Методика оценки остаточного ресурса трубопроводов пара и горячей воды III и IV категорий

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

На технологических установках многих предприятий трубопроводы пара и горячей воды (далее трубопроводы) эксплуатируются более 20 лет. При этом до ввода в действие новых "Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" (введены в действие с 01.11.94г.) Расчетный срок службы (расчетный ресурс) зачастую, особенно для трубопроводов III и IV категорий, в паспортах не указывался.

В соответствии с п.5.2.12 новых "Правил..." по истечении расчетного срока службы (расчетного ресурса) трубопровод должен пройти техническое диагностирование с целью определения остаточного ресурса его дальнейшей эксплуатации.

Учитывая обобщенный опыт исследований по определению остаточного ресурса энергетического оборудования и трубопроводов, отработавших расчетный срок службы, накопленный предприятиями и специализированными организациями АО НПО ЦКТИ, НПО ЦНИИТМАШ, ЦKБA, "Теплоэлектропроект", АООТ "ВТИ", АООТ "ОРГРЭС", АО "ВНИПИЭНЕРГОПРОМ", "Оргэнеpгoстрой", а также опыт оценки остаточного ресурса технологического оборудования нефтехимпереработки, накопленный вниктинефтехимоборудование, вниинефтемашем, ниихиммашем, НПО "Леннефтехим", внипинефть и рядом других исследовательских организаций, можно утверждать, что, в основном, оборудование имеет остаточный ресурс, превышающий проектный (расчетный).

В этой связи возникла необходимость в разработке "Методики оценки остаточного ресурса трубопроводов пара и горячей воды III и IV категорий" (далее "Методика..."), которая должна согласовываться с Госгортехнадзором России.

"Методика..." разработана на основе обобщенного опыта работ научно-исследовательских организаций, специализирующихся в вопросах оценки ресурса дальнейшей эксплуатации технологического оборудования нефтехимпереработки и энергетики, а также опыта предприятий, эксплуатирующих данное оборудование, с учетом действующей нормативно-технической документации, в том числе: "Методические указания по определению остаточного ресурса потенциально опасных объектов, поднадзорных Госгортехнадзору России", утвержденные Госгортехнадзором РФ 17.11.95; "Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды"; РД 38.13.004-86 "Эксплуатация и ремонт технологических трубопроводов под давлением до 10,0 мПа (100 кгс/см²)"; "Методика оценки ресурса остаточной работоспособности технологического оборудования нефтеперерабатывающих, нефтехимических и химических производств" (вниктинефтехимоборудование, г. Волгоград, 1992).

"Методика..." определяет необходимый перечень работ, исследований, испытаний и расчетов, позволяющих провести оценку остаточного ресурса трубопроводов пара и горячей воды, и основана на индивидуальной диагностике обследуемого трубопровода.

Оценка остаточного ресурса действующих трубопроводов базируется на основе последних достижений в области механики разрушения, металловедения, неразрушающих методов контроля, действующих норм расчетов на прочность и включает в себя изучение технической документации и условий эксплуатации, обследование технического состояния с использованием толщинометрии, дефектоскопии, металлографический контроль структур, исследование механических свойств и химического состава металла, оценку фактической нагруженности основных несущих элементов трубопровода, испытание на прочность и плотность.

"Методика..." разработана авторским коллективом в составе: Е.А. Малов, А.А. Шаталов, А.Е. Фолиянц, Н.А. Хапонен, Н.В. Мартынов, Ю.И. Шлеенков, Н.Н. Толкачев, С.И. Глинчак, Г.С. Дерен, В.А. Яцков.

1. Общие положения

Настоящая "Методика..." регламентирует необходимый объем работ и порядок их проведения, критерии оценки работоспособности при экспертном техническом диагностировании (далее техническом диагностировании) для определения остаточного ресурса (остаточного срока службы) трубопроводов пара и горячей воды III-ей и IV-ой категорий, работающих под давлением более 0,07 мпа (0,7 кгс/см²) до 4,0 мпа (40 кгс/см²) включительно с температурой среды свыше 115°C до 350°C включительно, на которые распространяются "Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды" РД-03-94, утвержденные коллегией Госгортехнадзора России Постановлением № 5 от 18.07.1994г.

Остаточный ресурс - продолжительность безопасной эксплуатации трубопровода на допустимых параметрах от данного момента времени до его прогнозируемого предельного состояния*. Прогнозирование остаточного ресурса осуществляется в единицах времени (годах, часах).

Остаточный ресурс определяется для трубопроводов, если они:

Выработали установленный автором проекта расчетный срок службы или расчетный ресурс;

Не имели установленного расчетного срока службы или расчетного ресурса и находились в эксплуатации 20 лет и более;

Выработали разрешенный к дальнейшей эксплуатации ресурс сверх установленного срока службы или расчетного ресурса;

Временно находились при условиях нарушения режима эксплуатации на параметрах, превышающих расчетные (например, при аварии и пожаре);

По мнению владельца требуют оценки остаточного ресурса.

