На главную Обратная связь Карта сайта

Статьи по теплоизоляции

Достоверность акустической диагностики трубопроводов тепловых сетей
Журнальчик "Анонсы теплоснабжения", № 2, 2005,
К. т.н. Е.В. Самойлов, научный управляющий работ по диагностике, ЗАО НПК «Вектор»
При знакомстве с способом акустической диагностики и при его использовании у управляющих теплоснабжающих организаций появляются вопросцы о совпадении результатов диагностики с фактическим коррозионным состоянием труб - достоверность способа. Анализ результатов диагностики на определенных примерах объясняет вероятные расхождения.
Одним из плюсов акустического способа диагностики является тот факт, что работы осуществляются на работающих трубопроводах тепловых сетей, находящихся в режиме эксплуатации без конфигурации рабочего режима и без проведения доп вскрытия теплотрассы (шурфовки) [1]. По результатам диагностики делается заключение о допустимости предстоящей эксплуатации трубопровода на участке либо необходимости перекладки. Прилагаемая в Техническом заключении схема местоположения дефектов на трубе дозволяет скоординировать план профилактических мероприятий по продлению рабочего ресурса трубопровода [2].
При знакомстве с способом акустической диагностики и при предстоящем его использовании у управляющих организаций теплоснабжения возникает вопросец о совпадении результатов диагностики с фактическим коррозионным состоянием труб - достоверность способа. Для этого, продиагностированные участки вскрываются и осуществляется поинтервальный застыл фактической толщины стены трубы. Достоверность оценивается методом сопоставления значений толщины в местах, отмеченных по результатам диагностики, как имеющих критические и докритические недостатки. При таком подходе возникает определенное количество расхождений, которые неоправданно понижают уровень достоверности способа акустической диагностики.
Это обосновано тем, что рассматриваемый акустический способ основывается на физическом процессе эмиссии (излучении) сигналов элементами (локальными интервалами) трубы с завышенным уровнем напряжений. Как показано в работе [3], связь меж величиной утонения стены трубы и напряжением в этом месте разнопланова - появление аварийноопасности (завышенных напряжений) в месте значимого утонения стены трубы зависит от того, в котором непосредственно месте по длине и сечению трубопровода находится данный недостаток.
Для пояснения этого разглядим результаты анализа данных диагностики и замеров фактической толщины стены трубы, осуществленных на магистральных трубопроводах тепловой сети г. Казани (ОАО «Татэнерго», Казанские термо сети).
На нижеприведенных рисунках (1-5) представлены, в зависимости от расстояния до 1-го из датчиков (ось «Х»):
а) - результаты поинтервальных замеров толщины стены трубы - отношение утонения к начальной толщине, %;
б) - результаты обработки акустических сигналов - положение дефектов и энергия сигнала эмиссии, которая соответствует уровню напряжений;
в) - представление местоположения недостатка и его классификация, которые представляются в Техническом заключении.
Анализ результатов диагностики осуществляется последующим образом.
На основании энергии эмиссии (напряжений) недостатки разделяются на критические (на рисунках интервалы отмечены красноватым цветом), докритические (зеленоватый цвет) и удовлетворительное состояние. На основании статистического анализа, осуществленного на стадии разработки способа, указанным интервалам присвоено последующее значение потока отказов:
/ критические недостатки - 4 течь/п.км в год; / докритические недостатки - 1,7 течь/п.км в год; / удовлетворительное состояние -0,15 течь/п.км в год.
Дальше с внедрением указанного определения дефектов осуществляется расчет коэффициента аварийноопасности (к), который является параметром для оценки технического состояния трубопровода. В качестве аспекта для заключения о способности предстоящей эксплуатации трубопровода либо необходимости его перекладки употребляется предельное значение указанного коэффициента (Хк), которое зависит от поперечника трубы и получено на основании статистических данных. Подробнее см. [3].
При рассмотрении представленных результатов нужно сначала учесть, что:
&11260; анализ технического состояния трубопровода по фактической толщине стены трубы, представленной в части «а» рисунков, основывается на аспекты недопустимости утонения наиболее чем на 20% [4];
&11260; т.к. акустический способ основывается на физическом процессе эмиссии сигналов интервалами завышенных напряжений, анализ технического состояния осуществляется по критерию
напряжений, предусмотренному РД[5].
