На главную Обратная связь Карта сайта

Статьи по теплоизоляции

Диагностика, как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей
Журнальчик "Анонсы теплоснабжения", № 4, (20), апрель, 2002, С. 29 – 34,
Ведущий спец ЗАО НПК «Вектор», к.т.н. Е.В.Самойлов
Надежность и экономичность теплоснабжения городов и промышленных объектов во многом зависит от фактического состояния технического трубопроводов, и, а именно, коррозионного состояния труб.
В регламентирующих документах определены условия допустимости предстоящей эксплуатации трубопровода либо проведения его капитального ремонта. Так в «Аннотации по повторяющемуся техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей» [1] указано, что: «при уменьшении стены трубы наиболее 20% от начальной, эксплуатация трубопровода обязана быть приостановлена и осуществлен расчет на крепкость по фактическим значениям толщины». Следует выделить, что сиим самым указывается, что появление течей обуславливается действием завышенных напряжений в местах утонения стены трубы за счет протекания коррозионных действий.
Почти всегда на трубопроводах теплоснабжения настоящая толщина стены трубы определяется методом заметов при проведении шурфовок. Вскрытие теплотрассы осуществляется в местах, где ранее произошли трагедии (течи), либо деяния больших напряжений согласно проекту. Но в данном случае анализируются лишь отдельные, локальные места на трубопроводе, что не дает достоверной инфы о уровне коррозионных повреждений и степени их угрозы по всей длине участка.
Получить наиболее полную информацию о толщине стены трубы на всей длине участка можно с внедрением внутритрубных снарядов оснащенных ультразвуковыми либо магнитоэлектрическими толщиномерами [2]. Проведение этих работ просит вывода участка из эксплуатации со сливом теплоносителя и процесс получения конечной инфы является долгим и дорогостоящим. Способности широкомасштабного использования этого способа ограничены.
С иной стороны, даже при наличии достоверной инфы о конфигурациях толщины стены трубы по всей длине участка, следующий расчет на крепкость осуществляется по проектным характеристикам технического состояния конструктивных частей трубопровода, таковых как скользящие и мертвые опоры, сальниковые компенсаторы и т.п. В процессе эксплуатации они так же подвержены коррозии и расчетные характеристики, к примеру коэффициент трения, различаются от принятых в расчете. Это приводит к некорректностям в определении фактической степени угрозы интервалов коррозионных повреждений на трубах.
Вашему вниманию предлагается, получивший обширное распространение, способ диагностики, позволяющий найти положение коррозионных дефектов на участке трубопровода теплоснабжения и оценить уровень их угрозы с позиции образования течи.
Сотрудниками Научно-производственного комплекса «Вектор», в рамках Соглашения меж Министерством науки Рф и правительством г. Москвы – «Длительная программа энергосбережение в г. Москве», разработана и внедрена «Система комплексной диагностики трубопроводов тепловых сетей». Разработка носит законченный нрав и имеет приборное, программное и методическое обеспечение.
Система создана для диагностики коррозионного состояния трубопроводов тепловых сетей подземной канальной и безканальной прокладки поперечником от 80 мм и поболее, находящихся в эксплуатационном режиме при давлении теплоносителя наиболее 0,3 Мпа и неотклонимом наличии тока воды. Длина единичного диагностируемого участка от 40 до 200 м, другими словами почти всегда работы осуществляются без вскрытия теплотрасс. Точность определения местоположения дефекта
2,5% от базы постановки датчиков.
- - местах, уровне и степени угрозы, с позиций образования течи, коррозионных повреждений сплава труб - дефектов типа утонение стены трубы от внутренней и/либо внешной коррозии наиболее чем на 30% от наминала;
- - факторах, обуславливающих интенсификацию коррозионных действий на участке (блуждающие токи, заиливание и подтопление каналов и др.).
Система диагностики включает комплекс способов инструментального и зрительного контроля, главным из которых является авторский метод НПК «Вектор» [3] обнаружения дефектов акустическим способом.
