16+
Регистрация
РУС ENG
Расширенный поиск
http://www.eprussia.ru/epr/123/9516.htm
Газета "Энергетика и промышленность России" | № 07 (123) апрель 2009 года

Диагностика теплосетей: индивидуальный подход

Тепловая энергетика Ирина КРИВОШАПКА

Календарная весна уже наступила. Энергетики начинают сезонные работы, среди которых – диагностика теплосетей.

Когда снега уже нет, легче обнаружить повреждения. Хотя «легче» здесь – понятие весьма условное. В частности, в этом деле нет единого рецепта, в различных ситуациях используются разные средства диагностики, в зависимости от серьезности проблем.

С вопросами о диагностике тепловых сетей мы обратились к специалистам предприятия «Тепловая сеть» Невского филиала ОАО «ТГК-1»: к Александру Хейфецу, заместителю главного инженера, и Дмитрию Чуйко, начальнику службы диагностики и электрохимической защиты.



– Какие виды диагностики вы используете?

– В петербургских теплосетях, находящихся на балансе предприятия «Тепловая сеть», почти все трубопроводы проложены под землей (90 процентов), причем только 18 процентов из них – в каналах, а 72 процента – бесканально. Нормативный срок службы трубопроводов тепловых сетей принимается по нормам амортизационных отчислений и составляет 25 лет. Во многих случаях этот срок не соответствует реальному ресурсу оборудования.

Ускоренная коррозия металла до сих пор остается главным препятствием для надежной и безопасной эксплуатации теплосетей. Коррозионное воздействие на металл в различных зонах залегания сетей серьезно различается. В эксплуатационных районах информация о техническом состоянии трубопроводов формируется, главным образом, по результатам регламентных обходов, сведений о расположении смежных подземных коммуникаций, на основании данных о прежних повреждениях, типе и состоянии тепловой изоляции, исправности дренажной системы.

Однако большая часть тепловых сетей остается недоступной для непосредственного осмотра. При этом недостаточно руководствоваться такими оценками, как «совсем плохо» или «еще терпимо». Необходимо научиться как можно точнее определять координаты мест коррозионных разрушений.

В связи с этим в 2002 году на предприятии «Тепловая сеть» Невского филиала ТГК-1 была сформирована служба диагностики и электрохимической защиты. Ее задача – подготовка рекомендаций по выводу сетей в капитальный ремонт и реконструкцию.

Для оценки реального состояния трубопроводов специалисты «Тепловой сети» опробовали несколько методов технической диагностики, которые применялись в течение 2005 – 2008 годов.



Вектор

Суть метода акустической диагностики «Вектор» в следующем: при движении теплоносителя по трубе всегда есть пульсации давления различной частоты. Коррозионный дефект в виде утончения стенки трубы – своеобразная мембрана с собственной частотой колебаний. При близком значении частот возникают резонансные колебания, которые распространяются по металлу трубы и воде. Работа заключается в размещении в точках доступа (коллекторы, смотровые колодцы, подвалы домов) по концам диагностируемого участка виброакустических датчиков, сигналы от которых записываются на магнитный носитель. Таким образом, нужен доступ к трубопроводу по обоим концам участка, нужны зачищенные «пятна» металла на трубопроводе размером около 10x10 сантиметров. Запись сигналов длится 2 минуты. Затем акустические записи обрабатываются на компьютере с использованием специально разработанного пакета прикладных программ.

Однако у данного метода есть некоторые ограничения. Применять его можно только во время отопительного сезона, так как обязательно наличие тока (движения) воды и давление не менее 2,5 кгс/см2. Кроме того, длина диагностируемого участка должна быть от 40 до 150 метров. Не должно быть сильных внешних шумов. Метод неприменим для трубопроводов в ППУ-изоляции. Достоинство «Вектора» в том, что можно непрерывно диагностировать сразу оба трубопровода на большие расстояния по теплотрассе, а это позволяет определять не только координаты коррозионных повреждений, но и величину утончения металла, позволяет обнаруживать течи.

