Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Особенности контроля аустенитных сварных швов и ремонтной наплавки 10
1.1. Изготовление трубопроводов из аустенитных сталей 10
1.2. Дефекты трубопроводов из аустенитных сталей 15
1.3. Ремонт трубопроводов из аустенитных сталей усиливающей наплавкой 23
1.4. Особенности ультразвукового контроля сварных соединений из аустенитных сталей 28
1.5. Особенности ультразвукового контроля аустенитной наплавки 37
Выводы к главе 1 42
Глава 2. Обзор методов ультразвукового контроля позволяющих оценить высоту плоскостного дефекта 44
2.1. Анализ существующих методов ультразвукового контроля позволяющих проводить оценку высоты плоскостных дефектов 44
2.2. Определение высоты дефектов с помощью зеркально-теневого метода 49
2.3. Определение высоты дефектов с помощью дельта- методик 54
2.4. Определение высоты дефектов с помощью дифракционно-временного метода 57
2.5. Определение высоты дефектов с помощью когерентных методов обработки данных 66
2.6. Оценка высоты трещины дельта-методом 73
Выводы к главе 2 79
Глава 3. Теоретическое и экспериментальное обоснование дельта метода 81
3.1. Акустический тракт дифрагированной волны от вершины трещины 81
3.2. Акустический тракт головной волны отраженной от донной поверхности 90
3.3. Сравнение теоретических и экспериментальных зависимостей 95
Выводы к главе 3 98
Глава 4. Экспериментальное определение параметров необходимых для разработки методики и средств оценки высоты трещиноподобных дефектов 99
4.1. Экспериментальное обоснование дельта-метода 99
4.2. Выбор частот преобразователей для определения высоты несплошностей в изделиях различной толщины 103
4.3. Выбор угла ввода излучателя 110
4.4. Выбор расстояния между преобразователями 113
4.5. Проверка выбранных параметров на образцах с искусственными и реальными дефектами 116
4.5.1. Оценка высоты трещины в аустенитном сварном шве 116
4.5.2. Оценка высоты трещины в аустенитном сварном шве, отремонтированном с помощью наплавки 122
4.6. Статистический анализ данных полученных в результате оценки высоты трещины по дельта методике 126
Выводы к главе 4 131
Глава 5. Разработка методики и средств определения высоты трещины в аустенитных сварных швах 133
5.1. Разработка средств определения высоты трещин в аустенитных сварных швах, отремонтированных с помощью наплавки 133
5.1.1. Разработка специального PC преобразователя для оценки высоты трещин в аустенитных сварных швах 133
5.1.2. Разработка механического приспособления для оценки высоты трещин в аустенитных сварных швах, отремонтированных с помощью наплавки 143
5.2. Разработка методики определения высоты трещины в аустенитных сварных швах, отремонтированных с помощью наплавки 144
Выводы к главе 5 152
Основные результаты и выводы. 153
Список литературы.
- Дефекты трубопроводов из аустенитных сталей
- Определение высоты дефектов с помощью зеркально-теневого метода
- Акустический тракт головной волны отраженной от донной поверхности
- Выбор частот преобразователей для определения высоты несплошностей в изделиях различной толщины
Введение к работе
Конструкция современных АЭС включает большое число трубопроводов, включая главные, и большое количество вспомогательных трубопроводов различных диаметров и назначений. Общая протяженность трубопроводов на атомной станции - несколько километров.
Проектированию трубопроводов атомной станции должно уделяться большое внимание, так как стоимость их достигает 10% общей стоимости оборудования станции, а от надежности их эксплуатации во многом зависит надежность работы всей станции в целом.
