РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России
ИЗОПРОФЛЕКС-115А

Диагностика как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей

Журнал "Новости теплоснабжения", № 4, (20), апрель, 2002, С. 29 – 34, www.ntsn.ru

Ведущий специалист 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, в частности, коррозионного состояния труб.

В регламентирующих документах определены условия допустимости дальнейшей эксплуатации трубопровода или проведения его капитального ремонта. Так в «Инструкции по периодическому техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей» [1] указано, что: «при уменьшении стенки трубы более 20% от исходной, эксплуатация трубопровода должна быть приостановлена и осуществлен расчет на прочность по фактическим значениям толщины». Следует подчеркнуть, что этим самым указывается, что возникновение течей обуславливается действием повышенных напряжений в местах утонения стенки трубы за счет протекания коррозионных процессов.

В большинстве случаев на трубопроводах теплоснабжения истинная толщина стенки трубы определяется путем заметов при проведении шурфовок. Вскрытие теплотрассы осуществляется в местах, где ранее произошли аварии (течи), или действия наибольших напряжений согласно проекту. Однако в этом случае анализируются только отдельные, локальные места на трубопроводе, что не дает достоверной информации об уровне коррозионных повреждений и степени их опасности по всей длине участка.

Получить более полную информацию о толщине стенки трубы на всей длине участка можно с использованием внутритрубных снарядов оснащенных ультразвуковыми или магнитоэлектрическими толщиномерами [2]. Проведение этих работ требует вывода участка из эксплуатации со сливом теплоносителя и процесс получения конечной информации является длительным и дорогостоящим. Возможности широкомасштабного использования этого метода ограничены.

С другой стороны, даже при наличии достоверной информации об изменениях толщины стенки трубы по всей длине участка, последующий расчет на прочность осуществляется по проектным параметрам технического состояния конструктивных элементов трубопровода, таких как скользящие и мертвые опоры, сальниковые компенсаторы и т.п. В процессе эксплуатации они так же подвержены коррозии и расчетные параметры, например коэффициент трения, отличаются от принятых в расчете. Это приводит к неточностям в определении фактической степени опасности интервалов коррозионных повреждений на трубах.

Вашему вниманию предлагается, получивший широкое распространение, метод диагностики, позволяющий определить местоположение коррозионных дефектов на участке трубопровода теплоснабжения и оценить уровень их опасности с позиции образования течи.

Сотрудниками Научно-производственного комплекса «Вектор», в рамках Соглашения между Министерством науки России и правительством г. Москвы – «Долгосрочная программа энергосбережение в г. Москве», разработана и внедрена «Система комплексной диагностики трубопроводов тепловых сетей». Разработка носит законченный характер и имеет приборное, программное и методическое обеспечение.

Система предназначена для диагностики коррозионного состояния трубопроводов тепловых сетей подземной канальной и безканальной прокладки диаметром от 80 мм и более, находящихся в эксплуатационном режиме при давлении теплоносителя более 0,3 Мпа и обязательном наличии тока воды. Длина единичного диагностируемого участка от 40 до 200 м, то есть в большинстве случаев работы осуществляются без вскрытия теплотрасс. Точность определения местоположения дефекта + 2,5% от базы постановки датчиков.

Диагностика трубопроводов осуществляется с целью получения данных о:

- - местах, уровне и степени опасности, с позиций образования течи, коррозионных повреждений металла труб - дефектов типа утонение стенки трубы от внутренней и/или наружной коррозии более чем на 30% от наминала;

- - обнаружения места истечения теплоносителя (течи);

- - факторах, обуславливающих интенсификацию коррозионных процессов на участке (блуждающие токи, заиливание и подтопление каналов и др.).

Система диагностики включает комплекс методов инструментального и визуального контроля, основным из которых является авторский способ НПК «Вектор» [3] обнаружения дефектов акустическим методом.

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 местоположение коррозионных дефектов и производится оценка степени опасности коррозионного повреждения. Визуальный контроль и инструментальные замеры толщины и электропотенциала в точках доступа (места постановки датчиков) предназначены для дополнения и уточнения информации, полученной акустическим методом, а также для выявления причин интенсификации коррозии.

Физический процесс, на котором основывается акустический метод диагностики, заключается в следующем. Коррозионный дефект, в виде утонения стенки трубы, рассматривается как мембрана, которая, в соответствии с фундаментальным решением теории акустики [4], имеет собственную частоту колебаний fо. По оценке диапазон частот для дефектов линейным размером более 20 мм составляет от 500 до 5000 Гц (акустический диапазон).

Силовым фактором, инициирующим вынужденные 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 (fк ). Когда частота импульса близка или совпадает с собственной частотой дефекта (fк ~ fо), возникают резонансные колебания дефекта с излучением различных волн (эмиссия), которые распространяются по металлу трубы и воде.

По типу возбуждения данный метод относится к пассивным, то есть не используются никакие дополнительные устройства для возбуждения колебаний коррозионными дефектами.

Основной задачей разработанного метода являлось, после регистрации в необходимом режиме «шума тока воды по трубе», выделение полезных сигналов эмиссии от коррозионных дефектов на фоне значительных паразитных шумов, что и было осуществлено.

Для определения местоположения элемента эмиссии (коррозионного дефекта) используются методы корреляционного анализа, аналогичные для определения местоположения течи в течеискателях. Координаты дефекта определяются путем расчета функции взаимной корреляции сигналов (Gi ) для каждой точки по длине диагностируемого участка. Численное значение Gi является характеристикой энергии излучателя, расположенного в i-той точке, что позволяет осуществить оценку уровня повреждения.

Основным преимуществом разработанного метода и соответствующей аппаратуры является возможность получить информацию не только о местоположении коррозионных дефектов на трубах, но и степени их опасности по суперпозиции факторов - утонение стенки трубы и действующих в этом месте напряжений.

Акустические записи, произведенные на диагностируемом участке, обрабатываются на персональном компьютере с использованием специально разработанного пакета прикладных программ. На заключительном этапе обработки, информация о дефектах трубопровода представляется на двух графиках, коррелограммах, пример которых дан на рис.2.

О наличии дефекта оператор судит по местоположению пиков, превышающих пороговые уровни – зеленая и красная линии. На основании вышеизложенного, амплитуда указанных пиков позволяет оценить степень повреждения.

На верхней графике представляются результаты обнаружения дефектов по рассмотренной модели утонения стенки трубы. Наиболее «гнилые» интервалы отмечены красным цветом.

На нижнем графике отображены результаты обнаружения внутренних отложений на стенках трубы, которые в частности связаны с внутренней язвенной коррозией. Из представленных на рис.2 данных видно, что на рассматриваемом участке обратная труба подвержена внутренней коррозии с наибольшим проявлением на интервалах 35-40; 60-70 и 115-120 м.

Для интерпретации уровня повреждения используется следующая градация:

- - критический дефект;

- - докритический дефект;

- - удовлетворительное состояние трубы.

Результаты определения местоположения дефектов и степени их опасности наносятся на схему участка (рис. 3).

 

 

Как было указано ранее, уровень сигнала эмиссии от коррозионного дефекта зависит от толщины стенки трубы и действующих в этом месте напряжений. Поэтому для классификации уровня повреждения использованы 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.


Cтраницы: 1 | 2 | читать дальше>>

Самойлов Е. В., Диагностика, как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей

Источник: Журнал "Новости теплоснабжения", № 4 (20), 2002, С. 29 – 34, www.ntsn.ru

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Похожие статьи:

Программы Auditor

Технический семинар «Организация ремонта и повышения ресурса тепловых сетей»

Подробнее