В течение 2005 – 2008 годов этим методом обследовано более 50 километров трубопроводов по трассе. По нашим данным, выявлено 40 – 60 процентов трубопроводов с докритическим утончением стенок и менее 40 процентов – с критическим утончением стенок от номинальной толщины, что существенно отличается от допустимых величин. Критические участки составили в среднем около 12 процентов от всей длины как подающего, так и обратного трубопроводов. Докритические участки – в среднем около 47 процентов от всей длины подающего и обратного трубопроводов.

Если эффективность понимать как соотношение полученного результата и затраченных усилий, то метод «Вектор» следует признать наиболее эффективным, поскольку можно обойтись без нарушения технологического режима и вскрытия теплотрасс. К тому же при небольшой подготовительной работе мы провели диагностику десятков километров участков.

Достоверность этого метода сами разработчики оценивают на уровне 75 – 87 процентов, а точность определения местоположения дефекта составляет плюс-минус 2,5 процента по результатам диагностики тепловых сетей в разных городах.

Анализ данных, полученных при обследовании и последующем вскрытии теплотрасс, подтвердил, что лучше выявляются протяженные коррозионные участки, а для обнаружения локальных язвенных дефектов в металле метод «Вектор» малопригоден. По оценкам авторов метода, вероятность обнаружения повреждения (утончения стенок) на трубопроводе протяженностью 1 метр составляет 80 процентов, на протяженности «трубы» 0,2 метра – 60 процентов. Строго говоря, с помощью «Вектора» выявляются места механических перенапряжений конструкции трубопровода, которые в ряде случаев могут быть вызваны не утончением стенки трубы, а разрушением скользящих опор.

Для подтверждения результатов хотя бы на критических участках пришлось бы вскрывать километры теплотрасс. Такая работа реально ведется только при аварийном устранении дефектов и при плановых реконструкциях. Статистическая выборка пока невелика, но порядок достоверности составляет около 40 процентов.

Акустическая диагностика «Вектор» использует корреляторы усовершенствованной конструкции. Метод достаточно новый, и его применение на объектах «Тепловой сети» на сегодняшний день не дало однозначных результатов. Однако этот тип диагностики перспективен – он станет хорошей информационной составляющей в комплексе мониторинга состояния действующих теплопроводов и хорошо вписывается в процесс эксплуатации и конструктивные особенности прокладок тепловых сетей. Метод используется для планирования капитального ремонта, замены и продления ресурса тепловых сетей.



Сканер

Другой вид диагностики трубопроводов тепловых сетей – метод ультразвукового сканирования «Wavemaker», разработанный в Великобритании для обследования магистральных нефтепроводов. Его особенность в том, что этот метод может быть применим как на заполненных рабочей средой трубопроводах, так и на трубопроводах без заполнения, поскольку для возбуждения акустических колебаний используется автономный генератор и применительно к тепловым сетям его можно использовать круглогодично.

Для диагностики трубопровода необходимо удалить изоляционное покрытие по всей окружности шириной 50– 80 сантиметров в зависимости от диаметра, тщательная зачистка металла не требуется. На это место накладывается надувное кольцо с преобразователями. Спиральная акустическая волна распространяется в обе стороны от кольца, и по ее отражению от неоднородностей можно судить об изменении площади поперечного сечения металла. Выявляются места с изменением площади на 5 процентов и более от номинальной. Акустическая волна, создаваемая генератором, имеет ограниченную мощность, ее затухание определяется наличием сварных швов, углов поворота, переходов диаметра. До нашего предприятия этот метод никогда не использовался для проведения диагностики трубопроводов тепловых сетей. Диапазон действия составляет около 10 – 15 метров в каждую сторону от кольца, через компенсаторы и арматуру волна не проходит. Таким образом, при подземной прокладке «Wavemaker» можно использовать только для диагностики участков трубопроводов, прилегающих к тепловым камерам, а также при шурфовках (плановых и аварийных). Самое большое достоинство метода – сравнительная быстрота получения результата диагностики. Это делает возможным получение информации о состоянии металла непосредственно на месте аварийных работ.

Следует отметить, что применение метода «Wavemaker» на тепловых сетях требует значительных усилий по подготовке рабочего места и, самое главное, при этом возникает проблема восстановления изоляции. К тому же при использовании этой диагностики протяженные участки сетей остаются необследованными. Поэтому «Тепловая сеть» ограничивалась лишь обследованием подающего трубопровода.

