СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

МЕТОДИКА АКУСТИКО-ЭМИССИОННОГО КОНТРОЛЯ
ПЕРЕХОДОВ МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДОВ ЧЕРЕЗ
ВОДНЫЕ ПРЕГРАДЫ, АВТОМОБИЛЬНЫЕ И ЖЕЛЕЗНЫЕ ДОРОГИ

СТО Газпром 2-2.3-238-2008

Москва 2009

Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Федеральным государственным учреждением «Научно-учебный центр «Сварка и контроль» при МГТУ им. Н.Э. Баумана»

2 ВНЕСЕН Управлением по транспортировке газа и газового конденсата Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Распоряжением ОАО «Газпром» от 15 августа 2008 г. № 252

4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Содержание

СТАНДАРТ ОТКРЫТОГО АКЦИОНЕРНОГО ОБЩЕСТВА «ГАЗПРОМ»

Дата введения - 2009-04-06

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт распространяется на переходы магистральных газопроводов, выполненных из стальных труб, рекомендованных нормативными документами ОАО «Газпром» к применению, диаметром до 1420 мм включительно, через водные преграды, автомобильные и железные дороги.

1.2 Настоящий стандарт устанавливает порядок проведения акустико-эмиссионного контроля, требования к акустико-эмиссионной аппаратуре, системе нагружения, последовательность оценки и оформления результатов акустико-эмиссионного контроля переходов магистральных газопроводов через водные преграды, автомобильные и железные дороги,

1.3 Настоящий стандарт предназначен для дочерних обществ ОАО «Газпром» и организаций, выполняющих работы по проектированию, ремонту (в т.ч. при переизоляции) и диагностике объектов магистральных газопроводов ОАО «Газпром» (далее также газопроводы).

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.019-79 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения

ГОСТ 2601-84 Сварка металлов. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции. Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения

ГОСТ 23829-85 Контроль неразрушающий акустический. Термины и определения

ГОСТ 27655-88 Акустическая эмиссия. Термины, определения и обозначения

Примечание: При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующему указателю стандартов, составленному по состоянию на 1 января текущего года, и соответствующим информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 27.002, ГОСТ 2601, ГОСТ 16504, ГОСТ 20911, ГОСТ 23829, ГОСТ 27655, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 переход: Участок газопровода, пересекающий естественные или искусственные препятствия (например, водные преграды, автомобильные и железные дороги).

Примечание: Различают надземный переход, т.е. переход, сооружаемый над препятствием, и подземный переход, т.е. переход, сооружаемый под препятствием.

3.2 аттестованный специалист: Лицо, прошедшее специальное обучение в соответствии с требованиями правил аттестации специалистов неразрушающего контроля, успешно выдержавшее квалификационные практические испытания и получившее удостоверение установленной формы.

3.3 специалист акустико-эмиссионного контроля: Аттестованный специалист по контролю методом акустической эмиссии, проводящий акустико-эмиссионный контроль перехода газопровода.

3.4 визуальный контроль: Органолептический контроль, осуществляемый органами зрения.

3.5 дефект: Каждое отдельное несоответствие продукции требованиям, установленным нормативной документацией.

3.6 синфазная помеха: Сигнал, регистрируемый различными каналами акустико-эмиссионной аппаратуры одновременно.

4 Сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие сокращения:

АЭ - акустическая эмиссия

АЭ-контроль - акустико-эмиссионный контроль

КС - компрессорная станция

МГ - магистральный газопровод

ПАЭ - преобразователь акустической эмиссии

ПУ - предварительный усилитель

5 Требования к организациям и специалистам, проводящим акустико-эмиссионный контроль

5.1 АЭ-контроль по настоящему стандарту может проводить организация, имеющая лабораторию неразрушаюшего контроля (далее также лаборатория) с правом проведения работ по АЭ-контролю, аттестованную в соответствии с ПБ 03-372-00 [1].

5.2 Лаборатория должна быть укомплектована аттестованными специалистами неразрушающего контроля, обеспечена необходимой нормативной документацией, оснащена поверенными средствами измерений и аттестованным испытательным оборудованием.

5.3 АЭ-контроль переходов газопроводов через препятствия, обработку и оценку результатов должны проводить лица, имеющие квалификационный уровень по контролю методом акустической эмиссии, соответствующее квалификационное удостоверение, удостоверение Ростехнадзора о проверке знаний правил безопасности и практический опыт контроля, с использованием метода АЭ. Контроль переходов газопроводов через препятствия должны проводить не менее чем два аттестованных специалиста, из них по крайней мере один должен иметь II или III уровень квалификации по АЭ-методу контроля в соответствии с ПБ 03-440-02 [2], РД 03-379-00 [3].

5.4 Заключение по результатам АЭ-контроля переходов газопроводов через препятствия могут выдавать аттестованные специалисты, имеющие квалификацию по контролю методом акустической эмиссии не ниже II уровня.

