На главную Обратная связь Карта сайта

Статьи по теплоизоляции

Новейший подход к оценке технического состояния трубопроводов тепловых сетей
Материалы Конференции "Термо сети. Современные решения"
17 по 19 мая 2005 г. НП "Русское теплоснабжение"
Самойлов Е.В. к.т.н., научный управляющий работ по диагностике ЗАО НПК «Вектор»
В данной статье изложены новейший способ инженерной диагностики трубопроводов тепловых сетей и подход к оценке технического состояния с учетом выявленного нрава распределения напряжений.
Указанный способ наиболее 6 лет употребляется предприятиями эксплуатации тепловых сетей г. Москвы и Столичной области. В текущее время продиагностировано наиболее 6500 участков, общей протяженностью наиболее 4000 п.км. 18 организаций в разных городках Русской Федерации и Республики Беларусь обладают технологией в полном объеме и осуществляют этот вид работ без помощи других.
Диагностика и аспекты «ветхого» состояния труб.
Трубопроводы тепловых сетей являются принципиальным элементом теплоснабжения городов и промышленных объектов. Для обеспечения безаварийной эксплуатации Организации тепловых сетей обязаны иметь достоверную и комфортную для осознания и использования информацию о фактическом техническом состоянии труб, на основании которой следует вовремя осуществлять подмену «ветхих» участков.
Статистика аварий и прогноз образования течей являются основными факторами для принятия решения о подмене труб (перекладка) либо способности предстоящей эксплуатации. Когда время эксплуатации трубопровода приближается к проектному сроку, возникает вопросец о допустимости предстоящей, сверхнормативной его эксплуатации.
Для определения фактического технического состояния трубопровода, нормативными документами предвидено проведение обследования труб в местах контрольных шурфовок. Для этого употребляются разные способы диагностики, перед рассмотрением которых следует указать на локальный нрав этого подхода – уровень повреждения трубы в месте шурфа считается аналогичным для всей длины трубопровода на участке.
Главным параметром, по которому определяется «ветхость» трубы является фактическая, остаточная толщина стены трубы. Так, а именно, «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок» 2003 [1] года гласят: «Участки с утонением стены трубопровода на 20% и поболее подлежат подмене». Но:
Таковым образом в текущее время существует насущная потребность в использовании доп параметра, позволяющего наиболее детально, научно обусловлено оценить степень «ветхости» трубы. В РД 522 [2] сказано: «Участки трубопровода, на которых при измерительном контроле выявлены уменьшения начальной (расчетной) толщины стены трубопровода на 20% и поболее, подлежат подмене. Для принятия решения о подмене лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, обязано выполнить поверочный расчет на крепкость того участка трубопровода, где найдено утонение стены». Конкретно уровень напряжений в определенных местах обуславливает опасность разрушения – образования течи, либо напротив возможность безаварийной эксплуатации трубопровода.
Доктор, доктор технических наук А.А. Дубов, осуществив анализ имеющихся способов неразрушающего контроля показывает на низкую их эффективность при оценке ресурса промышленного оборудования и на необходимость перехода от традиционной дефектоскопии к Технической диагностике [3]. Крайняя сначала включает расчет либо замеры фактических напряжений в конструкции, в нашем случае – в сплаве трубы теплосети. Для представления, что новейшего, по сопоставлению с аспектом остаточной толщины стены трубы, дает подход основанный на анализе напряжений, осуществим шаг расчета на крепкость трубопровода – оценка.
Согласно принципу суперпозиции, действие от каждой перегрузки рассматривается раздельно. Потом результаты суммируются.
От деяния внутреннего давления на стенах трубы появляются растягивающие напряжения, умеренно распределенные по длине и окружности. Для того, что бы труба выдержала лишь внутреннее давление, нужно иметь толщину стены tд (см. рис.1а) равномерную по сечению.
От деяния весовой перегрузки расчет проводится сначала по величине изгибающего момента, эпюра которого приведена на рис.1б. Видно, что более нагруженными являются элементы трубы в точках скользящих опор и в центре просвета.
Нрав распределения напряжений в сечении для точек над скользящими опорами дан на рис.1б. Типично то, что по верхней образующей (12 часов) действуют растягивающие напряжения, по нижней (6 часов)– сжимающие. В силу этого допускается неравномерная толщина стены трубы по сечению :
Проведенная оценка напряжений и толщины стены трубы от деяния рассмотренных 2-ух силовых причин, дозволяет сделать последующий вывод:
Учет напряжений от действия температуры увеличивает данный вывод. А именно, при нагревании труба удлиняется, чему препятствуют мертвые опоры и углы поворота, это приводит к появлению сжимающих напряжений, которые «гасят» растягивающие.
