Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ методов контроля технического состояния технологических трубопроводов и оценки их напряженно-деформированного состояния
1.1 Анализ методов контроля технического состояния технологических трубопроводов 12:
1.2 Анализ технического состояния длительно эксплуатируемых нефтепроводов 18
1.3 Анализ методов оценки напряженно-деформированного состояния трубопроводов 21
1.3:.1 Спектрально-акустическая система контроля механических напряжений «Астрон» 21
1.3.2 Методы оценки механических напряжений с использованием их иагнитных характеристик. Электромагнитный метод контроля 23
1.3.3 Контроль напряженно-деформированного состояния трубопроводов, основанный на эффекте Баркгаузена 26
1.3.4 Контроль напряженно-деформировнного состояния трубопроводов, основанный на эффекте изменения тока размагничивания и коэрцитивной силы 27
1.3.5 Бесконтактная магнитометрическая диагностика трубопроводов 28
1.3.6 Метод магнитной памяти металла 31
2 Экспериментальные работы и разработка технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов методом магнитной памяти металла 36
2.1 Особенности применения метода магнитной памяти металла для оценки напряженно-деформированного состояния нефтепроводов
2.2 Эксперментальные и диагностические работы по контролю методом магнитной памяти металла 37
2.3 Технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов методом магнитной памяти металла. 56
3 Технология выполнения обследования: и оценки* технического состояния технологических нефтепроводов НПС 64
3.1 Основные принципы. подготовительных мероприятий по обследованию нефтепроводов 64
3.2 Методы контроля и диагностирования нефтепроводов 67
3.2.1 Визуальный и измерительный контроль 67
3.2.2 Магнитометрический контроль 70
3.2.3 Особенности выполнения акустико-эмиссионного контроля нефтепроводов НПС 72
3.2.4 Ультразвуковой контроль 76
5 Капиллярный контроль 78
6 Магнитопорошковый контроль . 78
7 Вибродиагностический контроль 79
Техническое обследование и диагностирование технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС 79
Диагностирование надземных нефтепроводов 80
Диагностирование подземных нефтепроводов 83
Обследование опор, подвесок, фундаментов 85
Гидравлические испытания нефтепроводов 88
Оценка технического состояния и прогнозирование остаточного срока службы 91 Подготовка и анализ исходных данных для аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов 95
Экспериментальные (промышленные) исследования и опытно-промышленная апробация методов контроля 98
Особенности контроля защищенности нефтепроводов от коррозии 99
Результаты акустико-эмиссионного контроля нефтепроводов 102
Особенности магнитометрического контроля 108
Ультразвуковой контроль
Капиллярный контроль
Измерение толщины стенок 111
Определение допустимого рабочего давления 114
Расчет остаточного ресурса технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС 115 Выводы 119
Список использованных источников
- Анализ методов контроля технического состояния технологических трубопроводов
- Методы оценки механических напряжений с использованием их иагнитных характеристик. Электромагнитный метод контроля
- Особенности применения метода магнитной памяти металла для оценки напряженно-деформированного состояния нефтепроводов
- Основные принципы. подготовительных мероприятий по обследованию нефтепроводов
Введение к работе
Нефтеперекачивающие станции содержат большое количество запорно-регулирующей арматуры, насосных агрегатов, технологических и вспомогательных нефтепроводов, которые входят в единую систему трубопроводного транспорта нефти.
і.
Технологические трубопроводы нефтеперекачивающих станций - один из наиболее ответственных элементов нефтепроводного транспорта.
Вероятность отказов технологических трубопроводов мала при качественном изготовлении труб и выполнении строительно-монтажных работ в соответствии с требованиями нормативных и проектных документов.
В условиях работающей НПС отказы нефтепроводов могут быть спровоцированы развитием дефектов, возникших при изготовлении труб, их транспортировке, монтаже, а также повреждений, образовавшихся в процессе эксплуатации.
Существенное влияние на несущую способность нефтепроводов оказывает коррозионное поражение, вызванное повреждениями изоляционного покрытия, нарушениями в работе средств электрохимической защиты, наличием застойных участков трубопроводов, где со временем из нефти может выделяться вода, способствующая более интенсивному коррозионному разрушению металла трубы.