5.5 Персонал, проводящий АЭ-контроль переходов газопроводов через препятствия, должен знать настоящий стандарт и выполнять его требования.

6 Требования к аппаратуре

6.1 Для АЭ-контроля переходов газопроводов следует использовать многоканальную акустико-эмиссионную аппаратуру. Количество каналов акустико-эмиссионной аппаратуры зависит от размеров перехода, степени ослабления упругих, волн и должно быть не менее восьми.

6.2 Акустико-эмиссионная аппаратура, применяемая для АЭ-контроля переходов газопроводов, должна удовлетворять требованиям PД 03-299-99 [4] к аппаратуре первого класса.

6.3 Акустико-эмиссионная аппаратура, используемая для реализации данной методики, должна быть метрологически поверена в установленном порядке и внесена в Государственный реестр средств измерения.

6.4 Минимальные технические характеристики акустико-эмиссионной аппаратуры:

- производительность аппаратуры более 4000 событий в секунду на канал;

- входные низкочастотные и высокочастотные фильтры высокого порядка, не менее 24 дБ/окт;

- аналого-цифровой преобразователь (АЦП) не менее чем 16-битный с частотой квантования не менее 5 МГц на каждый канал;

- аппаратное вычисление энергии акустико-эмиссионного сигнала в реальном масштабе времени;

- наличие каналов цифрового осциллографа;

- наличие дополнительных параметрических входов для подключения датчиков давления, температуры и т.д.

6.5 Минимальные требования к программному обеспечению:

- программное обеспечение в среде Windows 98/2000/XP;

- многооконный интерфейс для графического и текстового представления полученных данных на экране монитора во время контроля и в процессе дальнейшей обработки данных АЭ;

- удобное управляющее меню для установки параметров графического отображения: выбор цветов, автоматическое/фиксированное масштабирование осей, отображение линиями/точками, настройка сетки и т.д.;

- предварительная фильтрация данных АЭ;

- фильтрация данных АЭ по любому параметру;

- локация дефектов: линейная, планарная;

- встроенные утилиты автоматического измерения скорости АЭ-сигналов и затухания в среде;

- совместимость текстового и графического представления данных с другими Windows-приложениями.

6.6 Преобразователи A3 должны быть первого класса согласно РД 03-300-99 [5]. Рекомендуется использовать ПАЭ с рабочими частотами до 200 кГц.

6.7 ПАЭ в соответствии с РД 03-300-99 [5] должны иметь сертификаты калибровки.

6.8 ПАЭ должны быть оснащены магнитными держателями, обеспечивающими постоянный прижим и устойчивый контакт.

6.9 Контакт ОАЭ с материалом объекта для понижения потерь, связанных с трансформацией ультразвуковых волн на границах двух сред, должен осуществляться с помощью контактной среды. Рекомендуется применение следующих контактных сред: литол-24, ЦИАТИМ, солидол, вазелин, эпоксидная смола без отвердителя и другие.

6.10 В комплект оборудования для проведения АЭ-контроля должен входить имитатор сигналов акустической эмиссии (электронный; электронный, встроенный, в акустико-эмиссионную аппаратуру; источник Су-Нильсена).

7 Проведение акустико-эмиссионного контроля

7.1 Настоящий раздел определяет порядок проведения акустико-эмиссионного контроля переходов МП Общие требования к организации АЭ-контроля приведены в ПБ 03-593-03 [6].

7.2 Периодичность проведения АЭ-контроля перехода МГ устанавливается индивидуально для каждого перехода в зависимости от типа перехода, характеристик грунта, а также, для переходов М Г через автомобильные и железные дороги, от категории дорог и интенсивности движения.

7.3 Работу по АЭ-контролю перехода МГ необходимо проводить по следующим этапам:

- составление программы проведения работ по АЭ-контролю (далее также программа работ);

- анализ технической документации;

- выбор мест шурфовки;

- проведение подготовительных мероприятий;

- проведение визуального контроля;

- калибровка аппаратуры;

- расстановка ПАЭ;

- объединение ПАЭ в локационные группы;

- проверка работоспособности аппаратуры;

- нагружение перехода МГ и сбор данных;

- оценка результатов АЭ-контроля;

- документальное оформление результатов АЭ-контроля.

7.4 Составление программы проведения работ по АЭ-контролю

7.4.1 Перед проведением АЭ-контроля организация, проводящая АЭ-контроль перехода МГ, должна разработать программу проведения работ по АЭ-контролю согласно требованиям технического задания и согласовать ее с организацией, эксплуатирующей газопровод.

7.4.2 Для составления программы работ организация, эксплуатирующая газопровод, должна представить следующую информацию:

- наименование объекта диагностирования;

- схему перехода с указанием диаметра газопровода, величин допускаемого и расчетного давлений;

- перечень участков перехода, на которых имели место утечки с указанием координат утечек;

- график нагружения перехода;

- перечень и координаты участков перехода с недостаточной защищенностью от наружной коррозии;

- перечень сварочных швов на переходе.