Для изготовления трубопроводов на АЭС используют, в основном, нержавеющие аустенитные стали. Ремонт трубопроводов из аустенитных сталей на АЭС чрезвычайно затруднителен, поэтому качеству сварки уделяется особое внимание, так как от этого во многом зависит срок службы трубопроводов. Проблема обеспечения максимально возможного срока службы, "замедления" старения ядерных энергетических установок АЭС и системы их энергообеспечения, продления их сроков эксплуатации, в условиях жестко ограниченных средств (финансовых возможностей, человеческих ресурсов и, др.), является одной из актуальнейших проблем для ученых, экономистов и технических специалистов различных стран. Последствия возникновения отказов, неисправностей или дефектов в таких системах могут приводить к последствиям вплоть до трагических: глобальным катастрофам, поражению окружающей среды, человеческим жертвам, большим финансовым и материальным потерям. Так, затраты на проведение мероприятий по неразрушающему контролю (НК) и связанных с ним работ во время эксплуатации АЭС составляют не менее 50% всех затрат, связанных с эксплуатацией станции [1]. Категоричность требований общественности о необходимости исключения техногенных катастроф, делает проблему безопасности систем еще более актуальной.
Наиболее слабым местом во всей системе трубопроводов являются сварные швы, а точнее, зона термического влияния (ЗТВ). В основном именно здесь в результате длительного воздействия остаточных напряжений, агрессивной внутренней среды, циклических нагрузок и других факторов, происходит образование дефектов на внутренней поверхности трубы (в корне шва) и их развитие к поверхности шва, которые имеют характер межкристаллитной коррозии под напряжением (МКРПН). Анализ случаев выхода из строя трубопроводов из аустенитных сталей на АЭС, по причине межкристаллитной коррозии, показал, что разрушение обьгано происходит как в сварных швах, так и по зоне термического влияния; иногда корродирует и основной металл. Чаще всего межкристаллитные трещины начинают развиваться от непроваров и других дефектов сварки.
Эти дефекты снижают эксплуатационную надежность трубопровода и всего объекта в целом. В соответствии с действующими нормативными правилами ремонт с вырезкой дефектного участка и его заваркой из-за высокой вероятности образования новых трещин запрещен. Как правило, раньше сварные швы с такими дефектами ремонтировали путем вырезки участка трубы со сварным швом и вставкой нового отрезка трубы с образованием двух новых швов.
Можно ли оставить в эксплуатации сварное соединение с трещиноподобным дефектом, а если нет, то отремонтировать его без вырезки и разделки шва?
Мировой опыт эксплуатации аналогичных трубопроводов показывает, что это возможно. Но при этом необходимо обоснованно (научно и практически) изменить подход служб надзора и контроля к оценке допустимости дефектов.
Общеизвестно, что нормы оценки допустимости дефектов при изготовлении (они же, как правило, распространяются и на эксплуатацию) установлены, прежде всего, для поддержания технологической дисциплины на производстве и исключения пропуска в эксплуатацию технологических
7 дефектов, являющихся дополнительными концентраторами напряжений.
Поэтому на этапе изготовления нормы браковки ужесточены для обеспечения
выявления самых мелких дефектов, которые позволяют обнаруживать
существующие методики НК.
На начальном этапе развития физических методов неразрушающего контроля решалась относительно простая задача - обнаружение несшіошностей, которые могут существенно ограничивать работоспособность изделия. Поэтому с самого начала развития ультразвуковых методов контроля, наряду с другими задачами, решалась задача оценки обнаруженных несшіошностей. Постепенно с развитием средств и методов, накоплением опыта работы приходило понимание о возможностях неразрушающих методов и ультразвуковых методов, в частности. К концу 70х годов начала формироваться потребность в измерении физических размеров несшіошностей. Это объяснялось успешным развитием расчетных методов механики разрушения и, следовательно, возможностью количественных оценок прочностных свойств объекта, имеющего несплошности.
Как показывают прочностные расчеты и практический опыт, сварные соединения продолжают работать и при наличии дефектов, значительно превышающих нормы допустимости дефектов при изготовлении. В настоящее время для отдельных сварных соединений разработаны и узаконены нормы оценки качества при эксплуатации. Однако для большинства сварных соединений нормы оценки качества при эксплуатации практически отсутствуют.
С другой стороны, в мировой практике имеется опыт ремонта сварных соединений с трещиноподобными дефектами без удаления сварного шва -нанесением дополнительной усиливающей наплавки на сварное соединение. Такая технология ремонта начинает внедряться и в России [2].
