(343) 287-55-66
Виды деятельности


 
 
   

Распространение акустических волн в нефтепроводах

Жуков А.В., Кузьмин А.Н.

//Журнал "В мире НК" №3(53) сентябрь 2011г.

В последнее время метод акустической эмиссии (АЭ) находит все более широкое применение в практике неразрушающего контроля трубопроводов различного назначения, в том числе магистральных нефтепроводов и продуктопроводов. Одним из показателей эффективности применения данного метода для контроля объектов большой протяженности является определение координат источников АЭ с минимальной погрешностью. Эта погрешность складывается из погрешностей задания скорости распространения акустических волн в трубопроводе, измерения расстояния между преобразователями АЭ (ПАЭ) и регистрации времени прихода сигналов АЭ на ПАЭ. Последние две составляющие определяются исключительно инструментальными погрешностями средств измерения расстояний и аппаратуры, регистрирующей сигналы АЭ, и, соответственно, могут быть достаточно просто минимизированы за счет использования высокоточных средств измерения и регистрации. Более сложной задачей является минимизация погрешности задания скорости распространения акустических волн в трубопроводах, в частности, нефтепроводах.

Известно, что в трубопроводах, транспортирующих жидкие среды, процесс распространения акустических волн представляет собой смешанную картину, поскольку волны могут одновременно распространяться как по металлу, так и по жидкости. От одного и того же источника АЭ может быть зарегистрировано несколько сигналов, переносимых различными типами волн. Условия возникновения этих волн и скорость их распространения определяются параметрами объекта (толщиной стенки трубопровода, плотностью и температурой перекачиваемой жидкости) и параметрами контроля (расстоянием между ПАЭ, их рабочей частотой). Следовательно, погрешность задания скорости распространения акустических волн носит методический характер и для ее минимизации необходимы априорные сведения о влиянии тех или иных параметров на скорость распространения акустических волн в трубопроводе. В существующей на сегодняшний день нормативно-технической и методической документации, регламентирующей вопросы проведения АЭ-контроля трубопроводов, подобные сведения отсутствуют. Актуальность же этой задачи крайне высока, поскольку ошибка в задании скорости распространения акустических волн может привести на больших расстояниях к определению координат источника АЭ с погрешностью до нескольких метров.

Целью настоящей работы является получение более глубоких представлений об особенностях распространения сигналов АЭ в жидкостных трубопроводах и разработка на их основе рекомендаций по повышению точности определения координат источников АЭ. Для достижения указанной цели авторами была поставлена и решена задача исследования изменений скорости распространения и затухания сигналов АЭ в зависимости от расстояния до источника АЭ на протяженном участке магистрального нефтепровода и предложены способы минимизации методической погрешности задания скорости распространения акустических волн.
Исследования изменений скорости распространения и затухания сигналов АЭ проводились на протяженном подземном участке действующего магистрального нефтепровода диаметром 1220 мм, толщиной стенки 12 мм, изготовленном из стали марки 09Г2С. На рисунке 1 показана осциллограмма единичного импульса АЭ зарегистрированная   на расстоянии 5 метров от имитатора АЭ-системы A-Line32DDM. Из этого рисунка видно, что результирующий волновой пакет формируют различные составляющие акустических волн, причем более поздние моды,  соответствующие упругим волнам с более низкими скоростями распространения по сравнению с начальными составляющими, в несколько раз превосходят их по амплитуде.  

                                                                                                                      

Рисунок 1. Осциллограмма единичного сигнала акустической эмиссии, полученная на  расстоянии 5 метров от имитатора АЭ.

При этом из рисунка 1 видно, что высокоамплитудная серия сигналов пришла с запаздыванием более 5000 мкс., т.е. со скоростями, существенно меньше традиционно регистрируемых  мод Лэмба (3000-5300 м/с), распространяющихся по металлу. Этот факт позволил предположить, что большая часть мощности источника от единичного акта излучения переносится упругими волнами, распространяющимися не по металлу, а по жидкой среде. Известно, что в жидкой среде упругие волны распространяются со скоростями существенно ниже, чем в металле [7]. Можно предположить, что суммарный сигнал представляет из себя комбинацию волн, распространяющихся как по металлу, так и по жидкости.