7.4.3 Акустико-эмиссионный контроль должен выполняться в соответствии с разработанной программой работ,

7.5 Анализ технической документации

7.5.1 Выполнению работ по АЭ-контролю должен предшествовать анализ конструктивных особенностей МГ и условий эксплуатации с целью предварительной оценки технического состояния газопровода и определения потенциально опасных участков перехода газопровода и видов повреждений, которые могут возникать в процессе эксплуатации в зависимости от типа и величии нагрузок, действующих на конструкцию,

7.5.2 Рассмотрению подлежат:

- технические характеристики газопровода (паспортные данные);

- дата ввода в эксплуатацию;

- проводимые ранее испытания и их результаты;

- режимы работы (рабочее давление, температура) и их отклонения от расчетных значений;

- виды проводимых ранее ремонтных работ;

- конструктивные и технические особенности газопровода.

7.6 Выбор мест шурфовки на контролируемом переходе МГ через препятствие

7.6.1 Места шурфовки для переходов МГ через небольшие (от 50 до 80 м) водные преграды следует выбирать с каждой стороны водной преграды (речки, ручья) в количестве не менее двух. По одному месту шурфовки необходимо выбрать непосредственно на урезе перехода, что обеспечивает обнаружение дефектов в русловой части перехода. Далее от преграды необходимо выбрать еще по одному месту шурфовки, что обеспечивает обнаружение дефектов на прибрежном участке перехода МГ, свободного от защитного футляра, и распознавание ложных сигналов, поступающих извне. Рекомендуется назначить дополнительные сторожевые шурфы через 50 м от шурфов, расположенных в непосредственной близости к берегу водной преграды.

7.6.2 Места шурфовки для переходов МГ через автомобильные дороги первой и второй категорий, а также через железные дороги следует выбирать с каждой стороны дороги в количестве не менее двух. Количество шурфов выбирается исходя из ширины охранной зоны МГ. Ближние к обочине дороги шурфы необходимо выбирать с двух сторон в месте окончания защитного кожуха, последующие - через расстояние не более чем 50 м от первых двух и далее в обе стороны МГ.

7.7 Проведение подготовительных мероприятий

7.7.1 Организация, проводящая АЭ-контроль перехода газопровода, обязана предоставить организации, эксплуатирующей газопровод:

- схему расстановки ПАЭ на объекте (для шурфовки и зачистки указанных мест);

 указания по действиям оператора, осуществляющего нагружение перехода МГ.

7.7.2 Перед началом АЭ-контроля организация, эксплуатирующая газопровод, должна выполнить следующие мероприятия:

- выполнить шурфовку выбранных мест;

- удалить часть изоляционного покрытия и произвести зачистку МГ в шурфе;

- подготовить переход газопровода к контролю;

- предоставить помещение для размещения акустико-эмиссионной аппаратуры; при невозможности предоставить помещение - предоставить грузовой автомобиль с оборудованным «кунгом»;

- обеспечить акустико-эмиссионную аппаратуру электропитанием;

- провести имитацию нагружения перехода газопровода;

- обеспечить надежную связь между специалистом АЭ-контроля и оператором, осуществляющим нагружение перехода МГ.

7.7.3 Контролируемый переход МГ должен быть отсоединен от примыкающих газопроводов.

7.7.4 Щурфовка проводится, как правило, экскаватором, затем готовится полнопрофильный шурф длиной от 1 до 2 м ручным способом до верхней образующей газопровода.

7.7.5 Ближние шурфы с обеих сторон водной преграды следует готовить непосредственно перед АЭ-контролем перехода МГ, чтобы избежать «заплывания» шурфа.

7.7.6 Изоляционное покрытие газопровода требуется уладить с верхней части трубы МГ либо в удобном месте в пределах от 9 до 3 часов часовой стрелки по ходу газа. Размер участка изоляционного покрытия, подлежащего удалению, составляет 100×100 мм.

7.7.7 После удаления изоляционного покрытия поверхность трубы следует зачистить до величины шероховатости R_z40 и обезжирить.

7.7.8 Допуск персонала к объекту должен осуществляться в соответствии с требованиями правил допуска в каждой конкретной ситуации.

7.7.9 Должна быть разработана и согласована программа действий персонала в случае аварийных ситуаций.

7.8 Визуальный контроль

7.8.1 В шурфах, отрытых для установки ПАЭ, необходимо провести визуальный контроль,

7.8.2 В ходе визуального контроля следует оценить:

- внешнее состояние перехода МГ и наличие отклонений от проекта;

- наличие внешних механических повреждений изоляционного покрытия и металла трубы в пределах шурфов;

- состояние арматуры (при ее наличии на переходе МГ);

- конструктивные особенности, влияющие на работоспособность МГ.

7.9 Калибровка аппаратуры

7.9.1 Калибровку аппаратуры следует провести с целью определения параметров акустико-эмиссионной аппаратуры для работы на данном переходе МГ.