Таковым образом, ниже представленный анализ сначала касается сопоставимости указанных нормативных документов в свете принятия решения о ремонте либо предстоящей эксплуатации трубопровода.
На рис. 1 представлен участок трубопровода, имеющий значимые коррозионные повреждения фактически по всей длине.
В согласовании с аспектом «по толщине» (рис. 1а) данный участок просит перекладки.
Значение коэффициента аварийноопасности, рассчитанное по сумме длин интервалов критических, докритических дефектов и удовлетворительного состояния (рис. 1в), составляет Х=1,48. Для данного поперечника трубы (Ду 1000) Хк=0,8. Таковым образом, по аспекту «напряжение» трубопровод также нужно перекладывать.
На рис. 2 представлен участок трубопровода, который не имеет значимых коррозионных повреждений. По аспекту «толщины» допускается его предстоящая эксплуатация. Значение коэффициента аварийноопасности Х=0,46. Для данного поперечника трубы (Ду 800) Хк=0,8. Таковым образом, по аспекту «напряжение» трубопровод также допускает дальнейшую эксплуатацию.
На рис. 3 представлен участок трубопровода, имеющий значительные коррозионные повреждения. По аспекту «толщины», т.к. утонение приближается к пороговому значению 20%, участок допускает дальнейшую, но ограниченную, эксплуатацию -1-2 года. Значение коэффициента аварийноопасности Х=0,69. Для данного поперечника трубы (Ду 600) Хк=0,9. Потому что значение коэффициента аварийноопасности приближается к критическому (к>0,7 Хк), по аспекту «напряжение» трубопровод также допускает ограниченную дальнейшую эксплуатацию.
Из представленных данных видно, что оценки технического состояния по аспектам «толщина», «напряжения» и результаты акустической диагностики дают однообразные заключения о остаточном рабочем ресурсе трубопровода.
Результаты акустической диагностики наносятся на схему продиагностированного участка теплотрассы, что дает информацию о нраве распределения дефектов по длине. К примеру, на участке, представленном на рис. 4, неудовлетворительное техническое состояние трубопровода обосновано интенсивными коррозионными повреждениями в интервале от 50 до 92 м (рис. 4а), что находит приятное отображение при представлении результатов диагностики (рис. 4в).
При сравнении результатов замера толщины (рис. 4а) и акустической диагностики (рис. 4б) следует направить внимание на то, что с одной стороны нрав кривых на обоих графиках идентичен; с иной стороны наблюдаются расхождения в классификации дефектов:
&11260; локальное утонение (60%) на отметке 92 м акустикой не выявлено.
Ранее было отмечено, что способ акустической диагностики выявляет места завышенных напряжений в конструкции трубопровода. В работе [3] наглядно показано, что в зависимости от местоположения как по длине трубопровода, а именно относительно скользящих опор, так и по сечению трубы, утонение одной и той же величины быть может как аварийно небезопасным, так и допускать дальнейшую эксплуатацию.
Когда коррозионные повреждения обхватывают значимые (несколько метров) по длине интервалы, указанная «неполнота» регистрации дефектов акустическим способом учитывается методикой расчета коэффициента аварийноопасности. Потому, когда по результатам диагностики делается заключение о необходимости перекладки, то нет необходимости (а поточнее - неправомерно) ассоциировать места критических дефектов с большим утонением.
Другое дело, когда по результатам диагностики может быть воплощение профилактических ремонтных работ с целью
продления рабочего ресурса трубопровода. На рис. 4 видно, что ежели выполнить вскрытие теплотрассы и подмену трубы на интервале 50-90 м, то локальный недостаток на отметке 92 м быть может не найден.
Практика использования акустического способа показала, что главные трудности появляются с обнаружением локальных дефектов размером наименее 20 см в поперечнике. На рис. 5 представлены результаты выявления таковых дефектов. Более верно «прозвучал» недостаток на отметке 37 м.
Утонение (20%) на отметке 10 м фактически не выявлено. Ежели согласно советам диагностики провести вскрытие теплотрассы на интервале 24-37 м и выполнить ремонтные работы, то основное, что главные аварийноопасные недостатки будут устранены.