Трубопроводы могут быть подвержены дополнительным нагрузкам от температурных деформаций отдельных его участков, при просадке грунта или его подвижке, смещении в пространстве относительно присоединенного к нему оборудования. Кроме того, трубопровод испытывает малоцикловые нагружения при включении насосных агрегатов и изменении режимов
і.
работы нефтепровода.
Эти факторы вызывают изменение напряженно-деформированного состояния металла трубы, которое совместно с величиной напряжения от внутреннего давления* может способствовать ускоренному развитию дефектов, особенно в местах с концентраторами напряжений.
Значительная часть оборудования, технологических трубопроводов и вспомогательных коммуникаций НПС характеризуется длительным сроком
эксплуатации. В современных условиях существующая система технического обслуживания, ремонта и оценки технического состояния технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС, регламентируемая действующими нормативными документами, являлась недостаточной для достоверного определения технического состояния трубопроводов и условий для дальнейшей их эксплуатации
В отличие от магистральных нефтепроводов на технологических трубопроводах НПС в связи с большой их разветвленностью, различием диаметров; наличием оборудования не представляется возможным применение внутритрубных диагностических снарядов.
Утвержденные Госгортехнадзором России руководящие документы по устройству и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов не распространяются технологические нефтепроводы НПС, хотя и содержат требования к устройству, эксплуатации, проведению ревизии, в объеме которой осуществляется диагностирование и оценка технического состояния трубопроводов: Эти положения могут быть использованы при решении частных задач по обеспечению надежной работы технологических нефтепроводов НПС.
Действующее в отрасли с 1996 г. РД 153-39ТН-008-96 «Руководство по организации: эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций» [ 1 ] не учитывает изменения, происшедшие в материалах нефтепроводов после длительной (30 и более лет) эксплуатации, а также их напряженно-деформированное состояние.
Актуальность проблемы предопределило разработку в 2002-2003 г.г. институтом; совместно с ОАО «АК «Транснефть» руководящего документа РД І53-39.4Р-145-2003 «Положение по оценке технического состояния; аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозированию остаточного срока службы» [2].
Материалы диссертации были использованы при разработке этого документа.
Одним из важнейших факторов, определяющих техническое состояние длительно эксплуатируемых нефтепроводов, является его
напряженно-деформированное состояние. Диссертация отражает результаты экспериментальных работ и разработки технологии контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов, а также теоретических исследований в этой області.
При разработке документа и определении методов обследования и контроля нефтепроводов были исследованы и учтены отечественный и зарубежный опыт по оценке технического состояния длительно эксплуатируемых трубопроводов. Вопросам обеспечения работоспособности, оценки технического состояния и остаточного ресурса конструкций, трубопроводов и оборудования опасных производств посвящены многие работы таких ученых, как Гумеров А.Г., Патон Б.Е., Клюев В.В., Гутман Э.М., Гумеров Р.С., Зайнуллин Р.С., Ямалеев К.М., Гумеров К.М. и др.
Были проанализированы существующие методы контроля и выбраны наиболее рациональные, позволяющие выявлять дефекты на ранней стадии их возникновения и развития, а также производить их оценку по степени опасности. Рассмотрены исследования зависимости магнитных характеристик ферромагнитных изделий от внешних напряжений в работах Вонсовского СВ., Тикадзуми С, Дубова А.А. Татура Т.А. и др. Разработана структура применения комплекса методов обследования, диагностирования, позволяющая с большой достоверностью выявлять различные дефекты.
В первой главе изложен анализ действующих методов и нормативно-технических документов, определяющих порядок выполнения обследования и оценки технического состояния трубопроводов.
Приводится анализ технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов НПО. Основными причинами, вызвавшими отказ нефтепроводов, являются: коррозионные повреждения, брак, допущенный при изготовлении труб и выполнении строительно-монтажных работ, механические повреждения^ допущенные в результате выполнения ремонтных работ и в процессе эксплуатации, наличие дополнительных напряжений, вызванных пространственным смещением нефтепроводов.
Выполнен анализ существующих методов оценки. напряженно-деформированного состояния .. трубопроводов, из ферромагнитных
материалов, применяемых на производстве, в том числе, акустического, магнитных методов контроля, с приложением и без приложения внешнего магнитного поля. Установлено, что эффективным методом выявления зон с концентраторами напряжений, характеризующими наличие дефектов в нефтепроводах, является метод магнитной памяти металла.