Технология ремонта методом наплавки усиления на внешнюю поверхность сварного соединения обеспечивает восстановление несущей способности элемента конструкции до необходимого уровня и создает дополнительный барьер развитию трещин. Наплавка, кроме восстановления
8 несущей способности конструкции, создает сжимающие напряжения на
внутренней поверхности трубы и в зоне трещины, что уменьшает склонность
сварных соединений к межкристаллитному коррозионному растрескиванию
под напряжением.
При таком подходе от служб неразрушающего контроля требуется решение задач иного уровня не выявления дефектов, а следить за их развитием, для этого необходимо определять размеры дефектов с высокой точностью, порядка ±0,5 мм.
Определение размеров дефекта особенно его реальной высоты дает возможность правильно оценить эксплуатационную надежность соединений, следить за развитием дефекта в процессе дальнейшей эксплуатации, задать соответствующий размер ремонтной наплавки.
Поэтому для повышения надежности работы и срока эксплуатации трубопроводов из аустенитных сталей на атомных электростанциях необходимо разработать новую методику и средства определения высоты трещиноподобных дефектов в сварных соединениях трубопроводов из аустенитной стали. Методика должна обеспечивать:
выявление технологических и эксплуатационных несплошностей плоскостного характера высотой более 1,5 мм с ориентацией 0, 45, 70 относительно оси сварного шва, возникающих при монтаже, ремонте и эксплуатации трубопроводов, особенно трещин, развивающихся по механизму межкристаллитной коррозии под напряжением;
определение реальной высоты несплошности.
Для достижения поставленной цели - повышения надежности работы и срока эксплуатации трубопроводов из аустенитных сталей на атомных электростанциях - необходимо решить следующие задачи:
Проанализировать возможные методы определения высоты трещиноподобных дефектов.
Разработать формы и виды образцов с искусственными отражателями.
9 4. Провести эксперименты на образцах с искусственными отражателями,
обработать результаты и получить параметры необходимые для разработки
методики определения высоты трещиноподобных дефектов.
5. Провести эксперименты на образцах с реальными дефектами с использованием полученных параметров.
7. Разработать методику и средства определения высоты трещиноподобных дефектов в стыковых сварных швах трубопроводов из аустенитных сталей на основании полученных данных.
Дефекты трубопроводов из аустенитных сталей
Статический анализ [3] по контролю сварных швов из аустенитных сталей рис. 1.2. показывает, что основными дефектами являются объемные (компактные) дефекты типа шлаковых включений, свищей и пор (60...90 %). Статистика наиболее опасных дефектов - трещин мала. Однако в процессе эксплуатации трубопроводов из аустенитных сталей, под воздействием циклических нагрузок и коррозионных сред, количество трещин увеличивается.
Статистика видов встречающихся дефектов в стыковых соединениях аустенитных сталей На АЭС различных стран произошел целый ряд аварий и инцидентов, связанных с различными механизмами деградации металла трубопроводов из аустенитных сталей [4]. 22 января 1982 г. в результате коррозионно-усталостного разрушения шпилек горячих коллекторов 1,3,4, 5-го парогенераторов блока № 1 Ровенской АЭС произошла авария, в результате которой 1100 м2 теплоносителя попало из первого контура в котловую воду парогенераторов с последующим выбросом радиоактивности за пределы блока.
20 сентября 1990 г. на блоке № 1 ЮУАЭС, 15 октября 1988 г. на блоке № 1 ЗАЭС, 13 июня 1989 г. на блоке № 2 ЗАЭС были обнаружены повреждения холодных коллекторов парогенераторов, причиной которых явилось зарождение, подрастание и объединение множества коррозионно-механических трещин размером до 800 мм.
7 марта 1989 г. на блоке № 1 АЭС "Me QUIRE" (США) произошла авария с открытием течи теплоносителя во второй контур. Причина -межкристалитная коррозия трубчатки парагенераторов со стороны 2-го контура.
9 марта 1985г. на АЭС "TROJAN" (США) произошла авария, связанная с разрушением напорного трубопровода диаметром 355 мм дренажного насоса с выбросом пароводяной смеси с температурой 178 С на высоту около 14 м. Причина аварии эрозионно-коррозионный износ, в результате которого толщина стенки трубы меньшилась с 9,5 до 2,5 мм.
