Размещено на http://allbest.ru

Предприятие «Тепловая сеть» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»

Внедрение системы мониторинга состояния технологического оборудования тепловых сетей, опыт и перспектива использования

А. И. Хейфец, начальник Службы

диагностики и электрохимической защиты

г. Санкт-Петербург

Введение

Основной производственной задачей при эксплуатации тепловых сетей является обеспечение надежного, бесперебойного теплоснабжения потребителей с заданными технологическими параметрами. Несмотря на хрестоматийную формулировку, эта задача остается актуальной и окончательно не решенной до сих пор.

Реальное состояние тепловых сетей таково, что и в начале XXI в. происходят повреждения, которые сопровождаются не только временным отключением потребителей, но и травмированием людей и материальным ущербом третьим лицам. В г. Санкт-Петербург трубопроводы тепловых сетей подземной прокладки, состоящие на балансе Предприятия «Тепловая сеть», составляют 90% от их общей протяженности, причем только 18% проложены в каналах, а 72% бесканально. Срок эксплуатации трубопроводов, нормативно определенный значением 25 лет, во многих случаях не соответствует их реальному ресурсу. Ускоренная коррозия металла до сих пор является главным препятствием для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации тепловых сетей.

Условия коррозионного воздействия на металл в различных зонах залегания тепловых сетей сильно отличаются. 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 происходивших ранее повреждениях, о типе и состоянии тепловой изоляции, заиливании и подтопляемости каналов и подземных сооружений, исправности дренажной системы, дат предшествующих перекладок и т.п.

Однако большая часть тепловых сетей все же остается недоступной для непосредственного осмотра. Для рационального использования трудовых и финансовых ресурсов уже недостаточно руководствоваться такими оценками, как «совсем плохо» или «еще терпимо».

Необходимо научиться как можно более точно определять координаты мест коррозионных разрушений металла и минимально необходимые границы производства капитального ремонта для продления остаточного ресурса работы трубопроводов, т.е. времени, в течение которого транспортировка по ним теплоносителя будет проходить без повреждений. Сделать это можно только на основании комплексного учета различных факторов. В течение ряда лет на Предприятии «Тепловая сеть» накапливались данные по повреждениям (иначе: дефектам) на тепловых сетях, выборочно опробовались различные методы технического диагностирования. Расчеты, прогнозы возможных ситуаций в сложном инженерном хозяйстве Предприятия выполнялись и ранее, но необходимость обработки огромных массивов информации, в ряде случаев ее отсутствие, сложность сопоставления различных баз данных, выполненных в разных форматах, приводили к тому, что задача оптимального адресного выбора участков капитального ремонта не всегда решалась правильно. Пришло понимание того, что необходимо создать, поддерживать, развивать и наращивать мониторинг - комплексную систему наблюдений, оценки и прогноза состояния тепловых сетей. Реализации такого замысла способствовало и появление соответствующих технических и программных средств.

На электронную карту г. Санкт-Петербург нанесены теплотрассы, принадлежащие Предприятию. На эту же карту в разных слоях наносится различная информация: градация трубопроводов по сроку эксплуатации; участки, обследованные различными методами диагностики; участки проведенных коррозионных обследований; зоны защиты действующих установок электрохимической защиты (ЭХЗ); участки теплотрасс в ППУ изоляции с системой ОДК и т.п.

Методы, используемые для мониторинга состояния тепловых сетей

В настоящее время мы не располагаем единым методом неразрушающего контроля металла трубопроводов, который бы сочетал в себе одновременно простоту и широкий диапазон применения на тепловых сетях, высокую эффективность и достоверность результатов.

В связи с этим на Предприятии используются несколько видов технической диагностики.

Их достоверность проверяется путем визуально-измерительного контроля и выборочной ультразвуковой толщинометрии при реконструкции, плановых и внеплановых шурфовках на участках, где уже была проведена диагностика. теплоснабжение трубопровод датчик эмиссия

Метод акустической эмиссии достаточно известен. Он основан на принципе генерации (иначе: эмиссии) акустических сигналов в местах нарушения структуры металла при резком повышении давления рабочей среды. Метод нашел широкое применение при диагностике состояния энергетических агрегатов, в том числе корпусов ядерных реакторов.

Как показал опыт практического применения, для обследования участка тепловой сети нужна тщательная подготовка рабочего места (рис. 1).

Датчики устанавливаются на трубопроводе продольно по длине участка (рис. 2), расстояние между соседними датчиками должно быть около 20 м.

Рис. 2. Установка и вид датчика акустической эмиссии.

Металл необходимо тщательно зачищать до зеркального блеска «пятнами» диаметром около 7 см на тех местах трубопровода, где нет неровностей.

Для проведения исследования (замера) давление теплоносителя необходимо поднять на 10% от эксплуатационного значения и затем в течение 10 минут производить запись акустических сигналов. После компьютерной обработки полученной информации в отчете представляются координаты дефектов в металле с указанием степени их опасности (от 1 до 4 класса).