Во второй главе изложены основополагающие принципы контроля напряженно-деформированного состояния трубопроводов методом магнитной памяти металла.
Приводятся результаты экспериментов, выполненных на образцах труб. Приводятся данные по результам контроля технологического оборудования и нефтепроводов НПС методом магнитной памяти металла.
На основе результатов экспериментов, контроля технологических нефтепроводов и оборудования НПС, выполнения опытно-промышленной апробации разработана технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС с использованием метода магнитной памяти металла.
В третьей главе приводится технология обследования, оценки технического состояния и остаточного срока службы технолопіческих нефтепроводов НПС. Глава содержит основные положения по проведению диагностирования технологических и вспомогательных нефтепроводов.
Предусматривается проведение оценки технического состояния и эффективности работы средств электрохимической защиты, контроля сплошности изоляционного покрытия нефтепроводов, застойных и тупиковых участков нефтепроводов для оценки коррозионного поражения их наружных и внутренних поверхностей.
Для выявления напряжений,, представляющих опасность, как для. оборудования; так и для нефтепроводов, предусматривается проведение контроля напряженно-деформированного состояния в зонах соединения нефтепроводов с патрубками оборудования, а также в зонах опирання на фундаменты или опоры.
Разработан порядок выполнения контроля нефтепроводов акустико-эмиссионным методом, при котором осуществляется циклическое нагружение нефтепровода с увеличением давления иагружения до
проектного значения. В процессе проведения контроля выявляются дефекты, находящиеся на разной стадии развития, в том числе на стадии предразрушения. Применяемые методы неразрушающего контроля позволяют эффективно выявлять дефекты, представляющие опасность для целостности нефтепроводов.
Установлен порядок расчета остаточного срока службы, который
базируется на данных о трещиностойкости длительно эксплуатируемых
нефтепроводов, а также скорости потери толщины стенки от коррозии до
достижения значения потери толщины стенки равной 20 % от проектного
значения. '
В четвертой главе приводятся результаты проведенных промышленных исследований и опытно-промышленной апробации методов контроля, которые подтвердили достаточность и полноту установленных в руководящем документе методов, объема и последовательности проведения обследования технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС.
Представленные исследования были вызваны тем, что, несмотря на достигнутые успехи в области неразрушающего контроля и оценки работоспособного состояния магистральных трубопроводов, некоторые вопросы остались открытыми.
Среди них можно выделить' следующие:
-отсутствие технологии, регламентирующей порядок выполнения обследования, обеспечивающего достоверную оценку технического состояния и прогнозирование остаточного срока службы технологических нефтепроводов НПС МН;
-существующие документы, применяемые при диагностировании технологических трубопроводов, не позволяют эффективно осуществлять контроль напряженно-деформировнного состояния трубопроводов^ И: определять места с дефектами, представляющими наибольшую опасность для целостности нефтепроводов;
-необходимость дальнейшего'исследования по оценке напряженно-деформированного состояния нефтепроводов и выявлению зон с дефектами, представляющими опасность для несущей способности нефтепроводов;
-необходимость дальнейшего развития комплексной системы технического диагностирования технологических нефтепроводов, позволяющей с применением;. методов неразрушающего контроля эффективно выявлять недопустимые дефекты.
ЦЕЛЬ РАБОТЫ:- разработка технологии = обследования и оценки технического состояния длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов, повышающей их надежность.
ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЙ:
1 Анализ существующих методов контроля, факторов, влияющих на
техническое состояние технологических трубопроводов.
2 Разработка технологии контроля напряженно-деформированного
состояния технологических нефтепроводов.
3 Разработка технологии .обследования, оценки технического
состояния, определения остаточного, ресурса технологических
нефтепроводов НПС.
4 Опытно-промышленная апробация методов контроля.
МЕТОДЫ РЕШЕНИЯ ПОСТАВЛЕННЫХ ЗАДАЧ - при решении поставленных задач были использованы теория магните-упругости, результаты стандартных испытаний трубных сталей, методы неразрушающего контроля, экспериментальные исследования, прочностные расчеты.
НАУЧНАЯ НОВИЗНА:
обоснованы параметры контроля напряженно-деформированного состояния технологических нефтепроводов НПС;
выявлены граничные значения напряженности магнитного поля рассеяния, соответствующие наличию дефектов.