9 декабря 1986 г. На блоке № 2 АЭС "SURRY" (США) произошел гильотинный отрыв участка трубопровода питательной воды со стороны основного питательного насоса "А". Восемь работников АЭС, производивших замену теплоизоляции, попали под поток вскипающей воды при температуре 188С. Из 8 рабочих четверо скончались от полученных ожогов. Причина аварии эрозионно-коррозионный износ с уменьшением толщины стенки трубы с 12,7 до 6,3, а местами до 1,6 мм.
Аналогичная авария произошла на АЭС "LOVIISA" (Финляндия) в 1990 г., связанная с разрушением основного трубопровода питательной воды. В 1989 г. на ряде АЭС Франции были вовремя обнаружены трещины в импульсных трубках компенсаторов давления. Причина межкристаллитное коррозионное растрескивание под напряжением.
24 декабря 1990 г. на блоке № 5 Нововоронежской АЭС произошел инцидент, сопровождавшийся образованием течи в месте приварки перехода Ду 125x100 к переходу Ду 100 х 80 по композитному сварному шву. Наиболее вероятной причиной инцидента было коррозионно-механическое развитие сварочных дефектов под воздействием эксплуатационных факторов.
В 1999 г. имело место значительные нарушения в работе АЭС в России, связанные с дефектами (повреждениями) трубопроводов КМПЦ на АЭС с РБМК. Так же было выявлено значительное количество дефектов металла трубопроводов КМПЦ при эксплуатационном контроле.
Основными причинами дефектов трубопроводов КМПЦ являлись: - межкристаллитное коррозионное растрескивание металла под напряжением, усталость металла, наличие концентраторов напряжения; - уровень местных и остаточных растягивающих напряжений в зоне растрескивания сварных соединений; - воздействие коррозионно-активной среды (по содержанию кислорода, хлора, значению рН), давления, температуры; - свойства и химический состав металла трубопроводов Ду 300. Опасность вышеуказанных дефектов заключается в том, что образование трещин в сварных соединениях трубопроводов КМПЦ является сигналом возможного нарушения целостности третьего физического барьера на пути выхода радиоактивных материалов в окружающую среду, повышает вероятность аварий с разгерметизацией КМПЦ.
Межкристаллитная коррозия оказалась одним из важнейших факторов старения оборудования на всех АЭС мира. Анализ случаев выхода из строя трубопроводов из аустенитных сталей на АЭС, по причине межкристаллитной коррозии, показал, что разрушение обьино происходит как в сварных швах, так и по зоне термического влияния; иногда корродирует и основной металл. Чаще всего межкристаллитные трещины начинают развиваться от непроваров и других дефектов сварки. Основная масса этих дефектов развивается от внутренней поверхности изделия, и растут от корня к поверхности шва в виде трещин (рис. 1.3., 1.4.) уменьшая тем самым полезное сечение шва и эксплуатационную надежность соединения. Наиболее слабым местом являются сварные швы, а точнее, зона термического влияния (ЗТВ) в результате длительного воздействия остаточных напряжений, агрессивной внутренней среды, циклических нагрузок и др.
В 1986 г. проявление этого процесса было зафиксировано на 34 блоках АЭС США и стало требовать целевых действий по его выявлению и предупреждению.
Анализ сведений (данных об отказах оборудования) по эксплуатации трубопроводов из аустенитных сталей показал, что с течением времени (старением) доля отказов элементов и агрегатов возрастает, приводя к значительному росту затрат на организацию и проведение контроля систем.
Определение высоты дефектов с помощью зеркально-теневого метода
Зеркально - теневой метод контроля (рис 2.1.) давно известен и всегда находил широкое применение [31]. Надежность и эффективность этого метода ультразвукового контроля (УЗК) для дефектоскопии твердых тел была доказана циклом экспериментальных и практических работ, проведенных в 1963-65 гг. ЛИИЖТЕ [31], в 1970-1980 в МВТУ им Н.Э. Баумана [3], теоретическими и экспериментальными обоснованиями, проведенными в ЦНИИТмаше [32] длительным, эффективным использованием ЗТМ в различных отраслях производства.
