На главную Обратная связь Карта сайта

Статьи по теплоизоляции

Дифференцированная система проведения гидравлических испытаний магистральных тепловых сетей
Плешивцев В.Г., Пак Ю.А., Глухих М.В., Филиппов Г.А., Чевская О.Н. и
Поздняков В.А. (ДепТЭХ г.Москвы, ЗАО «ЮННА ПАК», ЦНИИЧермет им. И.П. Бардина)
3-я научно-практическая
конференция «Тепловые сети. Современные практические решения»
Понятно,
что основной целью проведения гидравлических испытаний теплопроводов является
выявление более небезопасных исходя из убеждений разрушения участков тепловых сетей.
При этом тесты проводятся при давлении, малое значение которого
составляет 1,25 от рабочего давления в трубопроводе /1/. Наибольший уровень
испытательного давления агрессивно не регламентирован, а задается в приказах,
инструкциях и иной нормативно-технической документацией, исходя из
сложившихся в регионах Русской Федерации критерий.
В г.
Самаре, Тольятти, Новокуйбышевске, Сызрани, также в г. Белгороде
гидравлические тесты проводят при давлении превосходящем в 1,25 рабочее. В
городах Ижевске, Кемерове, Красноярске, Риге и Соколе тесты магистральных
тепловых сетей проводят завышенным давлением до 16 атмосфер, при этом для
Красноярска испытательное давление в 16 атмосфер в 1,25 раза выше рабочего
давления. В городских тепловых сетях городка Архангельска испытательное
давление на 30 - 35 процентов выше, чем обыденное давление в тепловых сетях. В г.
Екатеринбурге и г. Назарово (ОАО «Красноярская генерация») во время испытаний
давление в трубах повышают до 16—20 атмосфер. В тех вариантах, когда рабочее
давление в тепловых сетях пониженное, то и тесты проводят на наиболее низком
давлении. К примеру, в г. Радужный Ханты-Мансийского автономного округа в 2006
году провели тесты магистральных тепловых сетей давлением 12,5  атмосфер.
Гидравлические
испытания в г. Москве начали проводить опосля 1969 г., когда министерством
«Минэнерго» были изданы аннотации, которые рекомендовали проводить тесты
два раза, и применять насосы, которые стоят на электростанциях – это насосы
второй ступени. При всем этом закрывалась обратная задвижка, давление поднималось в
обеих трубах, и испытывался трубопровод. Естественно, качество испытаний было
низким. Когда происходило повреждение, было надо все отключать, чинить
это повреждение и опять подымать давление. Потому с 1973 года начались работы
по сооружению испытательных пт теплосети Мосэнерго и в течение 3-х лет
смонтировано наиболее 30 насосов. Это позволило поднять давление гидроиспытаний
уже в летнюю пору 1975 г. с 18-20 атм. до 27 атм., а обратном до 24 атм. В настоящее
время в г. Москве, по сопоставлению с иными регионами, гидравлические тесты
магистральных трубопроводов теплосетей проводят при наиболее высочайшем давления  24-30 атмосфер. Таковым образом, в разных
регионах Русской Федерации давление при гидравлических испытаниях теплосетей
устанавливают без учета геометрии трубопровода, марки стали и критерий
эксплуатации.
Основной
причиной высочайшей повреждаемости тепловых сетей является внешняя коррозия труб.
Отказы из-за коррозии составляют около 90% от всех отказов. При выборе
испытательного давления принципиально учесть процессы, протекающие в сплаве труб в
процессе эксплуатации. В процессе долговременной эксплуатации в сплаве труб протекают
процессы деформационного старения, скопления дефектов, снижающие сопротивление
металла труб разрушению, а повторяющиеся гидравлические тесты труб
усугубляют эти процессы. Так установлено, что в течение первых 5 лет
эксплуатации новейших трубопроводов тепловых сетей гидравлические тесты
проводимые в г. Москве при давлении 26 атм приводят к резкому понижению
пластичности, понижению работы зарождения и распространению трещин
(практически
в 2 раза). Принятые в практике завышенные давления тесты усугубляют качество
целых участков теплосети из-за понижения прочностных характеристик труб [2-4].
В
работах разных создателей выявлена связь испытательного давления и отдельных
характеристик состояния труб теплосетей [5, 6]. Но до этого времени отсутствуют
работы, дозволяющие советовать уровень испытательного давления в зависимости
от целого комплекса технических характеристик труб и критерий их эксплуатации. В
связи с сиим чрезвычайно принципиально выбрать безопасный исходя из убеждений предстоящей
эксплуатации трубопровода уровень испытательного давления. Имеется целый ряд
факторов, от которых зависит реакция сплава труб теплосетей на приложенное
давление при гидравлических испытаниях. Учет этих причин нужно заложить
в базу системы дифференцированного проведения гидравлических испытаний в
зависимости от типа трубопроводов (подающий либо отводящий), поперечника труб,
толщины их стен, как новейшей, так и подверженной коррозии, также конфигурации
свойств сплава труб в процессе долговременной эксплуатации.