Условия разрушения стены трубы и образования течи определяются не только лишь остаточной шириной, да и профилем недостатка. В работе С.Б. Киченко [4] приводятся результаты расчета допустимой остаточной толщины стены трубы газопровода в месте недостатка в зависимости от линейного размера крайнего (применен эталон «Бритиш Газ» ASME). Показано, что для отдельных локальных дефектов допускается эксплуатация трубопровода с шириной стены до 60% от начальной, а для язв поперечником до 3t (t- начальная толщина стены трубы) - и до 10%!
Таковым образом, приведенная оценка малой толщины стены трубы объясняет ранее отмеченный вариант наличия рабочего ресурса у трубопровода с утонением стены трубы на уровне 50% от проектной.
При осуществлении расчета на крепкость на основании РД 522 [2] нужно учесть, что будут применены проектные характеристики конструктивных частей. Но процессу коррозии подвержен сплав не только лишь трубы, но конструктивных частей: сальниковых компенсаторов, скользящих и мертвых опор и др., что приводит к изменению, а именно, коэффициента трения, которое учитывать фактически нереально. В данной связи самую большую достоверность и значимость получают способы, дозволяющие впрямую зафиксировать и оценить нрав распределения напряжений в сплаве трубопровода, так именуемые пассивные способы диагностики напряженно-деформированного состояния.
В текущее время более известны способы Акустической эмиссии и Магнитной памяти сплава.
Сотрудниками НПК «Вектор» изобретен «Метод обнаружения коррозионных дефектов в трубопроводах водоснабжения», который относится к классу способов акустической эмиссии. От ранее известного он различается тем, что в прошлом о уровне напряжений судят косвенно на основании регистрации сигналов эмиссии развивающимися микротрещинами. В базе нашего способа лежит физический процесс эмиссии сигналов акустических частот местами с завышенными напряжениями, а поточнее полем градиента напряжений.
На основании этого способа разработана Разработка инженерной диагностики трубопроводов тепловых сетей, которая имеет завершенный нрав и вооружена приборным, методическим и программным обеспечением. Наиболее тщательно указанная Разработка изложена в работах [5; 6].
Способ акустический диагностики Диагностируются трубопроводы тепловых сетей наземной, подземной канальной и без канальной прокладки поперечником от 80 мм и поболее, находящихся в эксплуатационном режиме при давлении теплоносителя наиболее 0,25 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 недостатка + 2,5% от базы постановки датчиков.
Работа заключается в размещении в точках доступа (тепловая камера, смотровой колодец, подвал дома и т.п.) на трубе, по концам диагностируемого участка, виброакустических датчиков (фото.2), сигналы от которых (шум тока воды по трубе) записываются на магнитный носитель (фото.2а). Записи акустических сигналов обрабатываются на компе при помощи специальной программы (фото.2в).
в) обработка акустических записей на компе.
При помощи программы поначалу делается выделение сигналов, обусловленных эмиссией местами завышенных напряжений (недостатками). Дальше при помощи корреляционного анализа осуществляется определение места положения недостатка. Энергия сигнала эмиссии дает информацию о уровне этих напряжении тем дозволяет оценить опасность недостатка с позиции появления трагедии (течи).
Употребляется три градации уровня дефектов (рис.2):
Обнаружение мест утонения стены трубы В Рф в 70-80% случаев предпосылкой образования течи является утонение стены трубы за счет наружной и внутренней коррозии. Исследование ранее продиагностированных участков трубопроводов показало, что:
 Малая толщина стены 35% от начальной – критическое состояние.
Меньшая толщина стены 68% от начальной – докритическое состояние.
Малая толщина стены 58% от начальной - докритическое состояние. Результаты инженерной диагностики наносятся на схему участка (рис. 3), что дает информацию о нраве распределения дефектов и дозволяет найти интервалы трубопровода для проведения ремонтных работ.
Новейший аспект оценки технического состояния трубопровода Задачей хоть какого способа инженерной диагностики является представление результатов в виде более доступном и понятным для заключения о техническом состоянии трубопровода с целью принятия решения о способности его предстоящей эксплуатации либо необходимости проведения капитального ремонта.
Для рассматриваемого подхода к оценке технического состояния трубопроводов тепловых сетей не достаточно иметь информацию о нраве распределения и уровне завышенных напряжений. Разрушение сплава трубы обосновано также и конфигурацией прочностных параметров сплава, что обязано быть определено с внедрением доп способов и средств (дефектоскопия, тесты образцов на крепкость).