Метод не требует создания дополнительных настроечных образцов (СОП), информацию о качестве изделия можно получать сразу после проведения контроля, так как браковочным признаком наличия и размера дефекта является ослабление - АА амплитуды сигнала Азт, полученное в дефектном месте в сравнении с амплитудой сигнала Аош полученной в бездефектном месте в зоне шва, или на основном материале - Ао, т.е.
Если предварительно осуществлять настройку одного ПЭП на дефект эхо - методом, и проводить один замер по ЗТМ то, несмотря на появление дополнительной операции настройки, количество замеров сокращается в три раза, осуществляется точное определение координат дефекта, что ранее для ЗТМ было невозможно. Все это можно делать при сильном шумовом фоне.
При контроле стыковых сварных соединений трубопроводов АЭС (рис. 2.2.), выполненных из аустенитных сталей [38, 53], условия ввода и приема УЗК практически идеальные, но условия прохождения УЗ - колебаний через аустенитный шов, донная поверхность сложной формы, высокие требования к надежности сварного соединения, наличие высокого радиоактивного фона накладывают другие требования к УЗК. Необходимо измерять размер протяженного плоскостного корневого дефекта по высоте «h» в интервале от 0,5 до 10 мм с точностью не ниже ±0,5 мм, все это делать с высокой скоростью на фоне структурных шумов от шва.
В основе же методики лежит настройка акустической системы на дефект по эхо методу. Если дефект небольшой h 2А,, ААэ 6дБ, ALy 2а, то оценку его размеров следует проводить сразу по эхо - методу, если дефект имеет протяженность ALy 2а, ААэ 6дБ и предположительно h 2%, то оценку его размеров следует вести по ЗТМ и эхо - методу. При этом за уровень Аош берется значение Азт, полученное рядом с дефектом при минимальной амплитуде эхо - сигнала. Именно такой подход позволяет оценить ослабление сечения шва с точностью не ниже ±0,5 мм [36].
Наблюдая и записывая уровень изменения этих сигналов на экране, можно определить по какой причине они меняются. Например, если уровень сигнала Азт упал, а уровни сигналов Аэ и Аэ" выросли или стабильны по величине - это признак дефекта и данные идут в обработку. Если упали значения всех трех сигналов это нарушение акустического контакта и следует добавить смазки или зачистить поверхность и т.д.
Недостаток этого подхода заключается в том, что необходимо использовать активный поиск дефекта и из за разной ориентации и фиксации системы точность определения размера дефекта снижается, особенно для сварных соединений и зависит от точности установки акустической системы, качества донной поверхности и ряда других факторов, поэтому поиск дефекта длителен и усложнен.
Этого можно избежать, используя ЗТМ схему контроля с двумя прямыми преобразователями (рис. 2.3.) [39]. Данный способ позволяет находить дефекты и оценивать их при статичном положении преобразователей. При этом изменение качества акустического контакта, донной поверхности определяется и уточняется при определении параметров дефекта, по сигналам следующими за первым отраженным и прошедшим сигналами.
Акустический тракт головной волны отраженной от донной поверхности
Для ультразвуковой волны отраженной от донной поверхности, прошедшей вдоль трещины и отразившейся от донной поверхности, общая формула акустического тракта будет иметь вид:р где Р - амплитуда напряжения или давление принятого сигнала;Р0 -амплитуда напряжения или давление излучаемого (зондирующего) импульса; Qi и ( - функциональные множители, описывающие ослабления сигнала без учета прозрачности границы изделие-преобразователь на пути от излучателя до донной поверхности вдоль трещины и от донной поверхности до приемника соответственно; Фі и Фг - функциональные множители описывающие, направленность поля излучателя и приемника соответственно; Fi и F2 - функциональные множители, описывающие затухание ультразвука на пути от излучателя до донной поверхности вдоль трещины и от донной поверхности до приемника соответственно.
Подстрочные индексы 1 и 2 означают принадлежность соответствующей величине к излучателю и приемнику. В соответствии с [62] функция ослабления эхо сигнала в дальней зоне, для наклонного совмещенного преобразователя, отраженного от двугранного угла описывается следующей формулой.