Для проверки высказанного предположения авторами был проведен анализ сигналов АЭ, формирующих волновой пакет, и получена зависимость амплитуд отдельных сигналов от времени их прихода и от скорости распространения (верхняя шкала) (см. рисунок 2). Оказалось, что наибольшей амплитудой обладают составляющие, находящиеся в интервале скоростей от 600 до 900 м/с. По времени прихода ПАЭ первой регистрируется нулевая симметричная мода (So) волны Лэмба, обладающая скоростью 5150 м/с. Однако максимальную амплитуду при этом имеет сигнал со скоростью распространения 800 м/с. А сигналов распространяющихся со скоростью волн в нефти – 1350 м/с волновой пакет не содержит. Этот экспериментальные факты дают основание полагать, что упругая волна с максимальной амплитудой  распространяется не по металлу и не по разделу двух сред, а по некой более длинной траектории, в результате чего результирующая скорость оказывается существенно ниже скорости распространения волны в жидкости и тем более в металле, а именно в интервале скоростей от 600 до 900 м/с. 


Рисунок 2. Зависимость амплитуды от времени прихода и скорости распространения сигналов АЭ на расстоянии 5 метров от имитатора АЭ.

Для более детального изучения «медленной» составляющей волнового пакета был выполнен следующий эксперимент: на участке нефтепровода длиной 10 м по верхней образующей были последовательно установлены 11 ПАЭ на расстоянии 1 м друг от друга. Результирующий график, иллюстрирующий распределение скоростей волнового пакета в зависимости от расстояния между источником и приемником, показан на рисунке 3. Видно, что на первых двух метрах преобладают волны Лэмба, далее с увеличением расстояния скорость сигнала с максимальной амплитудой переходит в область малых значений и лежит в пределах 600-900 м/с. Таким образом, есть основание полагать, с ростом расстояния между источником и приемником большая часть информация об источнике передается посредством волн, распространяющихся не в металле, а преимущественно в жидкой среде трубопровода, а результирующий волновой пакет формируется комбинацией волн, распространяющихся как по жидкости, так и по металлу.


Рисунок 3. Иллюстрирующая схема распространения акустических волн в нефтепроводе.

Данный факт можно пояснить геометрической моделью траектории распространения упругой  волны, схематично показанной на рисунке 3. В результате действия источника АЭ в стенке нефтепровода возбуждаются бегущие и стоячие (симметричные и антисимметричные) волны Лэмба, которые распространяются вдоль оси нефтепровода и по его окружности. Одновременно с возбуждением волн Лэмба на границе раздела металл/нефть происходит переход части выделившейся энергии в жидкую среду, которая преобразуется в продольную волну в жидкости. В первом случае распространение волн сопровождается их отражением от плоскостей, ограничивающих стенку нефтепровода. Во втором процесс распространения происходит в объеме, ограниченном диаметром нефтепровода, что приводит к многочисленным переотражениям фронта продольной волны от внутренней поверхности нефтепровода, и переходом в каждой точке переотражения части энергии в метал, где формируются новые волны Лэмба.

Так как переотражений происходит достаточно много, то и количество регистрируемых сигналов получается большим. Результирующий график, иллюстрирующий распределение скоростей волнового пакета в зависимости от расстояния между источником и приемником, показан на рисунке 4. Синим цветом на графике обозначены сигналы с максимальной амплитудой в пакете. На первых двух метрах преобладает мода So, далее с увеличением расстояния скорость сигнала с максимальной амплитуды снижается и колеблется в пределах 600-900 м/с.

Рисунок 4. Распределение скоростей составляющих волнового пакетав зависимости от расстояния.

Для изучения характера изменения амплитуды и скорости распространения волны был проведен следующий эксперимент (рисунок 5). Для этого на действующем нефтепроводе было установлено 10 преобразователей через 100 мм друг от друга, а имитатор сигнала АЭ находился в 4,1 м. от ближайшего ПАЭ (рисунок 5 а). Из рисунка 5 б видно, что вследствие эффектов взаимодействия упругих волн возникают периодические области с нелинейно меняющейся амплитудой.

Рисунок 5. Проверка гипотезы распространения в нефтепроводе комбинированного волнового пакета: а - схема проведения эксперимента; б - распределение амплитуды составляющих волнового пакета в зависимости от  расстояния до источника АЭ; в -  распределение скорости распространения волны по среде между точками 1 и 2.








