УДК 620.179.16
ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДА АКУСТИЧЕСКОЙ ЭМИССИИ
ДЛЯ ОБНАРУЖЕНИЯ КОРРОЗИОННЫХ ПОВРЕЖДЕНИЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ
А. Н. Мисейко, А. А. Сазонов
Описан пример контроля методом АЭ технологического трубопровода. Обнаружены зоны повышенной коррозионной активности, сделана попытка оценки источников с использованием критериев, ранее не применявшихся при оценке коррозионного разрушения (локально-динамический критерий Иванова—Быкова).
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 современного 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 путем 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 дается на основании анализа АЭ процесса путем 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 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 выявление 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 0133x5), эксплуатируется с 1981 г. при рабочем давлении Рраб = = 21 кгс/см2. Для акустико-эмиссионного контроля была использована 8-канальная АЭ система "A-Line 32D", разработанная фирмой "Интерю-нис", 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 этого трубопровода с указанием расположения ПАЭ и расстояний между ними приведена на рис. 1. Преобразователи расставляли на основной ветке трубопровода (0133) по верхней образующей трубы и фиксировали магнитами. В качестве контактной среды, обеспечивающей акустическую связь, использовали литол. Расстояния между ПАЭ выбирали исходя из среднего значения коэффициента затухания АЭ сигнала, измеренного при сломе карандаша Су-Нильсена. Сломы проводили согласно [5] через каждые 0,5 м от выбранного ПАЭ с удалением до 3 м. Максимально допустимое расстояние между ПАЭ, определенное 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; 2100; 1490 м/с. Определение затухания и скорости проводили 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 20—22 дБ. Температура объекта 18 °С.
С учетом эксплуатационной нагрузки и имеющегося опыта нагруже-ния 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 производили водой с помощью электрического насоса. Скорость нагружения при этом — в среднем 2,0 кгс/мин. При достижении давлением величин 10,0; 21,0 и 26,3 кгс/см2 проводили выдержки в течение 10 мин.
4 Дефектоскопия, № 6, 2003
На рис. За—г приведены результаты регистрации основных параметров АЭ в виде различных зависимостей, полученные за все время проведения контроля в тех каналах системы, которые охватывали участки трубопровода с обнаруженными впоследствии зонами коррозионных повреждений (каналы 3—4, 5—6). Надо отметить, что регистрация параметров АЭ стала осуществляться на подъеме давления в трубопроводе с 5,0 до 10,0 кгс/см2 и была завершена после сброса с испытательного до половины рабочего, то есть до 10,0 кгс/см2.
0 133
- задвижка
1 — место установки и номер ПАЭ
сварное соединение /
элементов трубопровода /
0 57
Расстояния между ПАЭ: 1—2 = 4500 мм
2 — 3 = 4300 мм
3 — 4= 17000 мм
4 — 5 = 18500 мм
5 — 6 = 17500 мм 6— 7 = 15000 мм 7 — 8 = 10700 мм
0 57
Рис. 1. Схема контроля трубопровода жидкого аммиака с указанием ПАЭ, расстояний между ними и обнаруженными зонами коррозионных повреждений.
Рис. 3а иллюстрирует изменение во времени амплитуд АЭ сигналов, усредненных за период времени, равный 1 с, для указанных каналов. Видно, что амплитудные всплески приходятся на определенные промежутки
Давление,
Рис. 2. График нагружения трубопровода жидкого аммиака.
времени, в которые происходил подъем и сброс давления: 1—350 с (подъем до 10,0 кгс/см2), 900—1200 с (подъем до 21,0 кгс/см2), 1750—1950 с (подъем 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 осуществляли выдержки давления на уровнях 10,0; 21,0 и 26,3 кгс/см2 соответственно, что можно наблюдать по спадающей активности АЭ в каналах.
Следующий рисунок (рис. 36) показывает, как происходило накопление АЭ событий при проведении контроля в интересующих нас каналах
системы. На этом рисунке отображены 4 кривые накопления событий, которые распределились по каналам следующим образом: 3-й канал за время проведения АЭ контроля зарегистрировал 335 ООО событий (кривая 1), 4-й канал — 183 ООО событий (кривая 2), 5-й канал — 41 ООО 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.
Рис. 3. Зависимости основных параметров АЭ, полученные за время проведения контроля:
а — изменение во время контроля амплитуд АЭ сигналов, усредненных за 1 с; б — накопление АЭ событий по четырем каналам АЭ системы (/ •— в 3-м канале, 2 — в 4-м канале, 3 — в 5-м канале, 4 — в 6-м канале); в — зависимость энергии АЭ сигналов от их амплитуды; г — зависимость длительности АЭ сигналов от их амплитуды.
о
Рис. Зв и Зг представляют собой корреляционные зависимости соответственно энергии и амплитуды, а также длительности и амплитуды. Максимальное значение вычисленной энергии АЭ сигналов составляет 112 дБ (рис. Зв), относительно сигнала с амплитудой 1 мкВ на выходе преобразователя. Максимальная длительность зарегистрированных сигналов не превышает 50000 мкс, что соответствует пределу длительности АЭ сигналов, установленному программно в каждой четырехканальной 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 смы
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.