В соответствии с [61] при распространении вдоль границы воздух-сталь амплитуда головной волны убывает медленнее, чем вдоль границы вода-сталь. Такой результат физически легко объясняется тем, что в жидкости образуется боковая волна, которая уносит определенное количество энергии. Если граничной средой является воздух, то, благодаря большой разнице акустических импедансов воздуха и стали, энергии соответствующей боковой волны ничтожно мала.
Для проверки расчетных формул (3.9), (3.23) были проведены теоретические расчеты зависимости амплитуды сигналов от расстояния между излучателем и приемником и зависимости амплитуды сигналов от угла ввода излучателя для образца толщиной 20 мм с пропилом. Искусственный дефект, имитирующий трещину, вертикальная щель высотой 7,2 мм, выполнялся электроэрозионным способом, проволокой диаметром 0,15 мм.
Использовались преобразователи с диаметром пьезопластины 12 мм на частоту 2,5 МГц. Прямой преобразователь располагался над пропилом, излучатель перемещали вдоль поверхности ввода (изменяется координата х) в поисках максимума амплитуды сигнала от вершины пропила А]. При этом проводилось исследование изменения амплитуды сигнала при таком перемещении. Скорость продольных волн в объекте контроля Ci = 6110 м/с, поперечных. Ct = 3310 м/с. На (рис. 3.4.) приведены зависимости (в дБ) амплитуды принятого эхо-сигнала от различных углов ввода упругой волны (а= 40, 50, 65, 70) для рабочей частоты 2,5 МГц, радиуса пъезопластин 12 мм. Кривые 1, 2 амплитуды сигналов от вершины трещины и от донной поверхности соответственно по формулам (3.9) (3.23).
Из зависимостей (рис. 3.4., 3.5.) полученных на основании теоретических расчетов для образца толщиной 20 мм с пропилом высотой 8мм, видно, что максимум амплитуды сигналов от вершины трещины (А,) и от донной поверхности (А2), наблюдается при углах ввода от 60 до 65. Максимум амплитуды сигналов от вершины трещины (А,) наблюдается при расстоянии между преобразователями (X) равном 21 мм (проверить), при этом же значении X наблюдается минимум от донной поверхности (Аг), что вызвано большим переходом энергии поперечной волны в продольную краевую, при трансформации поперечной волны на вершине трещины. Полученные данные полностью совпали со значениями, полученными экспериментальным путем.
1. На основании проведенных расчетов удалось получить уравнения, описывающие акустический тракт дельта-метода, для дифрагированной волны от вершины трещины и для головной волны распространяющейся вдоль трещины и отраженной от донной поверхности.
2. В результате решения уравнений акустического тракта для дельта-метода получены зависимости амплитуды сигнала от угла ввода и расстояния между преобразователями для дифрагированной волны от вершины трещины и головной волны, отраженной от донной поверхности. Сходимость теоретических и экспериментальных данных составила ±5%.
3. В результате решения обобщенных уравнений акустического тракта предлагаемого метода были получены параметры необходимые для разработки методики определения высоты трещиноподобных дефектов и специальных раздельно совмещенных преобразователей.
Выбор частот преобразователей для определения высоты несплошностей в изделиях различной толщины
Для выбора частот, как излучателя, так и приемника использовались образцы толщинами 37, 20 и 11 мм из аустенитных сталей (рис.4.5. а, б, в). В образце толщиной 37 мм (рис.4.5. а) электроэрозионным способом, проволокой диаметром 0,8 мм, на расстоянии 60 мм от края образца, была выполнена прорезь высотой 15 мм. В образце толщиной 20 мм (рис.4.5. б) электроэрозионным способом, проволокой диаметром 0,15 мм, через каждые 20 мм, выполнялись прорези высотой: 0,5; 1,0; 1,5; 3,0; 4,6; 5,6; 7,2 мм. В образце толщиной 11 мм (рис.4.5. в) электроэрозионным способом, проволокой диаметром 0,5 мм, через каждые 40 мм, выполнялись прорези высотой: 1,0; 2,0; 3,0; 4,0; 5,0 мм.