На базе
разработанной системы комплексного анализа причин, определяющих надежность
функционирования трубопроводов тепловых сетей (рис. 1) приведенной в прошлом
докладе, разработана дифференцированная система проведения гидравлических
испытаний тепловых сетей, представляющая собой методику определения
испытательного давления при гидравлических испытаниях по упрощенной схеме. На
практике предлагается применять формулу (1) для расчета разрушающего
давления и выбора уровня испытательного давления трубопровода в виде, в каком
используются суммарная локальная скорость коррозии в дефектных областях (V
), определяемая из диаграммы
1 (рис.2) и скорость
деградации (
определяемая из диаграммы 2 (рис. 3) на базе
известных черт определенной марки стали .
 - предел текучести
металла трубопровода, МПа;
 - скорость деградации,
МПа/год;
t - продолжительность
эксплуатации, год;
D - поперечник, мм;
- толщина стены, мм;
-
суммарная локальная скорость коррозии в дефектных областях, мм/год;
φ=0,9
-  коэффициент ослабления сварного шва.
от времени эксплуатации t.
Для упрощения использования данной
методикой построены диаграммы более существенных зависимостей: скорости
коррозии ,пр
от концентрации углерода и предела
текучести сталей.
1.     
По
составу стали (к примеру, Ст10 – концентрация С – 0,08-0,12%, σ
=
220-240 МПа), поточнее по концентрации углерода, из диаграммы 1 (рис.2)
определяется скорость суммарной
  = 0,4-0,42 мм/год)
2.     
По
концентрации углерода стали (к примеру, Ст10 – концентрация С – 0,08-0,12%,) и
по лимиту текучести  (σ
=
220-240 МПа ) из диаграммы 2 (рис.3) определяется  скорость деградации Vσ
т,пр
т,пр
 = 4,7- 5,0 МПа/год)
3.     
Для
труб с данными размерами (D, s
)
по формуле (2) строится  зависимость p(t), т.е. график разрушающего
давления p
от времени эксплуатации t.
4.     
На
тот же график  наносятся p
 – испытательное давление,  p
– предлагаемый уровень пробного
давления равный 1,6 МПа.
5.     
По
графику определяется Δt – период потенциального продления срока эксплуатации
трубопровода при уменьшении величины испытательного давления. 
Практическое
применение системы данных и методики выбора уровня испытательного давления при
проведении гидравлических испытаний тепловых сетей можно проиллюстрировать
примерами, приведенными на (Рис. 4 и 5) Использовалась последующая система
входных данных (блок 1 на рис. 1)
1. Исходный предел текучести трубной стали:
= 240 –
540 МПа.
2. Геометрические характеристики трубы (φ = 0,9):
= 6 – 11 мм.
3. Скорость суммарной коррозии:
=    0,08
– 0,8 мм/год.
4. Скорость деградации трубной стали:
т,пр
= 3 – 11
МПа/год.
Пример выбора уровня испытательного
давления приведенный на рис. 4 выполнен для трубопровода D
= 200 x 6 мм, исходя из показанного выше примера для Ст10 с параметрами:
содержание углерода 0,08-0,12%,
σ
  = 240 МПа. Скорость
деградации, оцененная по диаграмме 2 (рис 3), принимается V
s = 5 МПа/год. Скорость коррозии для данной стали отысканная на диаграмме 1 (рис 2)
в размере 0,4 мм/год охарактеризовывает суммарную коррозию. Для наиболее четкой оценки
соотношений разрушающего и испытательного давления предлагается строить не
одну, а несколько кривых p
для различных скоростей коррозии. Для обычных критерий эксплуатации можно
опустить составляющую, учитывающую локальную коррозию и принять скорость
коррозии близкую к общей (сплошная линия на рис.4) равную 0,2 мм/год. На
практике возможны наиболее четкие оценки скорости коррозии, исходя из местных
условий. К примеру, на рис 4  добавлена
кривая для скорости коррозии 0,3 мм/год. При наиболее худших критериях эксплуатации
можно выстроить кривые p
  для скорости коррозии выше отысканной
суммарной (другими словами наиболее 0,4 мм/год), ежели на практике использованы наиболее четкие
методы оценки фактической скорости коррозии.
Из рис 4
видно, что начиная с 11 года эксплуатации принятый уровень испытательного
давления (2,6 МПа) превосходит разрушающее напряжение сплава трубопровода (p
разр.
для
суммарной скорости коррозии 0,4 мм/год. Снизив уровень испытательного давления
до p
=1,6
МПа можно провести гидравлические тесты на 12 году эксплуатации.