Один комплект аппаратуры включает в себя 16 датчиков. Это значит, что при одном подъеме давления можно продиагностировать около 300 м 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:

¦ 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;

¦ для возобновления диагностики при более низком давлении на участке, где уже проводился эксперимент, металл трубопровода должен длительно «отдыхать».

Учитывая трудоемкость подготовительных работ для обследования данным методом подземного трубопровода, более целесообразным представляется его применение только на участках надземной прокладки. Если понимать под эффективностью соотношение полученного результата и затраченных усилий, эффективность метода можно условно оценить как среднюю.

Достоверность результатов при диагностике участков тепловых сетей оказалась, по нашей оценке, на уровне 90%.

Другим методом диагностики трубопроводов тепловых сетей, применяемым на Предприятии, является метод ультразвукового сканирования Wavemaker, разработанный в Великобритании для обследования магистральных нефтепроводов. Особенность метода состоит в том, что он может быть применим как на заполненных рабочей средой трубопроводах, так и на трубопроводах без заполнения, т.к. для возбуждения акустических колебаний используется автономный генератор. Поскольку температура поверхности металла не должна превышать 50 ОC, в отопительном сезоне можно диагностировать только отключенные участки. Для диагностики трубопровода необходимо удалить изоляционное покрытие по всей окружности шириной от 50 до 80 см в зависимости от диаметра, тщательная зачистка металла не требуется. На это место накладывается надувное кольцо с преобразователями (рис. 3).

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% и более от номинальной. Акустическая волна, создаваемая генератором, имеет ограниченную мощность, ее затухание определяется наличием сварных швов, углов поворота, переходов диаметра. Наше

Предприятие было первым, которое стало использовать этот метод для проведения диагностики трубопроводов тепловых сетей. Диапазон действия реально составляет около 15 м в каждую сторону от кольца, через компенсаторы и арматуру волна не проходит.

Таким образом, при подземной прокладке целесообразно использовать метод Wavemaker только для диагностики участков трубопроводов, прилегающих к тепловым камерам и в их простенках, а также при плановых и внеплановых шурфовках.

Самым большим достоинством метода является сравнительная быстрота получения результата диагностики, что в ряде случаев делает возможным получение информации о состоянии металла непосредственно на месте производства ремонтных работ.

Однако следует отметить, что применение данного метода на тепловых сетях требует значительных усилий по подготовке рабочего места и, кроме того, при этом возникает необходимость восстановления нарушенной изоляции.

Результаты диагностики представляются в таблично-графической форме в отчете, где указаны координаты мест расположения дефектов с точностью до сантиметра и категория их опасности. Учитывая соотношение результата и затрат, для линейной части трубопроводов метод следует признать малоэффективным. Что же касается достоверности, то она, по нашим оценкам, составила около 90%.

Еще один применяемый на Предприятии способ диагностики - это акусто-эмиссионный метод (рис. 4), разработанный НПК «Вектор» (г. Москва).

При движении теплоносителя по трубопроводу всегда имеют место пульсации давления различной частоты. Коррозионный дефект в виде утонения стенки трубы является своеобразной мембраной с собственной частотой колебаний. При близком значении частот возникают резонансные колебания, которые распространяются по металлу трубы и воде.

Подготовительная работа заключается в размещении в точках доступа (тепловые камеры, 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 10Ч10 см. Запись сигналов длится 2 мин. Затем акустические записи обрабатываются на ПК с использованием специально разработанного пакета прикладных программ.

Однако у данного метода есть некоторые ограничения. Применять его можно только во время отопительного сезона, т.к. обязательно наличие тока воды и давление не менее 2,5 кгс/см2. Кроме того, длина диагностируемого участка должна быть от 40 до 150 м. Не должно быть сильных внешних шумов. Метод не опробован для трубопроводов в ППУ изоляции.

При этом достоинством данного метода является то, что он дает практическую возможность непрерывно по всей длине диагностировать сразу оба трубопровода на большие расстояния по теплотрассе, определяет не только координаты коррозионных повреждений, но и величину утонения металла, позволяет обнаруживать течи. В отчетах в наглядной форме представлена информация об участках с докритическим и критическим утонением стенок (рис. 5).

Эффективность метода можно считать высокой, т.к. без нарушения технологического режима, без вскрытия трубопроводов тепловых сетей, при небольших объемах подготовительных работ получены десятки километров продиагностированных участков.

Однако к полученным результатам следует относиться осторожно. Анализ данных, полученных при обследовании и при последующем вскрытии теплотрасс, подтвердил, что лучше выявляются протяженные коррозионные участки, а для обнаружения локальных язвенных дефектов в металле этот метод малопригоден.

Строго говоря, с помощью метода, разработанного НПК «Вектор», выявляются места механических перенапряжений конструкции трубопровода, которые в ряде случаев могут быть обусловлены не утонением стенки трубы, а другими факторами, например, разрушением скользящих опор, температурными деформациями и т.п. В итоге достоверность результатов оказалась на уровне 40%.