Остаточный ресурс трубопроводов устанавливается на основании технического диагностирования по программе, включающей в себя следующий комплекс работ:

Обследование технического состояния трубопровода;

Исследование механических свойств, микроструктуры и химического состава металла (см. П.2.37);

Оценка фактической нагруженности элементов трубопровода на регламентных параметрах его эксплуатации;

Прогнозирование остаточного ресурса трубопровода и его элементов;

Оформление и анализ результатов выполненного обследования технического состояния трубопровода и его элементов, исследований и расчетов;

Составление заключения (см. Приложение 1).

Определение остаточного ресурса трубопроводов проводится организациями, имеющими лицензию (разрешение) органов Госгортехнадзора при обязательном участии лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов.

Техническое диагностирование, выполняемое для определения остаточного ресурса трубопроводов, должно проводиться во время плановых остановок технологических установок, цехов или объектов (как правило - в их капитальный ремонт и в очередное техническое освидетельствование трубопроводов).

Ответственность за своевременность выполнения работ возлагается на администрацию предприятия - владельца и организацию, проводящую работу по техническому диагностированию.

Подготовку трубопроводов к обследованию и необходимые меры безопасности при производстве работ обеспечивает предприятие-владелец трубопроводов в соответствии с действующими правилами и нормами по технике безопасности.

2. Обследование технического состояния

Обследование производится с целью оценки технического состояния трубопровода и включает в себя:

Изучение технической документации, условий эксплуатации, информации о ранее проведенных ревизиях, выполненных ремонтах, имевших место авариях и их причинах;

Наружный осмотр;

Толщинометрию;

Дефектоскопию одним из методов неразрушающего контроля (радиографический, ультразвуковой, магнитопорошковый, капиллярный, токовихревой), которую производят в случаях, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или сварного соединения того или иного элемента трубопровода;

Стилоскопирование элементов, выполненных из легированных сталей, в случае отсутствия в паспорте трубопровода данных о материальном их исполнении;

Отбор (вырезка) металла для контроля механических свойств, химического состава и микроструктуры;

Гидравлическое испытание на прочность и плотность.

Необходимость и объемы работ по всем видам обследования приведены в соответствующих разделах.

Результаты обследования технического состояния трубопровода (трубопроводов) оформляются актом обследования.

Трубопроводы, имеющие дефекты, превышающие допустимые значения, к дальнейшей эксплуатации не допускаются. Такие трубопроводы могут быть допущены к дальнейшей эксплуатации, если эта возможность подтверждена заключением специализированной научно-исследовательской организации.

В акте указываются регистрационные или позиционные номера трубопроводов, установка (цех, производство), предприятие-владелец, период проведения обследования, фамилии и инициалы специалистов, выполняющих обследование и их должности, виды ремонтных работ при их выполнении и результаты обследования, типы приборов, применяемых при замерах толщин стенок, при проведении дефектоскопии и стилоскопировании, пригодность трубопроводов к дальнейшей эксплуатации, с указанием параметров эксплуатации (разрешенные: давление, температура, среда), специалистом организации, выполнившей техническое диагностирование, срок выдачи "Заключения".

Акт обследования технического состояния трубопроводов подписывается специалистами, выполнившими обследование, и утверждается руководством предприятия.

Внеочередное техническое освидетельствование, связанное с техническим диагностированием для определения пригодности трубопровода к дальнейшей эксплуатации, как правило, не должно изменять установленные сроки очередного технического освидетельствования трубопровода.

На основании результатов технического диагностирования в паспорте трубопровода после выдачи "Заключения" делается запись с указанием даты утверждения акта обследования технического состояния, срока остаточного ресурса и даты очередного технического диагностирования, за подписью специалиста организации, выполнившей техническое диагностирование, с указанием должности инициалов и фамилии.

До начала проведения обследования технического состояния трубопровода он должен быть осмотрен в рабочем состоянии, а затем остановлен, охлажден, освобожден от продукта, отделен от всех действующих аппаратов и трубопроводов заглушками или отсоединен.

Толщина применяемых при отключении трубопровода заглушек должна быть определена расчетом на прочность предприятием-владельцем паропроводов. Заглушки должны устанавливаться в соответствии с требованиями действующих правил и норм по технике безопасности.

Обследование технического состояния трубопровода на действующих технологических установках (производствах, блоках) в газо- и пожароопасных местах должно осуществляться по наряду-допуску, выдаваемому в установленном порядке администрацией предприятия-владельца трубопровода.

Места и объем (полностью или частично) вскрытия тепловой изоляции должны устанавливаться специалистами, производящими обследование технического состояния трубопровода.

Поверхности трубных элементов в местах возможного дефекта должны быть зачищены до металлического блеска предприятием-владельцем по указанию лиц, производящих обследование технического состояния трубопроводов. Шероховатость поверхности должна быть не хуже 10 мкм по ГОСТ 2789.