Этой системой было обследовано 128 участков трубопроводов (более 2 километров). Отчеты представляются в таблично-графической форме, где указаны координаты мест расположения дефектов с точностью до сантиметра и категория их опасности: «критичный» – при потере площади более 50 процентов «средний» – при потере 30 – 50 процентов и «незначительный» – при потере 10 – 30 процентов. Учитывая соотношения результата и затрат, для линейной части трубопроводов этот метод малоэффективен. Что касается достоверности, то она, по нашим оценкам, составила около 90 процентов.

Метод ультразвукового сканирования Wavemaker дополняется стандартными методами неразрушающего контроля. Метод хорошо показывает состояние исследуемого трубопровода на расстоянии до 10 – 15 метров от места установки кольцевого датчика. Используется для планирования капитального ремонта, замены и продления ресурса тепловых сетей.



Акустическая эмиссия

Метод акустической эмиссии достаточно известен. Он основан на принципе генерации (иначе – эмиссии) акустических сигналов в местах нарушения структуры металла при постепенном, ступенчатом повышении давления рабочей среды. Метод широко применяется при диагностике состояния энергетических агрегатов, в том числе корпусов ядерных реакторов.

Как показала практика, для обследования участка тепловой сети нужна тщательная подготовка рабочего места. Датчики устанавливаются на трубопроводе продольно по длине участка, расстояние между соседними датчиками должно быть около 30 метров. В местах установки датчиков металл необходимо тщательно зачищать до зеркального блеска «пятнами» диаметром около 7 сантиметров. Для проведения диагностических работ давление теплоносителя необходимо поднять не менее чем на 10 процентов от эксплуатационного значения и затем в течение 10 минут произвести запись акустических сигналов. После компьютерной обработки полученной информации в отчете представляются координаты дефектов в металле с указанием степени их опасности (от 1‑го до 4‑го класса). Один комплект аппаратуры включает в себя 16 датчиков. Это значит, что при одном подъеме давления можно продиагностировать около 500 метров трубопровода. В полупроходном канале условия производства работ таковы, что для подготовки поверхности трубопровода к диагностике необходимо частично вскрывать участок теплотрассы. Кроме того, для обеспечения подъема давления теплоносителя нужна предварительная организационная работа по координации действий с теплоисточником.

Метод акустической эмиссии имеет несколько особенностей. В частности, при проведении диагностики в несколько этапов можно в каждом последующем эксперименте переходить только к более высоким значениям давления теплоносителя. При более высоких значениях давления источники акустической эмиссии (дефекты), выявленные ранее как неопасные, могут соответствовать более высокому классу. И наконец, для возобновления диагностики при более низком давлении на участке, где уже проводился эксперимент, металл трубопровода должен длительно «отдыхать».

Учитывая трудоемкость подготовки подземного трубопровода к обследованию данным методом, целесообразнее применять его на участках надземной прокладки.

Диагностику методом акустико-эмиссионного контроля выполняет соответствующая аппаратура нескольких российских производителей. Эффективность метода можно условно оценить как среднюю. Достоверность результатов при диагностике участков оказалась, по нашей оценке, на уровне 60 процентов.

Несмотря на то что данный метод достаточно известен, на действующих тепловых сетях он имеет ограниченную область применения и не дает однозначных результатов.



Аэросъемка

Тепловая аэросъемка сетей проводится в те узкие временные интервалы, когда совпадают технологические и погодные условия. Отчетные материалы представляются в виде каталога температурных аномалий, в котором в удобной для сравнения форме приводятся фрагменты карты расположения тепловых сетей, съемки в оптическом и инфракрасном диапазонах. В местах температурных аномалий, обнаруженных по результатам аэросъемки, специалисты эксплуатационных районов, службы диагностики и электрохимической защиты проводят диагностические обследования, в некоторых случаях – внеплановые шурфовки.

Систематическая тепловая аэросъемка стала важной частью мониторинга. Она позволяет не только определить места разрушения изоляции и разгерметизации трубопроводов, но и отслеживать развитие такого рода изменений во времени. Однако тепловая аэросъемка не является методом прямого измерения состояния металла: она позволяет провести качественную оценку состояния тепловой изоляции трубопроводов и других конструктивных элементов тепловой сети по тепловым аномалиям на поверхности грунта над трубопроводами. Таким образом нельзя проверить состояние металла трубопровода.