Работа заключается в размещении в точках доступа (тепловая камера, смотровой колодец, подвал дома и т.п.) на трубе, по концам диагностируемого участка, виброакустических датчиков, сигналы от которых записывается на магнитный носитель (см. рис.1). На основании обработки записей акустических сигналов, распространяющихся по теплоносителю, определяется положение коррозионных дефектов и делается оценка степени угрозы коррозионного повреждения. Зрительный контроль и инструментальные замеры толщины и электропотенциала в точках доступа (места постановки датчиков) созданы для дополнения и уточнения инфы, приобретенной акустическим способом, также для выявления обстоятельств интенсификации коррозии.
Физический процесс, на котором основывается акустический способ диагностики, заключается в последующем. Коррозионный недостаток, в виде утонения стены трубы, рассматривается как мембрана, которая, в согласовании с базовым решением теории акустики [4], имеет свою частоту колебаний f
. По оценке спектр частот для дефектов линейным размером наиболее 20 мм составляет от 500 до 5000 Гц (акустический спектр).
Силовым фактором, инициирующим обязанные колебания рассматриваемого элемента, является пульсация давления в воде за счет работы насосов, тока воды и т.п. Эти пульсации представлены набором импульсов, имеющих различную частоту (f
). Когда частота импульса близка либо совпадает с своей частотой недостатка (f
), появляются резонансные колебания недостатка с излучением разных волн (эмиссия), которые распространяются по сплаву трубы и воде.
По типу возбуждения данный способ относится к пассивным, другими словами не употребляются никакие доп устройства для возбуждения колебаний коррозионными недостатками.
Основной задачей разработанного способа являлось, опосля регистрации в нужном режиме «шума тока воды по трубе», выделение нужных сигналов эмиссии от коррозионных дефектов на фоне значимых паразитных шумов, что и было осуществлено.
Для определения местоположения элемента эмиссии (коррозионного недостатка) употребляются способы корреляционного анализа, подобные для определения местоположения течи в течеискателях. Координаты недостатка определяются методом расчета функции взаимной корреляции сигналов (G
) для каждой точки по длине диагностируемого участка. Численное значение G
является чертой энергии излучателя, размещенного в i-той точке, что дозволяет выполнить оценку уровня повреждения.
Главным преимуществом разработанного способа и соответственной аппаратуры является возможность получить информацию не только лишь о местоположении коррозионных дефектов на трубах, да и степени их угрозы по суперпозиции причин - утонение стены трубы и работающих в этом месте напряжений.
Акустические записи, произведенные на диагностируемом участке, обрабатываются на индивидуальном компе с внедрением специально разработанного пакета прикладных программ. На заключительном шаге обработки, информация о недостатках трубопровода представляется на 2-ух графиках, коррелограммах, пример которых дан на рис.2.
О наличии недостатка оператор судит по местоположению пиков, превосходящих пороговые уровни – зеленоватая и красноватая полосы. На основании вышеизложенного, амплитуда указанных пиков дозволяет оценить степень повреждения.
На верхней графике представляются результаты обнаружения дефектов по рассмотренной модели утонения стены трубы. Более «гнилостные» интервалы отмечены красноватым цветом.
На нижнем графике отображены результаты обнаружения внутренних отложений на стенах трубы, которые а именно соединены с внутренней язвенной коррозией. Из представленных на рис.2 данных видно, что на рассматриваемом участке обратная труба подвержена внутренней коррозии с большим проявлением на интервалах 35-40; 60-70 и 115-120 м.
- - удовлетворительное состояние трубы.
Результаты определения местоположения дефектов и степени их угрозы наносятся на схему участка (рис. 3).
Как было указано ранее, уровень сигнала эмиссии от коррозионного недостатка зависит от толщины стены трубы и работающих в этом месте напряжений. Потому для классификации уровня повреждения применены результаты анализа местоположения течей на ранее продиагностированных участках.
В таблице 1 представлены данные по местам образования течей на участках трубопроводов тепловых сетей МГУП «МОСТЕПЛОЭНЕРГО» и расчет значений удельной повреждемости для сумм интервалов, отмеченных как критические, докритические и удовлетворительные.
Таблица 1.
В скобках значения с учетом 1998 г.