Ширина зачищенного участка сварного соединения, подготовленного для контроля, с каждой стороны сварного шва по всей назначенной контролируемой его длине должна соответствовать требованиям действующих нормативных документов и назначается специалистом, выполняющим контроль качества данного сварного соединения.

Изучение технической документации

Технические данные, условия эксплуатации, информация о проведенных ревизиях, выполненных ремонтах и имевших место авариях, их причинах и др., на которые должно быть обращено особое внимание при обследовании технического состояния трубопровода, берутся из технической документации (паспорт трубопровода и прикладываемая к нему документация, предписания инспектора Госгортехнадзора и др.).

Изучение технической документации имеет целью получение следующих данных:

Проектная организация, монтажная организация, предприятие-владелец, технологическая установка (цех или объект);

Регистрационный номер;

Категория;

Дата пуска в эксплуатацию или наработка на момент обследования;

Расчетный срок службы или расчетный ресурс;

Давление, температура, среда;

Материальное исполнение элементов трубопровода;

Диаметры, проектные, а при наличии расчета на прочность - расчетные (отбраковочные) толщины стенок труб и элементов трубопроводов, а также прибавки на коррозию; технологические прибавки и минусовые допуски (если таковые имеются в паспорте);

Сведения о результатах технического освидетельствования за весь период эксплуатации, о выполненных ремонтах, имевших место авариях и их причинах.

Наружный осмотр

Осмотр трубопровода осуществляется визуально с применением, при необходимости, осветительных и оптических приборов, например, прибора типа РВП для внутреннего осмотра труб, эндоскопа, лупы ЛП1-5Х и других средств. При осмотре необходимо установить исправность трубопровода и возможность его дальнейшей эксплуатации.

При осмотре трубопровода особое внимание следует уделять участкам, работающим в особо сложных условиях, где наиболее вероятен максимальный износ вследствие коррозии, эрозии, вибрации и других причин. К таким относятся участки, где изменяется направление потока (колена, отводы, гибы, тройники, врезки, дренажные устройства), участки трубопроводов перед арматурой и после нее, где возможно скопление конденсата (тупиковые и временно неработающие участки), где имеются сомнения в целостности трубопровода по состоянию изоляции (следы пропусков, влажная изоляция).

При осмотре арматуры особое внимание должно быть обращено на места радиусных переходов поверхностей, уплотнительных поверхностей, а также состояние штока, его резьбы, прокладок, шпилек, болтов.

Остаточный ресурс арматуры устанавливается на основании результатов ее ревизии, отбраковки, ремонта, испытания.

При разборке трубопровода выборочно по указанию специалистов, выполняющих обследование, разобрать и осмотреть фланцевые соединения. При этом особое внимание должно быть обращено на состояние внутренней поверхности трубопровода в данном месте, уплотнительной поверхности фланцев, наружной и внутренней поверхностей их воротников, а также прокладок и крепежных деталей.

При осмотре разобрать (выборочно, по указанию специалистов, проводящих обследование) резьбовые соединения на трубопроводах, осмотреть их, а, при необходимости, измерить резьбовыми калибрами одно-три изделия.

При неудовлетворительных результатах контроля резьбовых соединений дополнительный объем устанавливают специалисты, проводящие обследование.

При осмотре проверить состояние и правильность работы опор, подвесок, крепежных деталей.

Если в результате наружного осмотра и измерений толщины стенки возникли сомнения в состоянии трубопровода, то производится разборка участка трубопровода (вырезка катушки) для внутреннего осмотра; внутренняя поверхность при этом должна быть очищена от грязи и отложений, а при необходимости, протравлена. При этом следует выбирать участок, эксплуатируемый в неблагоприятных условиях, где возможны коррозия и эрозия, гидравлические удары, изменение направления потока, образование застойных зон и т.п.

Во время осмотра проверяют наличие коррозии, трещин, уменьшение толщины стенок труб и деталей трубопровода, а также их деформации, которые превышает значения, указанные в конструкторской и в действующей нормативно-технической документации.

При неудовлетворительных результатах обследования необходимо определить границу дефектного участка трубопровода: сделать более частые измерения толщины стенки всего трубопровода, использовать другие методы контроля по усмотрению специалистов, выполняющих обследование.

На основании осмотра (по результатам осмотра) специалистами, выполняющими обследование, назначаются места замера толщины стенки, места стилоскопирования, дефектоскопии, в том числе и сварных соединений, а также места контрольных вырезок металла для исследования механических свойств и химического состава металла, либо при наличии неисправимых дефектов, производится отбраковка элементов трубопроводов. Необходимость и объем работ по всем видам обследования приведены в соответствующих разделах.

Осмотр трубопроводов при прокладке в непроходных каналах или при бесканальной прокладке производится путем вскрытия и выемки грунта на отдельных участках длиной не менее двух метров каждый с последующим снятием изоляции, осмотром антикоррозионной и протекторной защиты, измерением толщины стенки, а при необходимости, по усмотрению специалистов, выполняющих обследование, вырезкой отдельных участков.