разработана технология обследования технологических нефтепроводов, позволяющая определять их техническое состояние и прогнозировать срок безопасной эксплуатации.
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ РАБОТЫ:
Результаты работы использованы при разработке РД 153-3 9.4Р-145-2003 [2] и РД 153-39.4Р-124-02 [3], внедренных на объектах магистральных нефтепроводов.
Разработанная технология контроля напряженно-деформированного состояния технологических трубопроводов и оборудования на основе магнитной памяти металла позволяет выявлять зоны с концентраторами напряжений, представляющими опасность для целостности нефтепроводов и корпусов оборудования.
Методами неразрушающего контроля осуществляется
диагностирование технологических и вспомогательных нефтепроводов, при котором выявляются недопустимые дефекты.
Определены условия, когда по результатам диагностирования технологических и вспомогательных нефтепроводов участки нефтепроводов с недопустимыми дефектами должны быть заменены или отремонтированы, а нефтепровод должен быть приведен в соответствие с требованиями проектной документации.
Установлено, что наиболее достоверным является прогнозирование срока службы нефтепроводов по данным нагружения и циклической трещиностойкости трубных сталей, полученным экспериментальным путем в результате испытаний образцов труб длительно эксплуатируемых нефтепроводов, а также скорости коррозии до достижения коррозионного поражения, равного 20% от толщины стенок, установленного проектом;
АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ
Основные положения и. результаты диссертационной работы были использованы при диагностировании технологических нефтепроводов на ЛПДС «Каркатеевы» в 1999 г, на ЛПДС «Субханкулово» в 2002 г, а также технологического оборудования на НПС «Азнакаево», НПС «Краснокамская», НПС «Никольское» и других станциях в 2001 г.
Руководящий документ РД 153-39.4Р-145-2003 [2] был использован при диагностировании технологических нефтепроводов на ЛПДС «Субханкулово», выполненным ООО «Диапак» в 2003 г., на БКНС «Поповка» и «Бугуруслан» выполненным < ООО' «Конструкция» в 2003 г., а также на других объектах, выполненных этими и другими организациями.
Разработанные документы РД 153-39.4Р-145-2003 [2] и РД 153-39.4Р -124-02 [3] предусматривают выполнение обследования и диагностирования методами неразрушающего контроля в объеме, обеспечивающем получение
достоверной информации о техническом состоянии объекта, позволяющем выявлять оборудование и участки трубопроводов с недопустимыми дефектами, что дает возможность планировать работы по ремонту и замене дефектных участков трубопроводов и неисправного оборудования для приведения технологических нефтепроводов в соответствие с требованиями проектной документации.
Проведенные экспериментальные работы и промышленное применение подтвердили полноту и достаточность установленных в руководящих документах методов, объема и последовательности использования в реальных условиях эксплуатации различных методов НК и их сочетаний.
Анализ методов контроля технического состояния технологических трубопроводов
Технологические трубопроводы являются одними из самых металлоемких и ответственных конструкций НПС магистральных нефтепроводов. При проектировании трубопроводы рассчитываются на прочность согласно СНиП 2.05.06-85 «Магистральные трубопроводы». Нормативные коэффициенты запаса при правильно выбранной расчетной схеме обеспечивают необходимую надежность и долговечность трубопроводов. В этих расчетах внешние воздействия принимаются, как правило, максимальными, а показатель сопротивления повреждению -минимальным.
Анализ нормативных документов: РД 38.13.004-86 «Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 МПа (100 кгс/см2) [4]; ПБ 05-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» [5]; РД 153-39-ТН-008-96 [1]; РД 153-39.4-056-00 «Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов» [6] показывает, что методы контроля и оценки технического состояния технологических трубопроводов в процессе эксплуатации основаны на периодическом .. проведении ревизии, при которой осуществляется наружный осмотр, визуально-измерительный и ультразвуковой контроль, измерение толщины стенок. Определяются места, где имеется наибольшая вероятность возникновения коррозионных повреждений. Такими местами являются зоны пересечения трубопроводов с воздушными линиями электропередач (ЛЭП), кабельными линиями, газопроводами и другими подземными коммуникациями, защищенными средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).
При обследовании технологических трубопроводов производится выборочное вскрытие и диагностирование методами неразрушающего контроля (НК) подземных участков- трубопроводов, где возможно наличие наиболее опасных дефектов. При наличии сомнений в состоянии внутренней поверхности трубопровода предусматривается вырезка части трубопровода и осмотр внутренней поверхности трубопровода с определением площади и глубины коррозионного поражения.