Не считая этого, т.к. образование течей на трубопроводах в текущее время на сто процентов предотвратить нереально, возникает вопросец: какое количество течей на участке, к примеру в год, является допустимым для продолжения предстоящей эксплуатации.
Согласно Соколову Е.Я. [7] трубопровод должен быть выведен в перекладку, когда издержки на аварийные ремонтные работы превысят приведенные издержки на эксплуатацию:
В данной формуле количество течей представлено через удельный коэффициент – поток отказов.
Таковым образом, конечные результаты инженерной диагностики более правильно представлять через показатель «поток отказов» либо коэффициенты равнозначные с ним. Для интерпретации типа дефектов (критический, докритический) мы пользовались данным подходом представления уровня дефектов через параметр «поток отказов». Для этого был осуществлен статистический анализ мест образования течей на ранее продиагностированных участках. Значения потока отказов для интервалов критических и докритических дефектов и удовлетворительного состояния труб даны в таблице 1. Для сопоставления, среднее значение потока отказов для трубопроводов МУП «Мостеплоэнерго» составляет 0,75. Это показывает, что рассматриваемый способ дозволяет выделить более небезопасные, с позиции образования течи, интервалы трубопроводов.
Представление результатов акустической диагностики через значения потока отказов для выявленных дефектов дозволяет рассчитать показатель (коэффициент) аварийно угрозы для каждого определенного участка.
В таблице 1 дан пример расчета коэффициента аварийно угрозы для участка, представленного на рис. 3 и нрав конфигурации его при проведении ремонтных работ – частичной перекладки.
Благодаря тому, что представление технического состояния трубопровода осуществляется через коэффициент аварийно угрозы с внедрением результатов статистического анализа по течам, данных подход объединяет уровень напряжений в местах коррозионного утонения и изменение прочностных параметров сплава за счет коррозии.
Не считая этого коэффициент аварийно угрозы λ не зависит от длины участка, что дозволяет выполнить ранжирование разных интервалов трубопровода по техническому состоянию – прогнозу количества течей, которое может образоваться в течение года на нем. Остается лишь дополнить его аспектом: при каких значениях коэффициента λ следует разглядывать вопросец о перекладке. Для этого можно пользоваться зависимостью (1), задав стоимость работ по устранению одной течи «У». Но, указанная стоимость варьируется в широком спектре и зависит от: местоположения трассы трубопровода (газон либо проезжая часть); размера ремонтных работ (латка либо врезка катушки) и др. причин. Для обобщения был применен статистический анализ результатов диагностики участков, включенных в титул перекладки. На рис. 4 дана зависимость критического значения коэфиициента аварийно угрозы λk от условного поперечника трубопровода.
Представление результатов акустической диагностики через коэффициент аварийно угрозы дозволяет перейти к численному расчету остаточного рабочего ресурса. Для этого в анализ нужно ввести параметр скорости коррозии, что является направлением предстоящей разработки.
Достоверность акустической диагностики 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 выше связь меж величиной утонения стены трубы и напряжением в этом месте разнопланова – появление аварийно-опасности (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 ниже приведенных рисунках представлены, в зависимости от расстояния до 1-го из датчиков (ось «Х») :
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.
При рассмотрении представленных результатов нужно сначала учесть то, что :
• анализ технического состояния трубопровода по фактической толщине стены трубы, представленной в части «а» рисунков, основывается на аспекты недопустимости утонения наиболее чем на 20% [4];
• т.к. акустический способ основывается на физическом процессе эмиссии сигналов интервалами завышенных напряжений, анализ технического состояния осуществляется по аспекту 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.
В согласовании с аспектом «по толщине» (рис. 5а) данный участок просит перекладки. Значение коэффициента аварийно-опасности, рассчитанное по сумме длин интервалов критических, докритических дефектов и удовлетворительного состояния (рис. 5с) составляет λ = 1,48. Для данного поперечника трубы (Ду 1000) λк = 0,8. Таковым образом, по аспекту «напряжение» трубопровод также нужно перекладывать.
На рис.6 представлен участок трубопровода, который не имеет значимых коррозионных повреждений. По аспекту «толщины» - допускается его предстоящая эксплуатация. Значение коэффициента аварийно-опасности λ = 0,46. Для данного поперечника трубы (Ду 800) λк = 0,8.