Число участков, подлежащих вскрытию, в зависимости от условий эксплуатации трубопровода, устанавливают специалисты, выполняющие обследование, исходя из следующих условий:

При контроле сплошности изоляции трубопровода с помощью системы C-scaп и приборов типа АНПИ и ВТР-У, либо их аналогов, вскрытие производят в местах выявленных повреждений изоляции;

При отсутствии указанных средств инструментального контроля подземных трубопроводов вскрытие производят из расчета один участок на 200-300 м длины трубопровода.

Изношенные корпуса задвижек, вентилей, клапанов и других деталей по результатам осмотра должны отбраковываться, если уплотнительные элементы арматуры и корпус износились настолько, что не обеспечивают безопасную работу трубопровода и отремонтировать их невозможно.

Фланцы по результатам осмотра должны отбраковываться, если при разборке обнаружены неудовлетворительное состояние уплотнительных поверхностей, трещины, раковины и другие дефекты, не подлежащие ремонту.

Крепежные детали (шпильки, болты, гайки) по результатам осмотра должны отбраковываться, если выявлены трещины, срывы, выкрашивание ниток резьбы, коррозионный износ резьбы, изгиб болтов, шпилек, остаточная деформация, приводящая к изменению профиля резьбы, износ боковых граней и скругление ребер болтов и гаек, а также по результатам измерения резьбовыми калибрами типа Р-Р по ГОСТ 6485, ГОСТ 2533, ГОСТ 18465, ГОСТ 18466.

Толщинометрия

Замер толщины стенок трубопроводов должен производиться на участках, работающих в наиболее сложных условиях: отводах (коленах, гибах), тройниках, врезках, местах сужения трубопроводов, перед арматурой и после нее, в местах скопления конденсата, застойных зонах, дренажах, тупиковых и временно неработающих участках, корпусах арматуры, воротниках фланцев, а также на прямых участках труб в границах технологических установок - через 20 м и менее и в границах межцеховых (цеховых) - через 100 м и менее.

Число точек замера на элементах трубопровода определяется специалистами, проводящими обследование, с обеспечением надежной оценки толщины стенки.

Для трубопроводов при прокладке в непроходных каналах и при бесканальной прокладке замер толщин стенок производится на элементах трубопровода в местах вскрытия.

При неудовлетворительных результатах замеров необходимо сделать дополнительно более частые измерения толщины стенок по усмотрению специалистов, выполняющих обследование трубопровода. Количество замеров должно выявить дефектный участок.

Замер толщины стенки должен производиться, как правило, ультразвуковыми приборами (с указанием типа прибора) отечественного или импортного производства, прошедшими поверку и обеспечивающими заданную погрешность, указанную в паспорте (инструкции по эксплуатации). Места (точки) замеров толщины стенки наносятся на схемы трубопроводов, а результаты замеров - на схемы или в таблицы. При этом в результаты замеров элементов трубопроводов заносятся наименьшие значения толщины стенки.

Температура окружающего воздуха и контролируемого металла при замерах должна находиться в пределах, указанных в паспорте (инструкции по эксплуатации) прибора.

Поверхность в местах замера толщины стенки ультразвуковыми приборами должна быть освобождена от изоляции, шелушащихся слоев краски, грязи, зачищена без заметных рисок, выпуклостей и углублений. Шероховатость поверхности в местах контакта с ультразвуковым преобразователем должна быть не хуже 40 мкм по ГОСТ 2789.

Трубы, детали трубопроводов подлежат отбраковке, если за срок, обеспечивающий остаточный ресурс или пробег до очередного технического освидетельствования (ревизии), выполняемого предприятием-владельцем, фактическая толщина стенки из-за коррозионного и эрозионного износов уменьшится и станет равной или выйдет за пределы отбраковочных значений по паспорту или расчетных (отбраковочных) значений (расчетное значение должно быть без учета технологической прибавки, минусового допуска и прибавок на коррозию), определенных в соответствии с требованиями ОСТ 108.031.09 "Котлы стационарные паровые и водогрейные и трубопроводы пара и горячей воды. Нормы расчета на прочность". Кроме того, трубы, детали трубопроводов и сварные стыки подлежат отбраковке:

Если при дефектоскопии сварных швов обнаружены дефекты, не подлежащие исправлению;

Если трубопровод не выдержал гидравлического испытания.

Корпуса литых задвижек, вентилей, клапанов трубопроводов подлежат отбраковке, если за срок, обеспечивающий остаточный ресурс или пробег до очередного технического освидетельствования (ревизии) выполняемого предприятием-владельцем, фактическая толщина стенки из-за коррозионного и эрозионного износов уменьшится и станет равной или выйдет за пределы отбраковочных значений по паспорту или расчетных (отбраковочных) значений.