Тепловая аэросъемка в ИК-диапазоне очень эффективна для планирования ремонтов и выявления участков с повышенными теплопотерями. Съемку необходимо проводить весной (март – апрель) и осенью (октябрь – ноябрь), когда работает отопление, но снега на земле нет. На обследование и получение результатов по всей территории Санкт-Петербурга уходит три недели. Определяются места возникновения разгерметизации трубопровода на ранней стадии, что позволяет выполнить ремонтные работы до возникновения аварийной ситуации. Следует отметить высокую эффективность и степень полезности тепловизионной съемки в сочетании с локальными методами неразрушающего контроля.



Шурфовка

Шурфовка производится по плану, утвержденному главным инженером, в критических местах, выявленных по результатам диагностики методами неразрушающего контроля. Количество шурфов – из расчета один шурф на 5 – 10 километров трассы. Шурфовку выполняют с пятого года эксплуатации трубопровода. В ходе шурфовки измеряют строительно-изоляционные конструкции, глубину заложения трубопроводов, расстояние до ближайших тепловых камер и зданий, уровень воды в канале, расстояние между осями трубопроводов, толщину антикоррозионого покрытия, разности потенциалов «труба – земля», фактическую толщину стенки трубопровода. Кроме того, ведется отбор грунта, теплоизоляционных и других материалов для лабораторных анализов на влажность, коррозионную активность.

По данным шурфовки оценивается состояние строительно-изоляционной конструкции, а также интенсивность и опасность наружной коррозии труб. В местах, где наблюдаются опасные коррозионные процессы, для принятия решения о необходимости ремонта вырезают образцы трубопровода. Их подвергают лабораторным исследованиям: химическому анализу, механическим испытаниям, металлографии. После шурфовки теплоизоляционные и строительные конструкции полностью восстанавливают.



– Почему ваша компания выбрала именно эти методы?

– Для получения информации о состоянии теплопроводов мы руководствуемся несколькими отраслевыми правилами и документами. Это, во‑первых, типовая инструкция по периодическому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации, согласно которой «для обнаружения дефектов трубопроводов косвенными методами должны использоваться современные методы неразрушающего контроля состояния трубопроводов тепловых сетей: инфракрасная техника, акустические и ультразвуковые течеискатели, методы корреляции, акустической эмиссии».

Во-вторых, еще в период существования РАО ЕЭС научно-технический совет холдинга рекомендовал применение тепловизионной съемки в сочетании с локальными методами. Именно эти методы неразрушающего контроля, доказавшие свою высокую эффективность, мы и используем.



– Сколько повреждений и за счет каких методов диагностики выявили специалисты предприятия?

– В 2006 году при обследовании трубопровода со сроком эксплуатации 31 год общей протяженностью около 650 метров и диаметром 1420 миллиметров мы выявили только одно повреждение, относящееся к классу опасных. В 2007 году на аналогичных участках трубопровода со сроком эксплуатации 30 лет общей протяженностью 1170 метров и диаметром 1220 миллиметров мы нашли два повреждения, относящиеся к классу активных. В 2008 году при обследовании трубопровода со сроком эксплуатации 25 лет общей протяженностью 1050 метров и диаметром 1220 миллиметров обнаружено шесть повреждений.

Следует отметить, что при визуальном осмотре и ультразвуковой толщинометрии критических коррозионных повреждений обнаружено не было. На основании результатов контроля было решено усилить наблюдение за данными участками при регламентных обходах и обойтись без немедленного ремонта. Выше-упомянутые участки подвергались гидравлическим испытаниям в соответствии с утвержденным графиком. На сегодняшний день повреждений нет.

На всех участках, определенных как активные и критически активные источники сигнала на расстоянии не более 5 метров, обнаружены скользящие опоры, которые могли привести к образованию повышенных напряжений трубопровода и были выявлены методом акустико-эмиссионного контроля как источники критических сигналов трубопровода. В этих местах в межотопительный период 2009 года планируются снятие изоляции по всей окружности трубопровода, ультразвуковой и визуально-измерительный контроль подготовленных участков, контрольная вырезка трубопровода для определения фактического состояния трубопровода с внутренней стороны.