7.9.2 Калибровка включает:

- оценку уровня и характера внешних шумов;

- установку параметров каналов акустика-эмиссионной аппаратуры;

- определение акустических свойств перехода МГ.

7.9.3 Перед проведением АЭ-контроля перехода МГ необходимо оценить уровень посторонних шумов и помех и, по возможности, устранить либо минимизировать его.

7.9.4 Средняя частота регистрации импульсных помех не должна превышать 0,1 Гц.

7.9.5 Уровень акустических шумов оценивается, как правило, при давлении, составляющем 50 % от рабочего давления. Уровень непрерывных шумов должен быть не менее чем на 6 дБ ниже средней амплитуды сигналов AЭ от имитатора, установленного в самой удаленной точке зоны контроля данным ПАЭ.

7.9.6 Отстройку от шумов следует производить путем выбора порога дискриминации или установкой частот среза фильтров высокой и низкой частоты, если такая возможность заложена в акустико-эмиссионную аппаратуру. Рекомендуемый диапазон частот составляет от 30 до 250 кГц.

7.9.7 В случае невозможности выполнения вышеперечисленных ограничений по уровню шумов и помех необходимо отказаться от АЭ-контроля перехода МГ либо перенести его проведение на другое время.

7.9.8 Перед проведением АЭ-контроля необходимо установить параметры настройки каналов акустико-эмиссионной аппаратуры. Перечень параметров и их конкретные значения зависят от типа используемой аппаратуры, типа ПАЭ и характеристик акустического канала.

7.9.9 Значения пороговых уровней амплитудной дискриминации должны быть выше уровня акустических шумов (рекомендуется от 6 до 10 дБ), ноне менее чем на 6 дБ ниже уровня сигналов АЭ от имитатора, установленного в самой удаленной точке области контроля данным ПАЭ.

7.9.10 Рекомендуется устанавливать равные значения порога дискриминации для всех каналов с одинаковыми типами ПАЭ.

7.9.11 При использовании «плавающего порога необходимо ограничить его уровень так, чтобы он не превышал максимальное значение в 55 дБ.

7.9.12 Значения временных параметров настройки акустико-эмиссионных каналов зависит от конкретной акустико-эмиссионной аппаратуры, рабочей полосы частот, типа используемых ПАЭ, расстояния между ПАЭ и степени затухания упругих волн. Рекомендуется выбирать значения настройки временных параметров каналов в соответствии с таблицей 1. Для получения конкретных значений следует воспользоваться источником Су-Нильсена. Электронные имитаторы с резонансными ПАЭ в данном случае применять не рекомендуется.

Таблица 1 - Ориентировочные значения временных параметров каналов

7.9.11 Перед проведением АЭ-контроля перехода МГ необходимо провести измерение скорости распространения и коэффициента затухания упругих волн в стенках трубы.

7.9.12 Измерения скорости распространения и среднего значения коэффициента затухания упругих волн следует производить с помощью двух ПАЭ, установленных на поверхность трубы вдоль образующей. Имитатор АЭ-сигналов устанавливается на прямой линии с ПАЭ, за одним из них.

7.9.13 При измерении скорости распространения и коэффициента затухания упругих волн параметры настройки акустико-эмиссионных каналов следует устанавливать такие же, как и при проведении АЭ-контроля, и размешать преобразователи примерно на том же расстоянии, что и при проведении АЭ-контроля.

7.9.14 Определение скорости распространения упругих волн должно производиться не менее чем по пяти сигналам от имитатора АЭ. Рекомендуется определять скорость на нескольких базах (расстояниях между ПАЭ), так как на небольших расстояниях возможна регистрация мод с более высокими скоростями.

7.9.15 Значение затухания упругих волн в материале трубы должно определяться для каждого перехода МГ индивидуально путем построения кривой затухания.

7.9.16 Для построения кривой затухания должно производиться не менее пяти имитаций АЭ в каждой точке, количество точек - не менее трех. Значения амплитуд для каждой точки усредняются. По полученным значениям строится график зависимости амплитуды от расстояния между ПАЭ и имитатором АЭ.

7.10 Расстановка ПАЭ

7.10.1 После проведения калибровки, определения скорости и затухания упругих волн необходимо составить индивидуальную схему расстановки ПАЭ на переходе МГ исходя из конструктивных особенностей перехода МГ.

7.10.2 На поверхность трубы в подготовленной к контролю зоне в месте установки ПАЭ должна быть нанесена контактная среда.

7.10.3 На контактную среду с помощью магнитных прижимов следует установить ПАЭ.

7.10.4 ПАЭ должны быть соединены с предварительными усилителями экранированными кабелями.

7.10.5 ПУ должны быть соединены с акустико-эмиссионной аппаратурой посредством кабельных линий или радиоканала.

7.11 Объединение ПАЭ в локационные группы

7.11.1 Для определения координат источников АЭ установленные ПАЭ должны быть объединены в локационные группы.

7.11.2 При проведении АЭ-контроля перехода МГ установленные ПАЭ могут быть объединены в следующие локационные группы:

- линейная локация;

- зонная локация.