Следует учитывать, что для всех элементов трубопровода, корпусов арматуры и компенсаторов фактическая толщина стенки на момент обследования должна быть не менее величины, равной отбраковочной плюс прибавки на коррозионный и эрозионный износ за время назначенного остаточного ресурса.

Дефектоскопия

Дефектоскопия должна производиться одним из методов неразрушающего контроля (радиографический, ультразвуковой, магнитопорошковый, капиллярный, токовихревой) в случаях, когда у специалистов, выполняющих обследование, возникает сомнение в качестве металла или сварного соединения того или иного элемента трубопровода, а также в случае, если трубопровод побывал в огне в результате пожара, аварии.

Выбор метода дефектоскопии, назначение объема и мест контроля осуществляют специалисты, выполняющие обследование. При этом выбранный метод неразрушающего контроля должен наиболее полно выявить дефекты и их границы.

В случае обнаружения при осмотре участков поверхности трубопровода с трещинами, трещин в сварных соединениях дефектные участки следует удалить, а аналогичные участки выборочно подвергнуть дефектоскопии. При неудовлетворительных результатах дефектоскопии специалистами, выполняющими обследование, должно быть принято решение о дополнительном объеме контроля дефектоскопией.

Ультразвуковой контроль сварных соединений должен выполняться по ГОСТ 14782 и РД 34.17.302-97. Котлы паровые и водогрейные. Трубопроводы пара и горячей воды, сосуды. Сварные соединения. Контроль качества. Ультразвуковой контроль. Основные положения (ОП 501 ЦД-97).

Радиографический контроль сварных соединений должен производиться в соответствии с ГОСТ 7512 и нормативно-техническими документами по радиографическому контролю, согласованными с Госгортехнадзором России.

Магнитопорошковый и капиллярный методы контроля должны выполняться согласно ГОСТ 21105 и ГОСТ 18442 соответственно и методиками контроля, согласованными с Госгортехнадзором России.

Токовихревой метод контроля должен выполняться по методике контроля, согласованной с Госгортехнадзором России.

Результаты дефектоскопии оформляются заключением в соответствии с требованиями действующей нормативно-технической документации и с указанием типа прибора. Заключение должно быть подписано специалистом неразрушающего контроля, аттестованным в соответствии с "Правилами аттестации специалистов неразрушающего контроля", утвержденными Госгортехнадзором России.

Стилоскопирование

Стилоскопирование элементов трубопроводов и наплавленного металла сварных швов из легированных сталей производится в случаях отсутствия данных об их материальном исполнении, а также в случаях сомнения в материальном исполнении элементов трубопровода по усмотрению специалистов, проводящих обследование.

Стилоскопирование должно проводиться в соответствии с требованиями методических указаний или инструкций, согласованных с Госгортехнадзором России.

Отбор металла для контроля механических свойств, химического состава и микроструктуры

Вырезка металла производится для исследования механических свойств, химического состава и микроструктуры в следующих случаях:

Если трубопровод побывал в аварии или в огне в результате пожара;

По решению специалистов, проводящих техническое диагностирование.

К контрольной вырезке металла предъявляются следующие требования:

Вырезка участка трубы должна производиться из наиболее нагруженного силовыми и температурными нагрузками места;

Длина участка трубы и их количество должны быть такими, чтобы обеспечить необходимую возможность изготовления требуемого количества образцов (из одного или нескольких, как правило, прямых участков трубы);

При исследовании механических свойств сварного шва (продольного или поперечного) длина участка трубы должна быть такой, чтобы обеспечить необходимую возможность изготовления заданного количества образцов из сварных соединений и из основного металла;

Место вырезки участка трубы должно быть удобным для проведения работ по вырезке и сварке с соблюдением действующих норм по расстоянию между сварными соединениями,

Вырезка металла для исследования химического состава (отбор стружки, срубы) и микроструктуры (по вырезке, срубам) производится на трубопроводе из легированных сталей в случаях отсутствия данных или сомнении в материальном исполнении элементов трубопровода.

Контрольную вырезку участков труб производят механическим или газопламенным способами. Рекомендуется вырезать контрольные участки из мест, пораженных трещинами, коррозией, либо деформированные участки и прилегающий к ним "здоровый" металл.

В местах контрольной вырезки вваривается участок трубы из металла той же марки или ее аналога по разработанной технологии.

Допускается в качестве контрольной вырезки участка трубы использовать металл, вырезанный при дефектации, ремонте или замене труб.

Гидравлическое испытание на прочность и плотность

При положительных результатах обследования технического состояния трубопровод подвергается гидравлическому испытанию на прочность и плотность пробным давлением в соответствии с требованиями "Правил...", если на нем был произведен ремонт, связанный со сваркой.

Если в "Заключении..." о дальнейшей эксплуатации трубопровода остаточный ресурс будет установлен на пониженных рабочих параметрах, то величина давления при испытании должна быть назначена специалистами, выполняющими обследование, в соответствии с требованиями "Правил.