Все это позволит уточнить эффективность наших методов диагностики и усовершенствовать их.



– Как данные о проверках используются в дальнейшем?

– В течение ряда лет на предприятии «Тепловая сеть» накапливались данные по повреждениям, выборочно опробовались различные методы диагностики. Однако необходимость обработки массы информации, сложность сопоставления различных баз данных приводили к ошибкам при выборе мест для ремонта. Мы поняли, что необходимо развивать комплексную систему наблюдений, оценки и прогноза состояния тепловых сетей. Реализации такого замысла способствовало и появление соответствующих технических и программных средств.

На электронную карту Санкт-Петербурга нанесены теплотрассы, принадлежащие «Тепловой сети». На эту же карту в разных слоях наносится различная информация: градация трубопроводов по сроку эксплуатации, участки, обследованные различными методами диагностики, участки коррозионных обследований и т. п.

Система мониторинга – это, по существу, программная оболочка на основе цифровой пространственной модели, позволяющая работать с информацией по всем базам данных, относящимся к тепловой сети, и представлять ее в удобном для восприятия виде.

План ремонтов тепловых сетей на 2008 год впервые был составлен с использованием системы мониторинга. Наш опыт по мониторингу состояния тепловых сетей пока невелик, однако уже сейчас очевидно, что нельзя ограничиваться формальным «перетасовыванием» статистических данных по повреждаемости или полагаться только на один «чудодейственный» диагностический метод. Гораздо продуктивнее сочетать опробованные методы диагностики трубопроводов с новыми способами неразрушающего контроля, а также алгоритмами обработки полученной информации.

СПРАВКА

Санкт-Петербург – первенец промышленной теплофикации в России. Начало современной системы теплоснабжения было положено в 1920-х годах. В марте 1923 года на заседании Русского технического общества прозвучал доклад профессора В. В. Дмитриева о возможности использования отработанного пара электростанций для отопления жилых зданий. А уже 25 ноября 1924 года в Ленинграде введен в работу первый в стране теплопровод общего пользования. Он соединил Третью государственную электростанцию и дом по Фонтанке, 96, что обеспечило теплом 72 комнаты.

Сегодня предприятие «Тепловая сеть» Невского филиала ТГК-1 обслуживает свыше 800 километров трубопроводов диаметром от 500 до 1400 миллиметров в Санкт-Петербурге и городе Кировске Ленинградской области.

Особенности тепловых сетей в Санкт-Петербурге:
70,3 процента тепловых сетей проложено бесканальным способом
высокий уровень грунтовых вод
96 процентов дефектов обусловлено наружной коррозией
открытый водоразбор
радиальная схема тепловых сетей с отсутствием резервирования по сетям и источникам.

Отправить на Email

Для добавления комментария, пожалуйста, авторизуйтесь на сайте

Также читайте в номере № 07 (123) апрель 2009 года:

  • Блиц

    Первая партия российского сжиженного газа, произведенного в рамках проекта «Сахалин-2», отгружена на специализированное судно и отправлена в Японию. Это первая в истории поставка российского газа в эту страну. В настоящее время сахалинский сжиженный газ производится на первой из двух технологических линий. Ввод в строй второй из них запланирован на середину текущего года. Практически вся продукция в объеме 9,6 миллиона тонн в год уже...

  • Опоры ЛЭП под колесами
    Опоры ЛЭП под колесами

    Халатность водителей нередко приводит к повреждениям энергообъектов и нарушению энергоснабжения потребителей. ...

  • «Мосэнерго»: итоги года

    Опубликованы финансовые результаты ОАО «Мосэнерго» по российским стандартам бухгалтерского учета (РСБУ) за 2008 год. ...

  • Два лучших творческих предложения
    Два лучших творческих предложения

    В МРСК Северо-Запада прошел конкурс на лучшее предложение по совершенствованию эксплуатации электросетей. ...

  • В Кузбассе расставят счетчики
    В Кузбассе расставят счетчики

    Администрация Кемеровской области одобрила проект по энергосбережению, предложенный заместителем губернатора по жилищно-коммунальному и дорожному хозяйству Александром Наумовым. ...