Диагностика нефтепромысловых трубопроводов (стр. 6 из 6)
Рисунок 7 - Обнаружение сквозных дефектов изоляционного покрытия методом Пирсона с помощью прибора ИПИ:1 — труба; 2 — КИП; 3 — генератор звуковой частоты; 4 — временный заземли-тель; 5 — головные телефоны; б — приемник ИПИ; 7 — стальные электроды
Необходимым условием применимости данного метода является знание положения оси трубопровода. Поэтому приборы для контроля изоляции должны еще определять трассу трубопровода, т. е. должны быть снабжены поисковым контуром.
В отечественной практике места дефектов в изоляции подземных трубопроводов определяют одним из типов искателей повреждений (ИПИ-76, АНПИ «Пеленг-1», ИТ-5 и др.), либо установкой для определения дефектных мест в изоляционном покрытии магистральных трубопроводов УКИ-1.
Более точную локализацию места повреждения покрытия можно осуществить путем измерения градиента постоянного тока на поверхности земли над осью трубы (метод постоянного тока).
Для этого два медно-сульфатных электрода типа ЭСП с удлинительными штангами (можно использовать лыжные палки) устанавливают над осью трубы на расстоянии 1 — 1,5 м друг от друга. В качестве измерительного прибора используют цифровой мультиметр или высокоомный вольтметр с нулевой отметкой в центре шкалы( рис. 8).
Рисунок 8 - Локализация сквозных дефектов защитного покрытия путем измерения градиента постоянного тока:1 — труба; 2 — медно-сульфатный электрод; 3 — удлинительные штанги; 4 — высокоомный вольтметр; 5 — дефект защитного покрытия
Электроды эквидистантно друг относительно друга переставляют вдоль оси трубы. При приближении к месту дефекта наблюдается увеличение градиента постоянного тока, который достигает максимума, когда один электрод расположен над дефектом, а при симметричном расположении электродов относительно дефекта разность потенциалов равна нулю. Место дефекта определяют путем деления расстояния между электродами на две равные части.
При дальнейшем перемещении электродов наблюдается вновь увеличение градиента напряжения и постепенный его спад.
Для количественной оценки размеров дефектов целесообразно применять методы, основанные на постоянном токе, поскольку ввиду емкостной проводимости сопротивление покрытия для переменного тока уменьшается.
Определение места сквозного дефекта в изоляции путем детального измерения потенциалов трубопровода осуществляют различными системами: аппаратурой "Поиск-01" фирмы "Парсек" (Россия), "Вайлекес Электроник" (Германия), системой "Корпак" или приборным комплексом "Сервейер МК-9" (Великобритания) и др. Комплексы состоят из измерительных устройств с памятью, измерительных электродов, персонального компьютера, печатающего и графопостроительного устройств. В комплект также входят катушки с проводом, таймер и устройства для прерывания тока УКЗ.
Измерения проводят методом выносного электрода, поляризационный потенциал измеряют методом отключения тока поляризации через короткие промежутки времени.
Синхронное (или несинхронное для аппаратуры "Поиск-01") отключение тока поляризации УКЗ осуществляют с помощью синтактов, управляемых синхронизированными таймерами или специальными прерывателями.
Оператор перемещается над осью трубы, переставляя два медно-сульфатных электрода сравнения, осуществляя контакт измерительного устройства с грунтом. Контакт с трубой осуществляется через контрольный вывод с помощью переносной катушки. На катушке имеется счетное устройство, позволяющее осуществить привязку к трассе трубопровода и к отдельным ориентирам на трассе.
Современные системы для обследований оснащены устройством GPS для спутниковой привязки измерений к местности с точностью до 3— 15 м.
Для учета влияния и регистрации блуждающих токов в ближайших КИПах устанавливают стационарные электроды с измерительными и запоминающими устройствами типа "Минилог-128", РАД-256 и др.
Прерывание тока поляризации осуществляется в диапазоне от 1 до 27 с, например, по схеме: 5с — включено, 1с — отключено и др. Измерение потенциала отключения проводят автоматически, не ранее 100 мс с момента отключения.
Данные, накопленные в результате измерений в запоминающих устройствах, переводят в компьютер, где обрабатывают и индицируют на экране дисплея.
В окончательном виде результаты обследования трубопровода выдают в виде таблиц и цветных графиков. По таблицам и графикам определяют места повреждений защитного покрытия и зоны недозащиты и перезащиты трубопровода.
Опыт диагностирования трубопроводов показывает, что для достоверной оценки их состояния невозможно ограничиться каким-либо одним методом диагностирования. Объективный диагноз может быть поставлен только в рамках комплексных исследований состояния трубопроводов.
Список использованных источников
1. Богданов Е.А. Основы технической диагностики нефтегазового оборудования. М.: Высшая школа, 2006.- 279 с.
2. Защита трубопроводов от коррозии. Т.2 / Ф.А. Мустафин, Л.И. Быков, А.Г. Гумеров и др. СПб.: Недра, 2007. – 656 с.
3. Коршак А.А., Байкова Л.Р. Диагностика объектов нефтеперекачивающих станций. Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2008. – 176 с.
4. Кузнецов Н.С. Теория и практика неразрушающего контроля изделий с помощью акустической эмиссии. М.: Машиностроение, 1998. – 197 с.
5. Неразрушающий контроль и диагностика: Справочник / Под ред. Проф. В.В.Клюева. М.: Машиностроение, 2003. – 636 с.
6. Справочник инженера по эксплуатации нефтегазопроводов и продуктопроводов / Под ред. Ю.Д.Земенкова. М.: «Инфра Инженерия», 2006. – 821 с.
7. Трубопроводный транспорт нефти / Под ред. С.М.Вайнштока. В 2 т. М.: Недра, 2004. - Т. 2. – 621 с.