7.11.3 Допускается использовать один и тот же ПАЭ в разных локационных группах. Не допускается использовать ПАЭ различных типов в одной локационной группе.

7.11.4 Рекомендуется объединять ПАЭ в линейную локационную антенну, состоящую из четырех каналов, из которых два центральных являются измерительными, а два крайних - сторожевыми, служащими для отсечения помех на контролируемом переходе МГ

7.11.5 Допускается использовать зонную локацию в случае невозможности объединения ПАЭ в линейную локационную антенну.

7.12 Проверка работоспособности акустико-эмиссионной аппаратуры

7.12.1 Перед проведением АЭ-контроля перехода МГ; после установки ПАЭ, подключения кабельных линий связи, ПУ и настройки программного обеспечения необходимо провести проверку работоспособности каналов акустико-эмиссионной аппаратуры. Для этого производится запуск аппаратуры на сбор данных с регистрацией значения амплитуды и других параметров сигналов AЭ. Далее проводится имитация сигналов АЭ возле каждого ПАЭ.

7.12.2 Значения регистрируемой амплитуды сигналов АЭ от имитатора по всем акусти-ко-эмиссионным каналам с одинаковыми типами ПАЭ не должны различаться более чем на ±3 дБ, Если это условие не выполняется, то необходимо выяснить причину (плохая подготовка поверхности, неудовлетворительная контактная среда, недостаточное усилие прижима, неисправный ПАЭ, неисправный ПУ, неисправный электронный тракт канала и т.д.) и устранить ее.

7.12.3 Для проверки точности локации источников АЭ рекомендуется проводить имитацию сигналов АЭ около сварных швов, особенно в местах пересечения кольцевых и продольных швов.

7.12.4 Координаты источников АЭ, вычисленные акустико-эмиссионной аппаратурой, необходимо сравнить с истинными координатами имитатора, измеренными рулеткой. Для применения линейной локации ошибка определения координат должна составлять не более ±5 % от максимального расстояния между преобразователями в используемой локационной схеме. Если ошибка больше, необходимо принять меры по увеличению точности (уточнение скорости распространения, временных параметров, перестановка ПАЭ и т.д.) либо использовать зонную локацию.

7.13 Нагружение МГ на переходе

7.13.1 Порядок и последовательность нагружения перехода МГ определяются программой проведения работ по АЭ-контролю. Все возможные отклонения от согласованного графика нагружения должны быть обоснованы, а также должна быть показана эквивалентность используемого вида нагружения типовому.

7.13.2 Следует использовать пневматическое нагружение МГ. Гидравлическое нагружение может применяться только в виде исключения и требует обоснования.

7.13.3 При нагружении перехода МГ, не находящегося в эксплуатации на момент контроля, необходимо превысить рабочее давление не менее чем на 5 %, но не более чем на 25 %. Рекомендуется нагружать переход МГ до величины испытательного давления, находящейся в диапазоне от 10 % до 25 % выше рабочего давления.

7.13.4 Нагружение в этом случае производят в соответствии с требованиями ПБ 03-593-03 [6].

7.13.5 Подъем давления от рабочего до испытательного рекомендуется проводить в несколько этапов с промежуточными выдержками при постоянном давлении. Нагружение проводится до максимального давления для каждого этапа, затем производится промежуточная выдержка длительностью от 10 до 15 минут. В таблице 2 приведены значения коэффициента Р_max равного отношению максимального давления, достигаемого при каждом этапе АЭ-контроля, к рабочему давлению на переходе МГ.

Таблица 2 - Порядок нагружения при поэтапном контроле

7.13.6 Скорость нагружения перехода М Г не должна превышать величину, равную 10 % от значения рабочего давления в минуту.

7.13.7 Если скорость нагружения не превышает величину, равную 2 % от значения рабочего давления в минуту, и уровень шумов при нагружении обеспечивает уверенную регистрацию источников A3, допускается не проводить промежуточные выдержки,

7.13.8 При наличии сомнений в результатах АЭ-контроля допускается провести дополнительное нагружение до максимального давления. При этом максимальное давление при поэтапном контроле не должно превышать значений, указанных в таблице 2 для данного этапа. При контроле в один этап максимальное давление не должно превышать величину равную 1,25 от значения рабочего давления.

7.13.9 АЭ-контроль переходов МГ через преграды для действующих газопроводов возможен путем изменения давления в МГ двумя способами:

- подъем давления сверх рабочего;

- снижение давления относительно рабочего и подъем до рабочего.

7.13.10 При наличии возможности следует осуществлять подъем давления на величину от 5 % до 10 % от значения рабочего давления путем увеличения выходного давления газа в МГ на ближайшей компрессорной станции. Регистрирование сигналов АЭ в МГ на переходе должно проводиться через определенное время, равное отношению расстояния до компрессорной станции к скорости распространения упругих волн. Значение указанного времени может находиться в интервале от нескольких секунд до десяти минут. Подъем давления на КС рекомендуется проводить с одной промежуточной выдержкой длительностью от 5 до 10 минут. При таком испытании действия персонала КС должны быть согласованы и синхронизированы с действиями специалиста АЭ-контроля. Скорость подъема давления в МГ также не должна превышать величину, равную 10 % от значения рабочего давления в минуту.