Из таблицы 1 видно, что для интервалов отмеченных как:
- - критические повреждаемость 5 – 5,2 течь/п.км в год;
- - докритические 1 – 1,3 ---------″----------
- - удовлетворительное 0,13 – 0.2 ---------″----------
На основании суммарной протяженности дефектных интервалов на участке трубопровода и указанных значений удельной повреждаемости осуществляется расчет вероятностного количества аварий для него на ближний год. Пример расчета для участка, представленного на рис.3 приведен в таблице 2.
Для данного участка показатель уровня повреждений составляет 1,32 течь/год, другими словами в перспективе на данном участке появляется две - три течи за два года с вероятностью 34,8%.
Удельная повреждаемость для данного участка также равна 1,32 течь/п.км в год.
Используя описанный подход, был осуществлен расчет числа повреждений на продиагностированных участках трубопроводов Компании № 3 МГУП «МОСТЕПЛОЭНЕРГО» на 2000 и 2001 год. В таблице 3 представлены результаты прогноза и данные по фактическим местам образования течей.
Таблица 3. За период с 01.08.99 по 200.12.01 продиагностировано:
Отмечается не плохое совпадение прогнозных и фактических данных по повреждениям.
Одним из главных, при внедрении рассматриваемой системы диагностики, является вопросец о уровне достоверности получаемых оценок.
На стадии разработки акустический способ обнаружения коррозионных дефектов прошел тестовые тесты на экспериментальном щите трубопровода тепловой сети во Всероссийском теплотехническом институте [5], где коррозионные недостатки имитировались механическими подборками (фрезеровка) сплава в определенных местах. По результатам диагностики все восемь дефектов были обнаружены.
Показатель достоверности обнаружения утонения стены трубы оценивался при исследованиях участков трубопроводов, предварительно продиагностированных, на которых осуществлялась перекладка. При вскрытии теплотрассы при зрительном осмотре определялись и идентифицировались коррозионные недостатки, обнаруженные рассматриваемой Системой диагностики, также осуществлялись замеры фактической толщины стены трубы по всей длине участка и сопоставление с данными диагностики. На фото 1-4 представлены типы дефектов, выявленные по результатам диагностики.
Участков исследований по оценке достоверности диагностики лишь по г. Москве было 71. Анализ результатов показал, что утонение стены трубы наиболее чем на 30% от исходной находится с достоверностью 87%.
Показателем достоверности по идентификации (критические, докритические) уровня повреждения и степени его угрозы с позиции образования течи являются данные, выставленные в таблице 1 и указывающие, что данный акустический способ дозволяет найти более «гнилостные» и напротив, находящиеся в удовлетворительном состоянии, интервалы труб.
Следует отметить, что приведенная оценка достоверности по обнаружению мест утонения стены трубы, относится к характеристике способа, когда обработка данных осуществляется спецами в области акустики. Для широкомасштабного использования был разработан особый метод программы, направленный на проф способности персонала организаций эксплуатации тепловых сетей. В связи со понижением требований к оператору, достоверность диагностики, для предлагаемого промышленного варианта Системы, составляет 75-80%. А именно, нам пришлось отрешиться от уточнения наличия и степени угрозы дефектов в окрестности углов поворота и мертвых опор в интервале
2,5%L (точность выделения недостатка).
«Система диагностики трубопроводов тепловых сетей» получила должную оценку и внедрение. Диагностика трубопроводов по методике НПК «Вектор» включена в список неотклонимых работ по оценке фактического состояния трубопроводов тепловых сетей в г. Москве. На 01.03.2002 лишь по Москве и Подмосковью продиагностировано наиболее 4000 участков тепловых сетей общей протяженностью наиболее 800 п.км.
- - обоснования необходимости воплощения перекладки участка, определения очередности воплощения перекладок по участкам;
- - определения интервалов трубопровода на участке, находящихся в удовлетворительном состоянии;
- - оценки рациональности проведения профилактического ремонта с частичной подменой труб на отдельных интервалах с целью продления рабочего ресурса трубопровода.