Статистика показала, что рассматриваемым способом акустической диагностики находится наиболее 60% локальных дефектов. Дефектные интервалы длиной наиболее 1 м выявляются с достоверностью около 90%, при всем этом положение «критических» дефектов и мест большего утонения может не совпадать.
Не считая этого, появление аварийноопасных мест с завышенными напряжениями быть может обосновано не только лишь наличием коррозионного утонения. В рассматриваемом на рис. 5 случае наличие дефектов на отметках 24 и 37 м привело к увеличению напряжений до докритического уровня в районе скользящей опоры (отметка 27-32 м). В работе [6] рассмотрен вариант, когда выявленное при диагностике завышенное напряжение было обосновано разрушением скользящей опоры, что при опрессовке привело к образованию течи.
1. На основании сопоставления величины коэффициента аварийноопасности с критическим принимается решение о необходимости проведения капитального ремонта трубопровода на участке либо способности его предстоящей эксплуатации.
2. На основании нрава распределения мест завышенных напряжений (критических дефектов в суперпозиции с докритическими), представленного на схеме участка, рассматривается вопросец о допустимости проведения локального профилактического ремонта. При наличии верно выраженной локальности дефектных интервалов нужно поставить перед оператором-обработчиком задачку о повторной обработке и анализе с целью выделения отдельных, локальных дефектов с большей аварийноопасностью (для этого существует особая программа).
3. При вскрытии теплотрассы для проведения профилактических ремонтных работ следует исходить из того, что завышенные напряжения могут быть обоснованы не только лишь утонением стены трубы, да и разрушением конструктивных частей трубопровода (скользящие и мертвые опоры, обвал плит перекрытий и др.).
Эффективность использования данных, приобретенных при акустической диагностике, иллюстрирует опыт работы организации ОАО «Тепло-энерго» г. Кемеров.
К весне 2002 г. были продиагностированы все трубопроводы магистральной теплосети (65 п. км). На основании приобретенных данных 900 п. м труб (находящихся в эксплуатации наиболее 25 лет) было исключено из плана перекладки. Переложено 600 п. м. За счет перераспределения финансирования был выполнен большой размер профилактических ремонтных работ в местах, отмеченных по результатам диагностики как критические. В итоге, в предыдущий диагностике отопительный период 2001-2002 г. на теплотрассе была зафиксирована 21 трагедия (течь), а в следующий отопительный период 2002-2003 г. - 6 аварий!
В текущее время наиболее 60 организаций в Рф и Беларуси заполучили оборудование для диагностики трубопроводов тепловых сетей акустическим способом разработки НПК «Вектор». 28 организаций обладают технологией диагностики в полном объеме и осуществляют этот вид работ без помощи других. Другие, к примеру компании теплоснабжения ГМУП «Мостеплоэнерго» и «Мосгортепло», осуществляют лишь запись акустических сигналов, инструментальный и зрительный контроль, предусмотренные технологией диагностики, и передают эти начальные данные в Обрабатывающий центр НПК «Вектор» для анализа и получения Технического заключения. Скопленный опыт дозволяет советовать акустический способ для диагностики работающих трубопроводов тепловых сетей.
Литература 1. Е.В. Самойлов. «Диагностика как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей» // «Анонсы теплоснабжения», № 4, 2002.
2. Е.В. Самойлов. «Диагностика трубопроводов тепловых сетей, как кандидатура летним опрессовкам» // «ЖКХ. Журнальчик управляющего и главенствующего бухгалтера», № 4, 2003.
3. Е.В. Самойлов. «Техническое состояние трубопроводов тепловых сетей и аспекты ремонта» // «Анонсы теплоснабжения», № 4, 2004.
4. «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок», М., ЭНЕРГОСЕРВИС, 2003.
5. «Типовая аннотация по повторяющемуся техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации». РД 153-34.0-20.522-99.
6. Х.С. Шакурзьянов, Н.М. Бологов. «Опыт внедрения диагностики тепловых сетей» // «Анонсы теплоснабжения», № 12, 2003.
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 .
      
Метки: ,
Наши филиалы: Нижний Новгород / Самара / Омск / Казань / Челябинск / Ростов-на-Дону / Москва /