7.13.11 В случае невозможности подъема давления на КС выше рабочего давления изменение давления следует проводить путем снижения давления от рабочего до величины, находящейся в диапазоне от 0,9 до 0,95 от значения рабочего давления, и последующего подъема его снова до рабочего давления- Данную процедуру необходимо повторить от трех до пяти раз. Скорость изменения давления в МГ также не должна превышать величину, равную 10 % от значения рабочего давления в минуту. При изменении давления этим способом эффективность выявления дефектов на переходе ниже, чем при предыдущем.

7.13.12 Допускается проведение АЭ-контроля перехода МГ в рабочем режиме (проведение мониторинга) при разработке и обосновании соответствующей программы нагружения газопровода.

7.14 Сбор данных при АЭ-контроле

7.14.1 Сбор данных АЭ-контроля необходимо проводить во время всего никла нагружения.

7.14.2 Во время проведения АЭ-контроля должна быть установлена постоянная визуальная, радио или телефонная связь с персоналом, осуществляющим нагружение перехода МГ. Специалисты АЭ-контроля должны регистрировать изменение давления в трубе и наблюдать ход сбора данных. Персонал, осуществляющий нагружение перехода МГ, должен выполнять указания специалистов АЭ-контроля по изменению давления в газопроводе.

7.14.3 Во время проведения АЭ-контроля перехода МГ необходимо отмечать и регистрировать изменения в шумовой обстановке, активности акустико-эмиссионных каналов, погодных условиях, а также следует наблюдать за графиками изменения параметров АЭ-сигналов и отмечать информацию, способную помочь при обработке и оценке собранных данных.

7.14.4 В случае регистрации во время проведения АЭ-контроля источников акустических шумов, не выявленных ранее, должны быть приняты меры по их устранению. В это время сбор данных необходимо временно приостановить, а нагружение прервать. При длительной остановке рекомендуется перед последующим нагружением частично сбросить давление на контролируемом переходе МГ.

7.14.5 В течение всего времени сбора данных при АЭ-контроле следует проводить первичную обработку и оценку результатов в соответствии с разделом 8.

8 Оценка результатов акустико-эмиссионного контроля

8.1 Первичная обработка и опенка результатов

8.1.1 Первичная обработка и оценка результатов АЭ-контроля осуществляется непосредственно в ходе его проведения на основе анализа изменения параметров АЭ в реальном времени.

8.1.2. Первичная оценка результатов АЭ-контродя предназначена для предотвращения разрушения контролируемого перехода газопровода с помощью своевременного прекращения нагружения и сброса давления.

8.1.3 В процессе АЭ-контроля перехода МГ необходимо наблюдать за общей активностью АЭ по всем каналам, активностью АЭ по каждому каналу, активностью АЭ в отдельных зонах,

8.1.4 Рекомендуется наблюдать локационные карты (график зонной локации), осциллограммы, а также несколько из нижеприведенных параметров (по выбору специалиста АЭ-контроля):

- давление в трубе;

- суммарную АЭ;

- число импульсов АЭ;

- активность АЭ;

- скорость счета АЭ;

- амплитуду АЭ сигналов;

- энергию АЭ сигналов;

 суммарный счет АЭ;

- отношение амплитуды импульсов АЭ к их длительности.

8.1.5 При первичной оценке данных рекомендуется следить за следующими параметрами:

- амплитудой либо энергией сигналов АЭ, т.к. увеличение амплитуды АЭ либо энергии сигналов с ростом нагрузки является указанием на присутствие значимого дефекта и часто связано с ростом трещины;

- активностью АЭ и скоростью счета АЭ, т.к. возрастание этих параметров с увеличением нагрузки свидетельствует о росте дефекта;

- количеством событий АЭ, т.к. количество лоцированных событий АЭ в кластере связано с размером и опасностью дефекта;

- местоположением лоцированного источника АЭ, т.к. выявление источника в потенциально опасной зоне свидетельствует о большей вероятности нахождения в данной зоне дефекта.

8.1.6 По характеру временных зависимостей указанных параметров, показанных на рисунке 1, источники АЭ могут быть разделены на четыре класса:

- пассивный источник (источник I класса), характеризующийся монотонным уменьшением активности, скорости счета, амплитуды, энергии во времени и «насыщением» (выходом на горизонтальное плато) накопительных параметров АЭ, т.е. суммарной АЭ и числа событий;

- активный источник (источник II класса), характеризующийся квазипостоянными значениями активности, скорости счета, амплитуды, энергии во времени и линейной зависимостью от времени накопительных параметров АЭ;

- критически активный источник (источник III класса), характеризующийся постоянным приростом значений активности, скорости счета, амплитуды, энергии во времени и отклонением от линейной временной зависимости в сторону увеличения значений накопительных параметров АЭ;

- катастрофически активный источник (источник IV класса), характеризующийся дальнейшим существенным увеличением значений активности, скорости счета, амплитуды, энергии во времени и существенным отклонением от линейной временной зависимости в сторону увеличения значений накопительных параметров АЭ.