Производится выборочный радиографический или ультразвуковой контроль сварных швов, если при обследовании их качество вызвало сомнение. ,.
При отсутствии сертификатов на трубы предусматривается вырезка образцов основного металла труб и сварных швов и проведение металлографических и механических испытаний для уточнения их структурных и механических характеристик.
Для оценки технического состояния трубопроводов производится сопоставление: фактической толщины стенок значениям толщины, определяемым согласно требованиям отраслевых документов.
Технологический трубопровод считается пригодным к дальнейшей эксплуатации, если обнаруженные отклонения находятся в допустимых пределах. Если отклонения по толщине стенок превышают допустимые значения, возможность эксплуатации подтверждается расчетами на прочность.
Так как применяемые методы контроля не дают достоверной оценки технического состояния технологических трубопроводов, то обязательным является проведение гадравлических испытаний. Это позаволяет выявить дефекты, представляющие опасность для целостности трубопроводов. Периодичность проведения ревизии и гидравлических испытаний составляет от 3 до 8 лет в зависимости от назначения трубопроводов и коррозионного фактора перекачиваемой среды, условий эксплуатации, результатов предыдущих ревизий и испытаний,.
Анализ приведенных документов показывает, что не- учитываются изменения, происшедшие в материалах нефтепроводов в результате длительной эксплуатации вследствие воздействия эксплуатационных факторов (коррозионных свойств перекачиваемой нефти, давления, малоцикловых нагружений и др), локальных напряжений, вызываемых нагрузками от патрубков оборудования и наличием различных дефектов.
РД 153-39.4Р-119-02 «Методика оценки работоспособности и проведения аттестации длительно эксплуатирующихся магистральных нефтепроводов» [7] распространяется на линейную часть магистральных нефтепроводов, обследованных с применением внутритрубиых диагностических снарядов и в части выполнения работ по диагностированию технологических нефтепроводов не может быть применен из-за невозможности использования внутритрубиых снарядов вследствие большой разветвленности и различия в диаметрах технологических нефтепроводов.
Отраслевой стандарт ОСТ 153 - 39.4 - 010 - 2002 «Методика определения остаточного ресурса нефтегазопромысловых трубопроводов и ». трубопроводов головных сооружений» [8] устанавливает методические основы для обследования, диагностирования и оценки остаточного ресурса безопасной эксплуатации нефтегазопомысловых трубопроводов и трубопроводов головных сооружений нефтяных месторождений.
В ОСТ приводятся современные методы технического диагностирования трубопроводов, включая акустико-эмиссионный контроль (АЭ-контроль), визуально-измерительный контроль, ультразвуковую и магнитную толщинометрию и дефектоскопию, анализ химического состава металлических труб, трубных деталей и арматуры, анализ состояния защищенности от подземной коррозии, использованы вероятностно і. статистические методы оценки остаточного ресурса.
В процессе эксплуатации элементов трубопроводов в них происходит постепенное накопление различного типа повреждений. Одним из наиболее распространенных типов повреждений является коррозионно-эрозионный износ, воздействие которого учитывается: при выборе номинальной толщины стенки. В процессе эксплуатации начальная толщина стенки уменьшается, приближаясь к минимальной допустимой. Другой тип повреждения связан с ухудшением механических характеристик материала и, как следствие, снижением допускаемого напряжения. Оба типа повреждения приводят к постепенному уменьшению допустимого внутреннего давления в трубопроводе. Допустимое давление не должно опускаться ниже рабочего.
Методы оценки механических напряжений с использованием их иагнитных характеристик. Электромагнитный метод контроля
Все известные магнитные методы диагностирования ферромагнитных материалов делятся на две группы: активные, с созданием в материале исследуемой детали «принудительного» магнитного поля заданной і. ориентации, и пассивные, использующие остаточную намагниченность изделия. Активные магнитные методы используют зависимость магнитных характеристик материала от его структуры или фазового состояния, под воздействием приложенного магнитного поля.
К активным методам- магнитного контроля относятся: электромагнитный метод контроля, основанный на взаимодействии приложенного магнитного поля с магнитным полем материала, метод магнитных шумов (ММШ), основанный на эффекте Баркгаузена. Магнитные шумы представляют собой наведенную в датчике под воздействием приложенного переменного магнитного поля ЭДС от скачкообразных смещений доменных границ при воздействии внешних сил.
