контроля коррозионных процессов. – М.: МИФИ, 1990.
  4. Britton C. F. Methods and equipment for measurements and control in the field of corrosion. – Copenhagen, 1974.
  5. РД 03-131-97. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов.
  6. ПБ 03-108-96. Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов.
  7. Иванов В.И., Быков С.П., Рябов А.Н. О критериях оценки степени опасности дефекта по параметрам акустической эмиссии. – Дефектоскопия, 1985, №2, с.62- 68.