В согласовании с Распоряжение Управления топливно-энергетического хозяйства г. Москвы, все участки теплосетей, на которые поданы заявки на перекладку, подлежат диагностике с внедрением указанной Системы. При всем этом осуществляется не только лишь доказательство необходимости проведения капитального ремонта, да и, на основании приведенной оценки вероятности образования течи на участке, определяется очередность воплощения этих работ.
Директор компании тепловых сетей ОАО «ТЕВИС» г. Тольятти, где система диагностики употребляется наиболее 3-х лет, показывает, что: «… соотношение издержек на диагностику и экономического эффекта от ее внедрения составляет 1:20» [6].
1. Сбор первичной инфы на определенном участке трубопровода.
Работы осуществляет выездная бригада в составе 3-х человек, оснащенная подходящим оборудованием. Бригада обязана иметь исполнительную документацию на участок (схема трассы), сведения по году прокладки, сведения о ранее проведенных ремонтных работах. На обследуемом участке нужно выполнить проверку соответствия фактической
прокладки исполнительной документации – трассировка.
- - зрительный осмотр состояния конструктивных частей в точках доступа.
Результаты инструментальных замеров и зрительного осмотра заносятся в опросный лист.
В связи с производственной необходимостью, бригады могут быть нацелены на оперативное обнаружение мест истечения воды (течи). Указанное записывающее устройство «Вектор 2001» относится к классу корреляционных течеискателей. Подробное описание данной функции устройства дано в статье «Эффективность внедрения корреляционных течеискателей …» [7].
2. Обработка первичной инфы осуществляется при помощи пакета прикладных программ. Результаты анализа записей акустики и данных опросных листов представляются в Техническом заключении на обследуемый участок. Данную работу осуществляет оператор, прошедший особое обучение.
Рекомендуется организациям эксплуатации тепловых сетей, на стадии освоения данного способа, оснастить аварийную бригаду указанным оборудованием и ориентироваться сначала на обнаружение и определение местоположения течи. Сразу данная бригада может осуществлять сбор первичной инфы и запись акустических сигналов для целей диагностики, которая потом с внедрением Веб пересылается в почтовый ящик отдела диагностики НПК «Вектор» для обработки. По данной схеме уже работают организации Подмосковья и городов Тольятти, Оренбурга, Екатеринбурга, Кемерова и др.
В заключение следует отметить, что для популяризации способа, сотрудники НПК «Вектор» по Заявке организаций осуществляют выезд и демонстрационную диагностику трубопроводов тепловых сетей в разных регионах.
Наиболее подробную информацию можно получить по телефону: отдел диагностики НПК «Вектор» (095) 742-98- 88, либо направив запрос в почтовый ящик
.
Литература.
1. «Типовая аннотация по повторяющемуся техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации», РД 153-34.0-20.522-99.
2. А.Б. Кириченко, С.Б. Кириченко. «Техническое диагностирование как принципиальный элемент коррозионного мониторинга не нефтегазовых промыслах», ж. «Практика противокорроозионной защиты», №3 (21), 2001.
3. «Метод обнаружения коррозионных дефектов в трубопроводах водоснабжения». Патент №2138037.
4. Е.Скучик. кн. «Базы акустики», Москва, «Мир»,1976.
5. А.С. Тимошкин. «Приборы для определения состояния и мест повреждений трубопроводов тепловых сетей», ж. «Анонсы теплоснабжения», №2, 2001.
6. В.Н. Орехов. «К вопросцу о надежности тепловых сетей», ж. «Анонсы теплоснабжения», №7, 2001.
7. Е.В. Самойлов, Ю.И. Тужилкин. «Эффективность внедрения корреляционных течеискателей для определения мест утечек из трубопроводов теплоснабжения», ж. «Анонсы теплоснабжения», №7, 2001.
По вопросцам приобретения устройств и программы для диагностики тепловых сетей и поиску мест утечек можно обращаться к Сергею Быстрову по тел. 8(903)119-68-46, 8(495)542-88-23 и по e-mail:
Рекомендуем еще поглядеть по теме .
      
Наши филиалы: Нижний Новгород / Самара / Омск / Казань / Челябинск / Ростов-на-Дону / Москва /