К активным методам магнитного контроля относится также метод контроля напряженно- деформированного состояния, основанный на корреляционной зависимости между механическими свойствами металла и током размагничивания в исходном состоянии, а также значений коэрцитивной силы и напряжений в рабочем состоянии на поверхности трубопровода.
К пассивному методу контроля относится метод магнитной памяти металлов (МПМ), основу которого составляет: -рассеяние внешнего магнитного поля (поля земли) несплошностями или структурными неоднородностями исследуемого материала ; -взаимодействие силовых полей с собственными электромагнитными полями структуры металла.
Электромагнитный метод контроля основан на взаимодействии магнитного потока, создаваемого внешним источником, с магнитным полем исследуемого металла.
При электромагнитном методе контроля создается магнитный поток в контролируемом металле и регистрируется величина ее изменения.
До начала работ проводится градуировка аппаратуры при одноосном растяжении. Для градуировки применяется плоский образец, изготовленный из стали той же марки, что и контролируемое изделие.
По результатам градуировки определяется градуировочный коэффициент Т. как среднее приращение напряжений на единицу показаний прибора по соотношению: где, Т - приращение показаний прибора, соответствующее приращению показаний напряжений.; N - число измерений при нагружении; ДА- величина изменения показания прибора; і. ACT - величина изменения напряжений.
Применяемая аппаратура для реализации метода позволяет исключить влияние магнитного зазора на показания прибора. Это позволяет не зачищать контролируемую поверхность от краски. Достаточно очистить поверхность изделия в зоне контроля (размером ориентировочно 50x50мм) от грязи и ржавчины. В случае применения изоляционных покрытий они должны быть сняты в зоне контроля. На результаты измерений оказывают влияние деформирование зерен металла в направлении прокатки листа - текстура. Обычно определяются суммарные показания аппаратуры от действующих механических і. напряжений и от влияния текстуры. Для того, чтобы отстроиться от влияния текстуры определяется начальное показание прибора для данного типа конструкций из данной марки стали.
Начальные показания прибора определяются на неработающем оборудовании в удалении от сварных швов.
При определении начального показания прибора электромагнитный преобразователь устанавливается на поверхности изделия и ориентируется вдоль оси изделия. Поворачивая преобразователь вокруг собственной продольной оси по и против часовой стрелки в секторе ориентировочно 30 градусов, определяют наибольшее показание прибора Ао. Измерение і. повторяют в 10+15 точках и определяют среднее значение. Это значение является начальным показанием прибора для данного типа конструкций из данной марки стали. Контроль напряженно-деформированного состояния трубопроводов осуществляется следующим образом. Электромагнитный преобразователь устанавливается на поверхности изделия в контролируемой зоне и ориентируется вдоль оси изделия!" При этом ориентация осуществляется по главной метке на преобразователе. При выполнении измерения фиксируются наибольшие показания прибора.
Действующие механические напряжения - а определяются по соотношению: а =Т(А-Ао), (1.5) где Т - градуировочный коэффициент; Ао - начальное показание прибора; А - показание прибора при измерении напряжения.
На основе электромагнитного метода контроля созданы приборы: измеритель механических напряжений ИН-3, измеритель напряжений ИНИ, измеритель механических напряжений «Комплекс 4-03» Эти приборы могут быть использованы для контроля (оценки) напряженно-деформированного состояния нефтепроводов. Имеется также ряд других приборов, созданных на базе электромагнитного метода контроля.
Особенности применения метода магнитной памяти металла для оценки напряженно-деформированного состояния нефтепроводов
При разработке метода контроля технологических нефтепроводов НПО были изучены документы и .материалы ООО «Энергодиагностика» по диагностированию труб котлов и магистральных газопроводов [15], [16], [17], [18].
Применительно к газопроводам диаметром до 1220 мм с использованием метода магнитной памяти металла (магнитометрического контроля) контроль осуществляется сканированием датчика вдоль четырех образующих трубы со смещением через 90 - верхняя образующая, боковые образующие и нижняя образующая (при наличии доступа).