Таковым образом, по аспекту «напряжение» трубопровод также допускает дальнейшую эксплуатацию.
На рис. 7 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 аварийно-опасности λ = 0,69. Для данного поперечника трубы (Ду 600) λк = 0,9. Потому что значение коэффициента аварийно-опасности приближается к критическому (λ > 0,7 λк), 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.8 неудовлетворительное техническое состояние трубопровода обосновано интенсивными коррозионными повреждениями в интервале от 50 до 92 м (рис. 8а), что находит приятное отображение при представлении результатов диагностики (рис. 8с).
При сравнении результатов замера толщины (рис. 8а) и акустической диагностики (рис. 8б) следует направить внимание на то, что:
• локальное утонение (60%) на отметке 92 м акустикой не выявлено.
Ранее было отмечено, что способ акустической диагностики выявляет места завышенных напряжений в конструкции трубопровода. Выше 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 «неполноста» регистрации дефектов акустическим способом учитывается методикой расчета коэффициента аварийно-опасности. Потому, когда по результатам диагностики делается заключение о необходимости перекладки 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. 8. видно, что ежели выполнить вскрытие теплотрассы и подмену трубы на интервале 50-90м, то локальный недостаток на отметке 92м быть может не найден.
Практика использования акустического способа показала, что главные трудности появляются с обнаружением локальных дефектов размером наименее 20см в поперечнике. На рис.9 представлены результаты выявления таковых дефектов. Более верно «прозвучал» недостаток на отметке 37м. Утонение (20%) на отметке 10м фактически не выявлено. Ежели согласно советам диагностики провести вскрытие теплотрассы на интервале 24-37 м и выполнить ремонтные работы, то, основное, главные аварийно-опасные 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.
На основании выше изложенного. Можно советовать последующую последовательность в рассмотрении и использовании результатов акустической диагностики:
1. На основании сопоставления величины коэффициента аварийно-опасности 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 аварийно-опасностью (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.).
Обнаружение мест истечения воды и сверх больших напряжений на трубопроводе.
• завышенные напряжения, связанные с разрушением конструктивных частей либо качеством монтажа.
По статистике, наиболее чем в 80% случаев, сигнал указанной градации генерировался действием истечения воды (течью). Таковым образом, разработанная аппаратура выполняет и функцию корреляционного течеискателя. При этом, в силу завышенных технических черт (чувствительности), обнаруживаются течи и на исходной стадии образования с интенсивностью водоизлива наиболее 0,5 м3/час.
Примеры случаев, когда указанные сигналы были обоснованы разрушением конструктивных частей (скользящие опоры, обвал плит перекрытий и др.) и конфигурацией проектной конфигурации (искривление трубы из-за несоблюдения требований компенсации температурного удлинения) дано в статье управляющего службы наладки г. Кемерово [9]. Оборудование для акустической диагностики и обнаружения течей.
Для воплощения работ по диагностике разработаны приборы серии «Вектор». Регистратор акустических сигналов «Вектор 2001» (см. фото.2а) состоит из виброакустических датчиков, подготовительных усилителей, катушек с кабелем (кабельная линия связи), блока оператора. Запись акустических сигналов осуществляется на MD- магнитофон. Устройство имеет высшую надежность в эксплуатации при низких температурах окружающего воздуха.
Но, наличие кабельной полосы связи затрудняет его внедрение при пересечении трубопроводами автомагистралей интенсивного движения, трамвайных и жд путей.
С этого года мы изготавливаем и продаем устройство «Вектор – САР» (см. фото 6). Указанное устройство состоит из 2-ух автономных регистраторов (без кабельной полосы связи либо радиоканала). «Состыковка» их осуществляется на стадии задания режима регистрации. В нем реализован особый способ синхронизации регистраторов для воплощения одновременной записи от 2-ух датчиков. До перевода данных в комп для обработки можно выполнить запись сигналов на 4 трубах.
На рис. 10 дан пример инфы, получаемой при уровне акустического сигнала типа На верхних графиках (рис. 10а) выводится информация о местоположении течи (по оси «Х» - расстояние до течи от датчика «А»), фото 7. Не считая этого, в отличие от узнаваемых корреляционных течеискателей, наше оборудование представляет информацию и о интенсивных коррозионных повреждения стены трубы в окрестности течи (нижний график, ремонтных работ.
Таковым образом, разработанная на базе акустического способа Разработка инженерной диагностики трубопроводов тепловых сетей разрешают:
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: Санкт-Петербург / Новосибирск / Екатеринбург / Нижний Новгород / Самара / Омск / Москва /