Рисунок 1 - Схематическое представление классов источников

8.1.7 Последовательность рекомендуемых действий специалиста АЭ-контроля во время проведения контроля в случае выявления источника АЭ представлена в таблице 3.

8.2 Предварительная фильтрация собранных данных

8.2.1 Перед проведением оценки результатов AЭ-контроля необходимо очистить собранные данные от посторонних сигналов различного типа.

8.2.2 Все действия по фильтрации данных ЛЭ должны быть документированы и снабжены пояснениями. Подученные после фильтрации данные должны быть сохранены наряду с исходными.

8.2.3 Для оценки физической природы источника шума целесообразно использовать акустико-эмиссионную аппаратуру с функциями осциллографа и спектроанализатора.

8.2.4 Обязательно должна проводиться фильтрация синфазной помехи. Для «истинных» сигналов разность времени прихода ориентировочно составляет более 3 мкс.

Таблица 3 - Действия специалиста АЭ-контроля в случае выявления источника АЭ

8.2.5 Обязательно должна проводиться фильтрация по количеству выбросов. Для «истинных» сигналов количество выбросов ориентировочно составляет более 3 шт.

8.2.6 При фильтрации собранных данных следует обращать внимание на следующие типы посторонних сигналов:

- электромагнитная наводка постоянного характера, которая характеризуется практически одинаковой, повторяющейся формой сигнала, спектр которого локализован в узкой области либо нескольких областях;

- одиночный электромагнитный импульс, который характеризуется небольшим количеством выбросов, «гладким» широким спектром, в котором достаточно заметны высокочастотные составляющие;

- наводки на несущих частотах каналов радиовещания, особенно диапазона Д В, например, на частоте 234 кГц, которые характеризуются кратностью частоте 9 кГц;

- сигналы от утечек, которые являются непрерывными и имеют механическую природу, поэтому в их спектре наблюдается практическое отсутствие частот как нижних (до частоты среза фильтров), так и высоких (в результате их повышенного затухания в газопроводе).

8.3 Обработка и оценка данных АЭ

8.3.1 Оценку технического состояния перехода МГ проводят по результатам анализа информации, полученной в процессе АЭ-контроля, о наличии или отсутствии дефектов в контролируемом переходе.

8.3.2 Для анализа источников АЭ и классификации их по степени опасности должны использоваться критерии, апробированные на значительном объеме экспериментальных данных, включающих испытания участков газопроводов с различными дефектами. Основные критерии для классификации источников АЭ приведены в ПБ 03-593-03 [6].

8.3.3 Независимо от выбранного для классификации критерия источники АЭ рекомендуется разделять на четыре класса, идентичные описанным в 8.1.6.

8.3.4 Активные, критически активные и катастрофически активные источники АЭ считаются недопустимыми, и при их выявлении и локализации требуется провести визуальный контроль участка перехода с выявленным источником и, в случае необходимости, дополнительный контроль другими методами неразрушающего контроля, после чего принять решение о необходимости ремонта указанного участка.

8.3.5 В случае обнаружения пассивного источника АЭ требуется оценить необходимость дополнительного контроля другими методами,

8.3.6 Для оценки необходимости дополнительного контроля участка перехода, на котором выявлен пассивный источник АЭ, на локационной схеме следует выделить кластеры -участки, на которых зарегистрировано не менее двух событий. Источники в выделенных кластерах требуется разбить на три группы:

- источники группы 1, имеющие небольшую среднюю энергию (менее 100 мВ·мкс) при небольшом числе событий;

- источники группы 2, имеющие значение средней энергии от 100 до 200 мВ·мкс при относительно большом числе (пять и более) событий, распределенных на достаточно протяженном участке длиной более двух диаметров контролируемого участка перехода газопровода;

- источники группы 3, имеющие высокое значение средней энергии (более 200 мВ-мкс) при относительно небольшом числе (от двух до четырех) событий, компактно локализованных на участке длиной менее двух диаметров контролируемого участка перехода газопровода.

8.3.7 Источники группы 1 могут быть связаны с малозначительными дефектами, такими как небольшие непровары, смещения кромок, подрезы, цепочки пор, шлаковые включения, отдельные очаги коррозии.

8.3.8 Источники группы 2 связаны с распределенными дефектами, часто с участками коррозионного растрескивания.

8.3.9 Источники группы 3 могут соответствовать наиболее выраженным дефектам, являющимся сильными локальными концентраторами напряжений, такими как трещины (в основном металле и сварных швах), непровары, смещения кромок, подрезы.