Анализ напряжённо-деформированного состояния трубопровода и определение зон с концентраторами напряжений делается на основе результатов контроля, полученных по всем 4-м (или 3-м) образующим. В случае фиксирования на экране прибора скачкообразного увеличения абсолютной величины напряженности магнитного поля рассеяния с изменением знака поля (или без изменения), на поверхности трубопровода эти зоны отмечаются мелом или краской как зоны с концентрациями напряжений.
В выявленных зонах с концентраторами напряжений дополнительно проводится контроль по периметру-трубы для более точного определения: максимального градиента поля, соответствующего максимальной деформации металла.
В таких случаях, для уточнения причин возникновения аномального изменения поля Нр проводится зачистка поверхности и диагностирование данного участка трубопровода методами неразрушающего контроля.
Анализ возможности выполнения магнитометрического контроля технологических нефтепроводов НПС аналогично контролю магистральных газопроводов или труб котлов показал на неоднозначность получения при этом результатов контроля.
Многолетний опыт применения магнитометрического контроля технологических нефтепроводов НПС и оборудования показал, что при их контроле по четырем образующим: через 90 , аналогично контролю газопроводов, выявляются не все концентраторы напряжений, являющиеся местом расположения дефектов.
Анализ механизма разрушения газопроводов показал, что наряду с локальными дефектами, образовавшимися при изготовлении; строительстве, в процессе длительной эксплуатации происходит стресс-коррозионное поражение в виде образования множества трещин вдоль оси газопровода, с постепенным увеличением их по глубине, ширине и длине. Основным повреждающим фактором является стресс-коррозионное поражение газопровода, которое распространяется по образующей трубы на значительные расстояния (метры и более).
Ориентированные вдоль оси трещины являются мощными концентраторами напряжений и легко регистрируются приборами при сканировании газопровода датчиками, по четырем образующим трубы.
Иной результат получается при диагностировании нефтепроводов. На нефтепроводах стресс-коррозионное поражение, как правило, отсутствует. Основными концентраторами напряжений являются локальные дефекты, размеры которых, кроме коррозионного поражения, ограничиваются сантиметрами.
В связи с этим возникла необходимость разработки технологии контроля напряженно-деформированного состояния применительно к технологическим нефтепроводам НПС. Это вызвало необходимость выполнения исследовательских и экспериментальных работ, а также диагностирования технологических трубопроводов, технологического оборудования НПС (арматуры, насосов, фильтров-грязеуловителей, заслонок: и др.) с применением метода магнитной памяти металла. Эта работа проводилась в течение нескольких лет.
По методике контроля оценка напряжений осуществляется по разности напряженности магнитного поля рассеяния - АНР (разности значений напряженности магнитного поля рассеяния с учетом их знаков), измеренных на контролируемом участке в зонах, где Нр = 0.
В процессе освоения контроля методом магнитной памяти металла оборудования и нефтепроводов применялся прибор магнитометрического контроля ИКНМ-2ФП. Для контроля на поверхность объекта наносилась і. сетка с разным шагом сканирования датчика прибора. Первые измерения проводились по четырем образующим трубы через через 90 в соответствии с методикой контроля газопроводов. Анализ результатов контроля, выполненных по указанной методике, показал, что при этом не регистрируются как концентраторы напряжений выявленные наружным осмотром дефекты. Наблюдался значительный разброс разности напряженности магнитного поля рассеяния при контроле зон с равнозначными дефектами.
Основные принципы. подготовительных мероприятий по обследованию нефтепроводов
Результаты исследовательских, опытно-экспериментальных и диагностических работ по оценке напряженно-деформированного состояния, технического состояния и остаточного ресурса длительно эксплуатируемых технологических нефтепроводов, выполненных в объеме диссертационной работы, были использованы при разработке руководящего документа РД 153-39.4Р-145-2003 "Положение по оценке технического состояния, аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС и прогнозирования безопасного срока их эксплуатации" [2] и РД 153-39.4Р-124-02 «Положение, о порядке проведения технического,, освидетельствования и продления срока службы технологического оборудования НПС МН» [3].
Разработанная технология диагностирования устанавливает единый регламент проведения технического обследования технологических и вспомогательных нефтепроводов, входящих в состав нефтеперекачивающих станций магистральных нефтепроводов (НПС МН), перевалочных нефтебаз (ПНБ), сливо-наливных эстакад, морских терминалов; определяет порядок установления величины допустимого рабочего давления в трубопроводах и прогнозирования срока безопасной (гарантированной) их эксплуатации при нормативных внутренних и внешних воздействиях; определяет периодичность обследования и диагностирования методами неразрушающего контроля и срок і. следующей аттестации.
