Диссертация (1173016), страница 6
Текст из файла (страница 6)
п.), то на месте разрыва появляютсямагнитные полосы, создающие локальные магнитные поля рассеяния в местахприсутствия дефекта. Для регистрации этих полей в дефектоскопах используютсяферрозондовые и индукционные датчики.VI. Метод вихревых токовОснован на регистрации изменений электромагнитного поля вихревых токов,вызываемых возбуждающей обмоткой вихретокового преобразователя (ВТП) вметаллическом нефтепроводе. Интенсивность и распределение вихревых токов вобъекте зависит от его геометрических размеров, электромагнитных параметров иот взаимного расположения ВТП и нефтепровода [30,84,121,122,133,144].Вихретоковый преобразователь состоит из возбуждающей обмотки, котораяподключена к генератору переменного тока, и измерительной обмотки, котораяподключена к измерительному блоку. Магнитное поле ВТП возбуждает внефтепровод концентрические вихревые токи, максимум плотности которыхдостигается на поверхности трубы в контуре.
Диаметр контура близок к диаметрувозбуждающей обмотки. Результирующее поле, в свою очередь, зависит отэлектромагнитныхсвойствстенкинефтепроводаирасстояниямеждупреобразователем и объектом (от зазора), поскольку от этих факторов зависитраспределение плотности вихревых токов. Во время испытания электромагнитнаяэнергия проникает в интересующий нас участок нефтепровода. Часть энергии,которую дает катушка, поглощается в трубе и превращается в тепло. Характеротраженного поля зависит от качества металла стенки трубы.
При встрече спрепятствием (например, со слоем окислов при наличии трещины) вихревые токиобходят их и в то же время сжимаются и ослабляются. В измерительной обмоткенаводится электродвижущая сила (ЭДС). Эта ЭДС служит сигналом, которыйпередает информацию о состоянии стенки нефтепровода в блок измерения. Таким35образом, при регистрации напряжения или сопротивления на зажимах катушекВТП получают информацию о свойствах участка нефтепровода, по которым ужеаналитически рассчитываются координаты места утечки.VII. Комбинированный электромагнитный методОснован на совместном намагничивании стенки нефтепровода постоянным ипеременным магнитными полями. Данный метод рассматривается как отдельныйметод контроля, потому что он не является простым сложением магнитного ивихретокового методов, а имеет единую физическую природу [28,121,122,133,144].При комбинированном исследовании обычно регистрируется тангенсальнаясоставляющая переменного магнитного поля, а внутренние и внешние дефектывыявляются различным образом.
Распределение вихревых токов существеннозависит от магнитного состояния исследуемого объекта, а именно от величиныкоэффициента магнитной проницаемости. Наличие внутреннего дефекта изменяетзначение коэффициента магнитной проницаемости части исследуемого объекта икосвенно влияет на распределение вихревых токов.
Поверхностные дефекты,помимокосвенного,оказываютнепосредственноевлияниенасигналыпреобразователя. Таким образом, комбинированный электромагнитный методобъединяет все плюсы вихревого и магнитного методов, а также позволяетпроводить контроль с помощью одного датчика.VII. Визуально-оптический метод (ВОМ)ВнутритрубныйснарядВОМ—этофотоаппаратилинесколькофотоаппаратов с высоким разрешением, размещенных на носителе, способномперемещаться по трубопроводу в потоке перекачиваемой среды, и которыепоследовательно и непрерывно делают снимки поверхности трубопровода сохватом всей окружности и по всей длине обследуемого участка МТ [60].Информацию, получаемую с помощью автономного внутритрубного дефектоскопаВОМ, можно разбить на следующие группы:1) информация о дефектах стенки трубопровода: коррозионные язвы,дефекты геометрии труб – гофры, вмятины, выступающие внутрь вантузы и«чопики», раковины, развитые трещины любой направленности, дефекты сварных36швов, ручейковая (канавочная) коррозия [60];2) информация о внутренней полости трубопровода на исследуемом участке:инородные предметы во внутренней полости трубопровода (различного родамусор), места скопления воды, осадков, отложений [60];3) информация о технических особенностях трубопровода на исследуемомучастке: отводы, тройники, вантузы, запорная арматура и врезки в трубопроводыкак законные, так и несанкционированные.У всех методов второй категории есть один, объединяющий их недостаток –ограниченность их применения, которая связана с необходимостью перехода напониженный режим перекачки, что в свою очередь влечет экономические потеридля транспортной компании.К третьей категории относятся:I.