8.3.10 При выявлении источников группы 1 проведение дополнительного контроля не требуется. Выявленные источники заносятся в базу данных для сравнительного анализа при последующем АЭ-контроле.

8.3.11 При выявлении источников групп 2 и 3 необходимо провести визуальный контроль участка перехода с выявленным источником и, в случае необходимости, дополнительный контроль другими методами неразрушающего контроля для определения количественных характеристик (размеры, ориентация и т.д.) обнаруженных дефектов, после чего произвести оценку работоспособности контролируемого перехода.

8.4 Документальное оформление результатов АЭ-контроля

8.4.1 Результаты АЭ-контроля должны содержаться в отчетных документах, которые составляются организацией, проводившей АЭ-контроль: в отчете, протоколе АЭ-контроля, заключении по результатам АЭ-контроля.

8.4.2 Отчет должен содержать исчерпывающие данные о подготовке и проведении АЭ-контроля, а также информацию, которая позволяет оценить состояние объекта и подтвердить уровень квалификации специалистов АЭ-контроля, на основании чего можно судить о достоверности результатов.

8.4.3 В отчете должны содержаться следующие данные:

- наименование организации, эксплуатирующей газопровод;

- наименование организации, проводившей АЭ-контроль;

- дата АЭ-контроля;

- наименование контролируемого перехода;

- координаты контролируемого перехода;

- технические характеристики перехода МГ через преграду;

- сведения об использованной акустико-эмиссионной аппаратуре;

- установочные параметры акустико-эмиссионной аппаратуры (частотный диапазон, порог ограничения амплитуды и т.д.);

- акустические свойства обследуемого перехода (скорость распространения сигналов, затухание);

- расстояния между ПАЭ;

- местоположение обнаруженных дефектов;

- классификация обнаруженных дефектов;

- результаты дополнительного контроля обнаруженных дефектов в случае его проведения;

- вид ремонта обнаруженных дефектов в случае его проведения.

8.4.4 Протокол АЭ-контроля и заключение по результатам АЭ-контроля являются частью отчета, но также могут быть использованы в качестве самостоятельных документов. Формы протокола и заключения приведены в приложениях А и Б соответственно.

8.4.5 Решение о проведении работ по ремонту дефектных участков перехода МГ должно принимать руководство организации, эксплуатирующей данный газопровод, на основании представленных документов по результатам АЭ-контроля.

8.4.6 В случае ремонта забракованного участка путем его вырезки образцы металла, содержащие дефекты, рекомендуется сохранять для дополнительных исследований.

9 Требования безопасности

9.1 Специалисты АЭ-контроля, проводящие работы по АЭ-контролю перехода МГ, должны пройти проверку знаний правил безопасности Ростехнадзора и иметь соответствующие удостоверения.

9.2 Все лица, принимающие участие в работах по АЭ-контролю перехода МГ, должны быть обеспечены спецодеждой и средствами индивидуальной защиты.

9.3 При проведении работ с акустико-эмиссионной аппаратурой необходимо соблюдать требования безопасности и охраны труда по ГОСТ 12.1.019-79, ГОСТ 12.2.003-91, Правилам технической эксплуатации электроустановок потребителей [7], главам 1.1, 1.2, 1.7, 1.9 Правил устройства электроустановок [8] и паспорту на используемую акустико-эмиссионную аппаратуру.

9.4 Заземление акустико-эмиссионной аппаратуры должно осуществляться специальным проводом с отличительным признаком, который подсоединяется к корпусу прибора. Сечение провода должно быть не менее сечения фазных проводов и не менее 2,5 мм².

9.5 Работа в ночное время допускается только в виде исключения и при условии обязательного освещения перехода МГ и прилегающей территории.

Приложение А
(рекомендуемое)
Форма протокола акустико-эмиссионного контроля

Приложение Б
(рекомендуемое)
Форма заключения по результатам акустико-эмиссионного контроля

Библиография

[1]	Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-372-00	Правила аттестации и основные требования к лабораториям неразрушающего контроля
[2]	Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-440-02	Правила аттестации персонала в области неразрушающего контроля
[3]	Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-379-00	Требования к квалификации специалистов по акустико-эмиссионному методу неразрушающего контроля
[4]	Руководящий документ Госгортехнадзора России PД 03-299-99	Требования к акустико-эмиссионной аппаратуре, используемой для контроля опасных производственных объектов
[5]	Руководящий документ Госгортехнадзора России РД 03-300-99	Требования к преобразователям акустической эмиссии, применяемым для контроля опасных производственных объектов
[6]	Правила безопасности Госгортехнадзора России ПБ 03-593-03	Правила организации акустико-эмиссионного контроля сосудов, аппаратов, котлов и технологических трубопроводов
[7]	Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены приказом Минэнерго России от 13 января 2003 г. № 6)
[8]	Правила устройства электроустановок (утверждены приказом Минэнерго России от 8 июля 2002 г. № 204)

Ключевые слова: акустико-эмиссионный контроль, переход, газопроводы магистральные, водные преграды, автомобильные дороги, железные дороги, методика