Гидравлическое испытание трубопроводов на прочность и плотность должно осуществляться в соответствии с требованиями, изложенными в разделах 4 и 5 "Правил…".

3. Течеискание

Классификация. Испытание изделий на герметичность. Основным эксплуатационным требованием изделий замкнутого типа является непроницаемость, или герметичность, их стенок и сварных соединений. Герметичность -- это свойство изделия ограничивать проникновение жидкости или газа сквозь элементы конструкций и их соединения. Степень герметичности измеряют величиной течи (утечки) газа или жидкости в единицу времени.

Испытание изделий на герметичность, или контроль течеисканием, выполняют с применением пробных веществ (жидкостей или газов), которые легко проникают в сквозные дефекты и хорошо различимы визуально или с помощью приборов -- течеискателей и других средств регистрации. Контроль течеисканием позволяет обнаруживать в сварных соединениях и основном металле изделий трещины, непровары, газовые поры, свищи, прожоги и другие сквозные дефекты. Величину сквозного дефекта ввиду невозможности измерения его линейных размеров условно оценивают потоком пробного вещества, протекающего через дефект за единицу времени.

Контроль течеисканием согласно ГОСТ 18353--73 классифицируют на капиллярные, компрессионные и вакуумные методы, которые, в свою очередь, в зависимости от вида и способов индикации пробного вещества, аппаратуры и технологических особенностей применения имеют разновидности, приведенные на рис. 1.

Рисунок 1 - Методы контроля течеисканием

Капиллярные методы контроля на герметичность, течеискания. Метод керосиновой пробы. Цветной метод. Люминесцентный метод

Капиллярные методы контроля основаны на явлении капиллярного проникновения жидкости, обладающей высокой смачивающей способностью, в сквозные дефекты. При контроле на одну поверхность изделия, предварительно очищенную от загрязнений, обильно наносят проникающую жидкость, например керосин, а на другую -- адсорбирующее покрытие в виде меловой обмазки, содержащей 350--480 г молотого мела (или каолина) в 1 л воды.

После определенной выдержки (обычно несколько часов) контролируемое соединение осматривают, выявляя сквозные дефекты по серым пятнам керосина на меловой обмазке. Часто для лучшего выявления пятен в керосин добавляют красители ярко красного цвета (например, 2,5 г «судана-Ш» на 1 л керосина) или люминесцирующие вещества.

Метод керосиновой пробы позволяет выявить сквозные дефекты с эффективным диаметром более 0,1 мм. Иногда для повышения чувствительности и производительности контроля поверхность испытуемого изделия после смачивания ее керосином обдувают сжатым воздухом под давлением 0,3--0,4 мпа. Под этим избыточным давлением керосин легче и быстрее проникает в полости дефектов.

Метод керосиновой пробы применяют при контроле сварных соединений наливных емкостей, нефтяных резервуаров, цистерн и других изделий, в которых возможен доступ к сварным швам с обеих сторон.

Другие капиллярные методы течеискания основаны на использовании пенетрантов -- красок (цветной метод) или люминофоров (люминесцентный метод). 3.3 компрессионные методы контроля

Компрессионные методы контроля основаны на создании в испытуемом изделии (замкнутой системе) избыточного давления жидкости или газа и регистрации на наружной поверхности изделия мест течи пробного вещества. В зависимости от типа пробного вещества различают жидкостные (гидравлические) и газовые методы течеискания.

Гидравлический метод течеискания

Гидравлический метод течеискания применяют в качестве обязательного при контроле различных замкнутых систем (например, паровых котлов, нефтехимаппаратуры и др.), работающих под давлением. Контролируемое изделие заполняют рабочей «жидкостью или водой, герметизируют, а затем с помощью гидравлического насоса создают в нем избыточное давление и выдерживают под этим давлением некоторое время. Затем производят визуальный осмотр наружной поверхности изделия. Признаком дефекта является появление капель воды или отпотевание наружной поверхности. Такой метод контроля позволяет выявлять течи диаметром около 10 мм. Гидравлическим испытаниям должен предшествовать контроль радиационный и ультразвуковой, если они предусмотрены техническими условиями. Разновидностью компрессионного метода является люминесцентно-гидравлический, отличающийся тем, что в состав пробного вещества добавляют люминофор и осмотр наружной поверхности изделия проводят в ультрафиолетовом свете. Для лучшей выявляемости дефектов при гидравлическом методе контроля на наружную поверхность изделия наносят индикаторное покрытие, в состав которого входит люминесцентное вещество, например динатриевая соль флуоресцеина, люминесцирующая при попадании на нее воды, и сорбент (декстрин), удерживающий воду в течение длительного времени. Место сквозного дефекта на таком покрытии проявляется в ультрафиолетовом свете в виде зеленого свечения. Важным элементом при проведении гидравлических испытаний является правильный выбор давления, создаваемого в изделии. Обычно испытания на герметичность совмещают с гидравлическими испытаниями изделия на прочность и проводят их при давлении, в 1,1-1,5 раза превышающем рабочее. При контроле герметичности изделий в условиях серийного производства, например спирально-шовных и продольношовных труб для газонефтепроводов, применяют специальные испытательные стенды. Гидравлический метод иногда применяют и для испытания открытых сосудов, например отстойников. В этих случаях контроль сосудов производят наливом в них жидкости, обстукиванием и осмотром наружной поверхности швов.