Очередной
пример графиков, позволяющих выбрать
уровень испытательного давления, приведен на рис.5. По сертификату на
трубы,
проложенные
на участке трубопровода, определили марку стали 17ГС и ее характеристики – предел  текучести стали σ
=420 МПа и
содержание углерода от 0,16 до 0,22 %. Дальше, согласно разработанной методике,
определяем скорость деградации по рис. 3 в размере V
s = 10 МПа/год.
Содержание углерода от 0,16 до 0,22
%  дает по диаграмме 1 (рис. 2) выбор
скоростей коррозии от 0,2 мм/год (общественная для углерода 0,16%) до 0,7 мм/год (суммарная для углерода 0,22%). В
заданном спектре легче конкретизировать скорость коррозии, исходя из
экспертных оценок и практических наработок профессионалов, эксплуатирующих данный
участок трубопровода.  На рис.5 приведены
3 кривых p
=0,2, 0,4 и 0,7 мм/год.
Это дозволяет на любом году эксплуатации соотнести разрушающее давление с
уровнем испытательного давления и принять обоснованное решение о его изменении.
допустимого
уровня испытательного давления разработана дифференцированная система
проведения гидравлических испытаний в виде метода. Предложенный общий метод
оценки технического состояния и остаточного ресурса трубопровода дает
возможность не только лишь отлично устанавливать научно обоснованное надежное
значение испытательного давления, да и безпрерывно выслеживать текущее
техническое состояние трубопроводов тепловых сетей.
• уменьшение толщины стены трубы, обусловленное общей коррозией;
• появление пластических деформаций в теле трубы при больших испытательных давлениях, которые понижают ее прочностные свойства и ускоряют коррозию.
Получена
формула, связывающая напряжения в стене трубы с ее геометрией и испытательным
давлением, в какой заместо предела текучести применен обобщенный параметр,
учитывающий уменьшение пластичности и вязкости стали. Выработаны советы
по практическому применению дифференциальной системы гидравлических испытаний
тепловых сетей с внедрением обобщенных характеристик скорости коррозии и
скорости деградации.
Внедрение
системы дозволяет произвести оценку трубопровода исходя из убеждений способности
порывов в период эксплуатации, найти момент проведения и давление
испытания, при котором локальные коррозионно-усталостные трещины трубопровода
подвергнутся разрушению. В итоге оптимизации режима гидравлических
испытаний обеспечивается эксплуатация в отопительный период без порывов и
аварий.
Рис. 2. –
Диаграмма 1.
Зависимость скорости общей V
коррозии  трубных сталей от
концентрации углерода в стали. 
Зависимость скорости коррозии от предела текучести чрезвычайно слабенькая.
Рис. 3. 
– Диаграмма 2
Зависимость скорости деградации Vσ
т,пр
.
1.σ
= 240 МПа.
2.σ
= 300 МПа.
3.σ
= 360 МПа.
4.σ
= 420 МПа.
5.σ
= 480 МПа.
6.σ
= 540 МПа.
Рис. 4. – Пример выбора уровня испытательного
давления трубопровода D
  = 240 МПа, V
s =  5 МПа/год. (p

предлагаемый уровень испытательного давления).
Рис. 5. – Пример выбора уровня испытательного давления трубопровода D = 720 x 8 мм из стали
17ГС с
  = 420 МПа, для
скорости деградации V
s – предлагаемый уровень испытательного
давления).   
1. Типовая аннотация по повторяющемуся техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации РД 153-34. 020.522-99 СПО ОРГРЭС М.; 2000.
2. Пак Ю.А., Плешивцев В.Г., Глухих М.В., Филиппов Г.А., Морозов Ю.Д., Чевская О.Н., Ливанова О.В. Влияние гидравлических испытаний на состояние металлов трубопроводов тепловых сетей // Труды конференции "Термо сети. Современные решения" Изд-во Анонсы теплоснабжения 2005 г.
3. Плешивцев В.Г., Пак Ю.А., Филиппов Г.А. и др. Причины, действующие на эксплуатационную надежность трубопроводов // Деформация и разрушение. 2007. №1. С.6-11.
4. Плешивцев В.Г., Пак Ю.А., Филиппов Г.А. и др. Моделирование влияния гидроиспытаний и теплового действия сетевой воды на характеристики сплава труб. // Сталь. 2007. №8, С. 97-100.
5. Липовских В.М. «Опыт опрессовки трубопроводов тепловых сетей на завышенном давлении» Анонсы теплоснабжения, № 6 (10) июнь 2001, с. 19-21/.
6. Ионин А.А., Фридман Я.Х. Обоснование уровня давления при летних гидравлических испытаниях теплопроводов// «Новости теплоснабжения", № 6 (10), 2001, С. 22 – 27.
Рекомендуем еще поглядеть по теме .