Отсюда можно сделать вывод, что существующий, согласно [4], принцип измерения затухания на произвольно выбираемом расстоянии (как правило,  1 метр) от источника до приемника носит некорректный, ошибочный характер, а получаемые результаты не отражают реальной картины распространения волн в трубопроводах с жидкой средой. Так, для случая представленного на рисунке 5а, при оценке затухания сигнала один датчик АЭ попадает в точку минимума кривой а другой в точку максимума, то величина затухания волны будет составлять 5 дБ/м,  соответственно максимально допустимое  расстояние между преобразователями будет определено не верно. В действительности же экспериментально установлено, что среднее затухание сигнала АЭ для стандартного нефтепровода с параметрами, приведенными выше, составляет 0,2 - 0,5 Дб/м. Это означает, что на расстоянии между ближайшими ПАЭ 100 метров затухание упругих волн комбинированного волнового пакета  составит всего 20 - 50 Дб. В этом случае предельно допустимое расстояние 40 метров [2, 3] между ближайшими датчиками АЭ при проведении диагностики нефтепровода может быть увеличено как минимум в два раза без потери информативности. Результирующее затухание по всей длине распространения волнового пакета в трубопроводе с жидкой средой имеет сложный неоднородный характер и складывается из затухания волн в среде и затухания волн в металле.

Не меньший интерес представляет экспериментальная зависимость изменения скорости распространения сигнала АЭ от расстояния    между источником и приемником, которая приведена на рисунке 5 в. Видно, что скорость распространения сигнала между контрольными точками 1, 2 также меняется по определенному закону. Так в точке 1 преломления волны из жидкости в металл сигнал имеет минимальную скорость и далее, с увеличением расстояния возрастает влияние переизлученной в точке 1 высокоскоростной моды волны Лэмба. По-видимому, этим можно объяснить тот факт, что средняя скорость волнового пакета, формирующего сигнал АЭ, начинает увеличиваться с расстоянием. Однако по мере затухания этой компоненты (рисунок 6) система АЭ вновь начинает регистрировать более позднюю (медленную) составляющую волнового пакета и скорость возвращается к исходным малым значениям.  В результате наблюдается неравномерное распределение значения скорости волны в среде.


Рисунок 6. График распределения амплитуд для упругих волн Лэмба в нефтепроводе. Максимумам на диаграмме соответствуют точки переотражения сигнала АЭ.

Резюмируя, отметим, что для повышения достоверности и точности определения координат опасных источников АЭ в условиях магистральных трубопроводов необходимо пересматривать существующие методические положения, регламентирующие проведение АЭ контроля. Так, при проведении измерения скорости и затухания распространения акустических волн рекомендуется устанавливать контрольные ПАЭ в те точки на поверхности нефтепровода, где регистрируются максимумы амплитуд сигналов АЭ, рисунок 7. Расстояние между ПАЭ должно быть кратно расстоянию между двумя ближайшими подобными точками. Для определения зон неравномерного затухания сигналов АЭ и выбора мест установки ПАЭ в каждом конкретном случае выполняются исследования изменения скоростей распространения и затухания сигналов АЭ.


Рисунок 7. Схема замера скорости по жидкой среде нефтепровода 

В результате проведенных исследований авторами была получена зависимость амплитуды сигналов АЭ от времени прихода и скорости распространения сигналов, определен диапазон наиболее вероятных скоростей акустических волн при удалении источника АЭ от ПАЭ и сделана попытка теоретического обоснования полученных результатов.

Литература:

1.   РД 16.01-60.30.00-KTH-068-1-05. Правила технической диагностики нефтепроводов при приемке после строительства и в процессе эксплуатации.
2.   РД-23.040.00-КТН-387-07. Методика диагностики технологических нефтепроводов НПС.
3.   РД 16.01-60.30.00-КТН-096-1-05. Методика оценки технического состояния трубопроводов, построенных с применением подкладных колец.
4.   ПБ 03-593-03. Правила организации и проведения акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов.
5.   Жуков А.В., Кузьмин А.Н. Совершенствование методики диагностики трубопроводов с применением метода акустической эмиссии // В Мире НК. – №4, 2009.
6.   Дробот Ю.Б., Грешников В.А., Бачегов В.Н. Акустическое контактное течеискание. – М.: Машиностроение, 1989 – 120 с.
7.   Лайтхилл, Д. Волны в жидкостях. - М.: Мир, 1981.- 600 с.