Реализация технологии основывается на технических критериях необходимости обследования и аттестации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС, определенном порядке выполнения работ по техническому обследованию, диагностированию и прогнозированию безопасного срока эксплуатации технологических и вспомогательных нефтепроводов НПС.
Признано целесообразным, что техническое обследование и диагностирование нефтепроводов должно выполняться в определенной последовательности, указываемой в проекте (программе) производства работ.
До выполнения работ по обследованию объекта с применением методов неразрушающего контроля должно быть составлено: - перечень и координаты мест с недостаточной защитой подземных нефтепроводов от наружной коррозии, где значения защитных потенциалов, измеренных на контрольно-измерительных пунктах (КИП), не соответствуют нормативным значениям. Должно быть предусмотрено выявление участков нефтепроводов с нарушением сплошности изоляции и определение достаточности количества КИП для контроля обеспеченности нормативной защиты; - перечень и координаты тупиковых и застойных зон, где возможна внутренняя коррозия от накапливающейся воды. В тупиковых и застойных зонах, в которых происходит накопление воды и возможна внутренняя коррозия стенок трубы, должно быть предусмотрено измерение толщины стенок по окружности: в четырех точках одной плоскости (через 90): по верхней, нижней и боковым образующим. Кроме того, измерение проводится не менее, чем в двух местах на расстоянии 0,5-1,0 м по горизонтали по обе стороны от точки измерения толщины стенки на нижней образующей. По результатам измерения толщины стенки оценивается величина потерь металла трубы от внутренней коррозии; - перечень участков с толщинами стенок нефтепроводов, не соответствующими проекту; - перечень нефтепроводов, на которых имеются ненормативные соединительные детали и приварные элементы (вантузы, патрубки и др.); - перечень нефтепроводов, на которых имеются временные ремонтные конструкции, допустимый срок эксплуатации которых заканчивается в межаттестационный период;: - перечень и координаты мест нефтепроводов, имевших отказы с выходом нефти. Координаты должны быть привязаны к границам подземных участков трубопроводов, предназначенных для шурфовки и проведения визуального, измерительного, магнитометрического контроля; - перечень участков технологических и вспомогательных нефтепроводов, насосов откачки утечек, ограниченных задвижками, на которых должен быть выполнен акустико-эмиссионный (АЭ) контроль. ППР должен содержать порядок выполнения работ по АЭ контролю, в котором должны быть приведены график нагружения с указанием величины давления и времени его выдержки на каждом режиме применительно к конкретным участкам нефтепроводов.
При отработке технологии обследования технологических нефтепроводов в промышленных условиях установлено что, с точки зрения минимизации трудовых затрат и обеспечения достоверности результатов должно быть предусмотрено: - .проверка соответствия фактических сертификатов труб проектным механическим характеристикам. При их несоответствии - выполнение расчетов по фактическим значениям технических характеристик труб в соответствии с требованиями СНиП 2.05.06.85 ; - определение мест шурфовки с учетом расположения тупиковых и застойных зон, возможного нарушения изоляционного покрытия, установки преобразователей акустической эмиссии (ПАЭ); - проведение визуального 100 %-го контроля всех надземных нефтепроводов и мест выполнения измерительного контроля; - проведение дополнительного объема работ по оценке работы средств ЭХЗ и контролю состоянию изоляционного покрытия; - выполнение расчетов по прогнозированию безопасного срока эксплуатации технологических нефтепроводов с учетом малоцикловых нагружении на основании полученных данных по числу включений насосных агрегатов за весь период эксплуатации нефтепроводов; - выполнение расчетов по прогнозированию безопасного срока эксплуатации вспомогательных нефтепроводов с определением количества потери толщины стенок от коррозии на основании данных по скорости коррозии; - выполнение полного, 100 %-го ультразвукового контроля (УЗК) сварных швов надземных трубопроводов; - проведение дополнительного дефектоскопического контроля по результатам АЭ контроля в зонах с акустическими сигналами II, III, IV классов; разработка рекомендаций по результатам обследования и диагностирования для приведения нефтепроводов в соответствие проекту и і. требованиям действующих нормативных документов;