Газовые методы течеискания Газовые методы течеискания являются более чувствительными, чем жидкостные, поскольку пробные вещества - газы - значительно легче проходят через мелкие сквозные дефекты. Газовые методы контроля применяют исключительно для испытания замкнутых объемов. Самый простой из газовых методов - пузырьковый, заключающийся в погружении изделия, в котором с помощью, например, воздуха создано избыточное давление, в водяную ванну и регистрации мест течи по появляющимся пузырькам (рис. 2).



Рисунок 2 - Схема пузырькового метода контроля течеисканием: 1 - редукционный клапан, 2 - манометр, 3 - клапан, 4 - предохранительный клапан, 5 - бак, 6 - жидкость, 7 - контролируемое изделие, 8 - вентиль сброса давления.

Если размеры изделия велики и в ванну его не поместить, то наружную поверхность изделия покрывают пенообразующим веществом (мыльным раствором) и места течи фиксируют по мыльным пузырькам. Основой пенного индикатора служит моющее средство «Лотос» и влагоудерживающий компонент - глицерин (до 90%) с хромпиком (0,01%). Пузырьковый способ позволяет выявить довольно мелкие течи диаметром до 10-3 мм.

Химические компрессионные методы течеискания основаны на использовании для индикации течей химических реакций пробного вещества с индикаторным слоем, нанесенным на наружную поверхность испытуемого шва.

К компрессионным методам относится и метод контроля воздушно-аммиачной смесью, заключающийся в том, что наружную поверхность шва испытуемого изделия покрывают бумажной лентой, смоченной 5%-ным раствором азотнокислой ртути или раствором фенолфталеина. Затем в изделие подают смесь воздуха с 1-10% аммиака. Бумагу выдерживают 1 -15 мин. Аммиак, проникая через сквозные дефекты, оставляет на бумаге в местах течи черные или фиолетовые пятна.

При использовании в качестве пробного вещества СO2 на наружную поверхность шва взамен бумажной ленты наносят индикаторную массу, имеющую следующий состав в массовых частях: дистиллят - 40, агар-агар - 1, фенолфталеин - 0,15, безводная сода - 0,01. Места течи фиксируются в виде бесцветных пятен на малиновом фоне массы.

Наиболее простым из компрессионных методов контроля является манометрический. Метод заключается в регистрации изменения давления внутри сосуда, происходящего в случае его негерметичности, с помощью манометров за определенный период времени. Метод дает приближенную оценку герметичности, но зато может применяться для периодической проверки эксплуатирующегося оборудования, работающего под давлением, без каких-либо дополнительных операций.

Галоидный метод контроля герметичности изделий. В практике контроля герметичности изделий необходимо обнаруживать течи, значительно меньше тех, что могут выявлять указанные выше методы. Такие дефекты выявляют галоидным и гелиевым течеисканием.

При галоидном методе в качестве пробного газа используют фреон-12 (химическое соединение на основе галоидного элемента фтора), обладающий высокой проникающей способностью. Индикатором при галоидном течеискании служит электронный прибор, содержащий чувствительный элемент в виде платинового диода, анод и коллектор которого раскалены до 800-900 °С и разделены воздушным или вакуумным промежутком. При попадании в этот промежуток молекул фреона электрический ток через диод резко возрастает, что фиксируется стрелочным прибором. Промышленностью выпускаются переносные галоидные течеискатели ГТИ-3А, ГТИ-6 и БГТИ-5, отличающиеся друг от друга по конструктивному исполнению.

Течеискатель ГТИ-3А состоит из выносного щупа с датчиком, предназначенным для работы в атмосферных условиях, и измерительного блока со стрелочным прибором и звуковым индикатором-телефоном. В приборе ГТИ-6 помимо основного атмосферного датчика имеются вакуумный датчик, выносной обдуватель с регулируемым потоком и регистрирующий блок. Оба прибора имеют сетевое питание 220 В.

Течеискатель БГТИ-5 имеет автономное питание от батареи аккумуляторов и особенно удобен при испытании изделий большой протяженности в монтажных и полевых условиях.

В практике обычно при галоидном течеискании используют способ щупа (рис. 3). В закрытом сосуде создают небольшое избыточное давление атмосферы фреона-12. Щупом галоидного течеискателя производят «обнюхивание» наружной поверхности изделия вдоль всей длины шва. Скорость перемещения щупа вдоль шва - 10 - 25 мм/с.