Для измерений использовались стандартные преобразователи со следующими частотами: Ги= 1,8 МГц, fn= 1,8 МГц; fH= 1,8 МГц, fn = 2,5 МГц; f„= 1,8 МГц, fn= 5 МГц; f„= 1,8 МГц, fn= 10 МГц; f„= 2,5 МГц, fn= 1,8 МГц; fH = 2,5 МГц, fn = 2,5 МГц; f„ = 2,5 МГц, fn= 5 МГц; f„= 2,5 МГц, fn= 10 МГц; f„ = 5 МГц, fn= 1,8 МГц; f„= 5 МГц, fn= 2,5 МГц; f„= 5 МГц, f„= 5 МГц; f„= 5 МГц, fn= 10 МГц. Подобные сочетания частот выполняли для получения максимальной разрешающей способности между сигналами на экране дефектоскопа. В качестве излучателей использовались наклонные преобразователи с углами ввода а = 40 и а = 65. Измерялись амплитуда сигналов и точность определения высоты трещины.
Наиболее наглядными оказались эксперименты, полученные на образце толщиной 37 мм. Это связано с большими размерами образца и позволяет получать более четкое отображение сигналов на экране дефектоскопа для толщины 37 мм (рис 4.6. а), (рис. 4.6. б). Эксперименты проводились следующим образом: прямой преобразователь устанавливали над прорезью, а наклонным проводили сканирование относительно прямого преобразователя, для получения максимума сигнала от вершины трещины (Аі) (рис. 4.6. а, б).
Анализ полученных зависимостей показал, что наблюдается плавное падение амплитуд ультразвуковых колебаний, с повышением частоты, как для сигналов от вершины трещины (рис. 4,7.; 4,8.), так и для сигналов отраженных от донной поверхности продольных волн (рис. 4,9.; 4,10.). Однако для излучателя с углом ввода 65 наблюдаются более высокие значения амплитуды сигналов на 5 - 10 дБ (рис. 4,7.; 4,8.), чем для излучателя с углом ввода 40, причем в сочетании с приемником 5; 10 МГц амплитуды сигналов уже практически не видны. Кроме того, не выявлено явной зависимости точности измерения высоты трещины от частоты преобразователей (рис. 4,11.; 4,12.) максимальный размах измерений составил 0,5 мм, что попадает в допустимые пределы, обнаружено, что для излучателей с углом ввода 65 точность определения высоты трещины значительно выше. Также обнаружена зависимость разрешающей способности сигналов на экране дефектоскопа, от сочетания частот преобразователей, особенно при высоких частотах приемника (5; 10 МГц). 10 МГц, наблюдалось большое количество шумов и ложных сигналов (рис. 4.14. в), поэтому эти частоты не рекомендуется для применения на этих толщинах. Увеличить разрешающую способность между сигналами на экране дефектоскопа для данной толщины можно, используя в качестве приемника преобразователь с частотой 5 МГц, правда, в ущерб чувствительности.
В диапазоне толщин от 5 до 10 мм (рис. 4.15. а), наиболее подходящими оказались следующие комбинации частот преобразователей: fH = 1,8 МГц, fn = 10 МГц; f„ = 2,5 МГц, fn= 10 МГц; f„= 5 МГц, fn= 5 МГц (рис. 4.15. б). Для излучателя и особенно приемника использовались высокие частоты, чтоб обеспечить высокую разрешающую способность между сигналами на экране дефектоскопа. В случае использования преобразователей с низкими частотами на излучателе и приемнике: f„= 1,8 МГц, fn= 1,8 МГц; f„= 1,8 МГц, fn= 2,5 МГц; f„ = 2,5 МГц, fn= 1,8 МГц, сигналы ультразвуковых колебаний сливались друг с другом (рис. 4.15. в), из за малой толщины и высоты трещины, поэтому эти частоты не рекомендуется для применения на малых толщинах. Для данной толщины образца и высоты трещины наблюдается плохая разрешающая способность между сигналами, в связи с малыми размерами образца и прорези, поэтому в данном случае нельзя использовать низкие частоты, а для повышения разрешающей способности между сигналами следует использовать высокие частоты.