Метод обработки кривой падения давленияНа испытуемом участке нефтепровода поднимают давление до такогозначения, чтобы весь нефтепровод оказался заполненный жидкостью исуществовал запас давления над давлением насыщенных паров. Далее наблюдаютза тем, как это давление изменяется во времени. Если давление рассматриваемогоучастка нефтепровода не изменяется с течением времени, то это показывает, чтоутечки в нем нет. Если давление в некотором сечении нефтепровода падает, то этоозначает, что в испытуемом участке нефтепровод имеет отверстие и задачазаключается в том, чтобы оценить размер этого отверстия и, по возможности, точноопределить его местоположение [47,122,133,141,155].Местоположениепредполагаемойутечкиобнаруживаетсяпутемопределения разности высотных отметок между контролируемым сечениемнефтепровода, в котором производится измерение падения давления, и сечениемместа предполагаемой утечки нефти.Достоинства:1)не требует для своего применения особых затрат, а, следовательно,является экономичным;2)позволяет с большой степенью точности определить координаты37утечки;3)присутствует возможность определения расхода жидкости черезутечку.Недостатки:1)не применим на нефтепроводах с непостоянным диаметром труб иовальностью, при наличии которых отсутствует возможность опрессовки участкатрубопровода;2)не применим в местах отводов и лупингов;3)требует остановки перекачки продукта.II.
Метод анализа статического давленияОснован на дистанционном измерении скорости падения давления на участкенефтепровода между задвижками при наличии утечки во время гидравлическогоиспытания. Нефтепровод находится под давлением в течение 15 минут, в это времяоператор из центрального диспетчерского пункта следит за изменением давленияна каждом участке нефтепровода [34,48,133]. Данный метод в источникахназывают методом статического давления [144] и методом опрессовки [122].Достоинства:1)позволяет быстро обнаружить наличие малой утечки;2)испытательное давление не превышает рабочего;3)применим на любом автоматизированном нефтепроводе.Недостатки:1)требует остановки перекачки;2)большая погрешность обнаружения места утечки;3)возможны ложные результаты.III.
Метод дифференциального давленияОснован на постоянстве градиента перепада давлений в соседних участкахнефтепровода при отсутствии утечек и температурном равновесии продукта иокружающейсреды.Прекращаетсяперекачкапонефтепроводу,внем38устанавливается статическое давление, далее перекрываются все линейныезадвижки и производится мониторинг изменения перепада давлений в двухсоседних участках [42,110,133,156].Перепад давлений не меняется при отсутствии утечки и температурномравновесии исследуемых участков. Местоположение утечки определяется припомощи наземного переносного либо зондового течеискателя по перепадудавления.Достоинства:1)способствует обнаружению малых утечек и выявлению поврежденийцелостности участка нефтепровода;2)не зависит от длины и конструкции испытуемого нефтепровода;3)обеспечивает дистанционность и автоматизацию контроля малыхутечек;4)позволяет оценить утечку по диаграммам, записанным на самописцах.Недостатки:1)требует остановки перекачки по нефтепроводу на длительное время (от3 до 10 суток каждые два месяца), что снижает производительностьнефтепровода [144];2)не применим для обнаружения микроутечек из-за трудностидостаточно точного измерения температуры продукта в участке нефтепровода;3)присутствует большая погрешность обнаружения местоположениянезначительных утечек.У всех методов третьей категории есть один, объединяющий их недостаток,но влияние которого отрицательней, чем у методов второй категории.
Это такжеограниченность их применения, но которая связано уже не с необходимостьюперехода на пониженный режим перекачки, а необходимостью полной остановкинефтепровода, причем в некоторых случаях на длительный период времени, что всвою очередь влечет большие экономические потери для транспортной компанииот простоя нефтепровода.39Также существуют статистические методы обнаружения утечек, основанныенасборе,учетеистатистическихданныхимоделяхобнаруженияутечек [32,49,58,116,118,120,150-152,157].Результаты параграфа 1.2.Анализ существующих методов обнаружения УНВ показал, что на данныймомент нет «абсолютного средства» по поиску УНВ, да и сам процесс разработкиабсолютного метода весьма далек от завершения.
Поэтому на данный моментприсутствует в отрасли острая необходимость разработки новых болеесовершенных и модификации уже существующих методов обнаружения УНВ.Показаны существующие на данный момент метода обнаружения утечек, атакже рассмотрены достоинства и недостатки каждого из параметрическихметодов.1.3 Волоконно-оптические системы обнаружения УНВВ настоящее время активно разрабатываются и испытываются волоконнооптические системы обнаружения УНВ. Класс этих систем определяетиспользование волоконно-оптического кабеля в качестве непрерывного датчикаизмеряемогопараметра[19,21,45,76,78,137,138,148,165].Данныесистемыотдельно выделены в связи с тем, что на текущий момент они являются весьмаперспективными, но при всем этом еще очень дорогостоящими и сложными времонте и укладке на уже эксплуатируемые нефтепроводы.I.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