Рисунок 3 - Схема галоидного метода контроля герметичности способом щупа с заполнением контролируемого изделия чистым фреоном: 1 - баллон с фреоном, 2-5 - вентили, 6 - контролируемое изделие, 7 - щуп с атмосферным датчиком галогенного течеискателя, 8 - механический вакуумный насос, 9 - компрессор, 10 - конденсатор.

При гелиевом течеискании пробным веществом является газ гелий, обладающий малым молекулярным весом и, следовательно, способностью проникать через мельчайшие неплотности. Индикация газа производится масс-спектрометром. Гелий, прошедший через сквозные неплотности в испытуемом изделии, попадает в камеру масс-спектрометра, в которой создан высокий вакуум (до 5 10-6 мм рт. Ст.). Камера, находящаяся в магнитном поле, состоит из катода, ионизатора, диафрагмы и коллектора, помещенных в латунный корпус. Молекулы газа, попадающие в масс-спектрометр, под действием потока электронов, имитируемого катодом, ионизируются и превращаются в положительные ионы с зарядом е. Ионы, ускоряющиеся электрическим полем напряжением 300-400 В, попадают в камеру масс-спектрометра и под действием магнитного поля приобретают круговую траекторию движения. В зависимости от массы ионы движутся по разным радиусам. Диафрагмы, расположенные на пути движения ионов, выделяют только ионы гелия, которые попадают на коллектор. При этом происходит усиление ионного тока, что фиксируется миллиамперметром и звуковым индикатором (сиреной). Масс-спектрометр позволяет фиксировать ничтожное количество атомов гелия, прошедших через неплотности контролируемого изделия и попавших в прибор. Чувствительность контроля герметичности гелиевым щупом достигает 10-6мм3 мпа/с.

Промышленностью выпускается несколько типов масс-спектрометрических гелиевых течеискателей. Они состоят в основном из вакуумной откачной системы, масс- спектрометрического анализатора (масс-спектрометра) и электронного блока.

Наиболее широко применяют течеискатель передвижного типа ПТИ-7А, обладающий чувствительностью (минимально регистрируемый поток гелия) 6,65- 10-9 мм3 мпа/с. Вакуумная система течеискателя состоит из механического (ВН-461М) и паромасляного (НВ0-40М) насосов, ловушки, охлаждаемой жидким азотом, и вентилей. Ловушка препятствует прохождению паров масла из насоса в камеру масс-спектрометра.

Более широкое применение получил гелиевый течеискатель ПТИ-10 с чувствительностью на порядок выше. Течеискатель имеет выход на электронный автоматический потенциометр.

Стационарный гелиевый течеискатель с автоматическим управлением СГИ-1 позволяет выявлять течи до 6,65 10-12 мм3мпа/с. Приборы течеискателя снабжены калиброванными гелиевыми течами, служащими для его настройки.

Вакуумные методы контроля течеисканием.

Вакуумный метод течеискания основан на регистрации падения вакуума в замкнутом объеме контролируемого изделия или на фиксации молекул пробного газа, появившихся в этом объеме. На чувствительность вакуумного метода сильно влияет степень очистки полости изделия от грязи, масел и т. П. Поверхность изделия перед контролем многократно промывают растворителями и протирают, в отдельных случаях шлифуют до блеска.

В первом случае испытуемое изделие помещают в заполненную гелием камеру, вакумируют до необходимого остаточного давления и фиксируют прибором появление ионов гелия внутри изделия при негерметичности последнего.

В зависимости от конструкции и конфигурации изделия применяют несколько принципиальных схем контроля (рис. 4). Наибольшее распространение получил контроль гелиевой камерой и вакуумными присосками.

Рисунок 4 - Принципиальные схемы течеискания вакуумными методами: 1 - течеискатель, 2 - вспомогательная откачная система, 3 - щуп, 4 - контролируемое изделие, 5 - баллон с пробным веществом (газом), 6, 7, 8- вакуумные камеры, присоски и разъемная камера соответственно, 9 - гелиевая камера, 10 - пистолет-обдуватель.

Наружную поверхность изделия, заполненного гелием под некоторым избыточным давлением, накладывают вакуумную камеру, в полости которой создают вакуум (рис. 5). Появление в камере ионов гелия свидетельствует о наличии течи. В обоих случаях появление гелия в вакуумированном объеме изделия фиксируется с помощью гелиевого течеискателя.

Рисунок 5 - Схема контроля герметичности с помощью вакуумной камеры: 1 - вакуумметр, 2 - трехходовой кран (в двух положениях), 3 - оргстекло, 4 - металлическая рамка, 5 - губчатая резина-уплотнитель, 6 - контролируемое сварное соединение, 7 - пленка пенообразующего вещества.

трубопровод дефектоскопия течеискание гидравлический

Список литературы

1. Интернет источники

2. ГОСТ 26790-85 Техника течеискания. Термины и определения.

3. ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика

Размещено на Allbest.ru