В качестве важной информационной составляющей мониторинга рассматриваются нами результаты коррозионных обследований зон залегания тепловых сетей.

Эта работа позволяет не только оценить коррозионную опасность на наружных поверхностях трубопроводов, но и определить территориальное расположение источников вредного по отношению к тепловым сетям электрохимического влияния.

Также при коррозионных обследованиях оценивается эффективность действия существующей системы ЭХЗ, а при использовании методов математического моделирования определяется оптимальное расположение и конфигурация контуров анодного заземления для строительства установок ЭХЗ на трубопроводах тепловых сетей после реконструкции.

Тепловая аэросъемка и фотосъемка сопровождения тепловых сетей Предприятия проводятся два раза в год 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 волн. Кроме того, расшифровываются также тепловые карты (рис. 6), по которым можно достаточно точно определить температуру в разных точках поверхности.

Персонал эксплуатационных районов оперативно производит внеплановые обходы тепловых сетей в доступных для осмотра местах выявленных температурных аномалий, в некоторых случаях проводятся внеплановые шурфовки.

Систематическая тепловая аэросъемка стала важной частью мониторинга, позволяющая не только определить места разрушения изоляции и разгерметизации трубопроводов, но и отслеживать развитие во времени такого рода изменений.

Однако никаких данных о существовании зависимости между скоростью коррозии стального трубопровода под слоем земли и температурой на поверхности не получено.

При каждом повреждении на тепловых сетях инженеры эксплуатационных районов заполняют Акт на осмотр дефектов установленной формы. Этот документ включает в себя 138 позиций и позволяет максимально подробно характеризовать место, вид повреждения, тип изоляции, обстоятельства обнаружения, наличие ЭХЗ, смежных инженерных коммуникаций, покровный слой и т.д.

При повреждениях на трубопроводах диаметром 500 мм и более, а также со сроком эксплуатации 10 лет и менее на место производства ремонтных работ выезжают специалисты Службы диагностики и электрохимической защиты.

Проводится тщательный визуально-измерительный контроль металла в месте повреждения, измерение электрического потенциала трубопровода относительно земли, отбор грунта для химического анализа, ультразвуковая толщинометрия участков, непосредственно примыкающих к демонтированной трубе. В ряде случаев оперативно на месте решается вопрос о расширении границ производства работ. По результатам обследования составляется Акт-заключение по утвержденной форме, к которому прилагаются цифровые фотографии коррозионных повреждений трубопровода, технического состояния неподвижных и скользящих опор, дренажной системы, смежных инженерных коммуникаций. Эти данные архивируются и являются важной составляющей мониторинга состояния тепловых сетей.

О перспективах

Ввод паспортной информации о трубопроводах, а также информации, полученной в результате обследований дефектов, диагностики, коррозионных измерений, выполняется по определенному алгоритму в электронную схему тепловой сети.

В нашем случае 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 виде, удобном для просмотра и восприятия.

Рабочее название этой системы -ИАС ОЭРТ, т.е. информационно-аналитическая система оценки эксплуатационного ресурса трубопровода. В настоящее время развитие системы мониторинга находится на этапе накопления информации, но тем не менее система уже сейчас позволяет рационально составлять программы как реконструкции, так и выборочного капитального ремонта с целью продления ресурса трубопровода до его вывода в реконструкцию.

Специалисты Предприятия анализируют статистику по повреждаемости с учетом не только ее удельного значения, но и динамики возрастания числа дефектов. На выявленных таким образом ненадежных участках проводится диагностика теми методами, которые наиболее подходят по условиям производства работ и дают пригодный для практических целей результат. Затем проводится сравнение «кандидатов» на первоочередное включение в планы реконструкции и выборочного капитального ремонта.

При этом используется ряд критериев, например, технологическая значимость, наличие смежных коммуникаций, потенциальный материальный ущерб и т.п., которым специалисты Предприятия экспертным путем присвоили количественные оценки.

По несложным формулам рассчитывается суммарный критерий состояния участка. Такой подход позволяет формализовать выбор очередности участков тепловых сетей при составлении планов реконструкции и капитального ремонта. В настоящее время аналитическая часть системы мониторинга еще не готова к работе в автоматическом режиме.

Для реализации аналитической части нужно, во-первых, ввести большие массивы информации для учета максимального числа факторов, характеризующих тепловые сети, и, во-вторых, подготовить и отладить соответствующее программное обеспечение. Это - перспектива! Для развития ИАС ОЭРТ принципиальных препятствий нет, нужны только затраты рабочего времени специалистов.

План реконструкции и капитального ремонта тепловых сетей на 2007 г. был составлен и выполнен с использованием информации, уже имеющейся в ИАС ОЭРТ. Для проверки эффективности такой методики планирования было проведено сравнение данных по недоотпуску тепла потребителям за равные интервалы времени с начала предыдущего и нынешнего отопительных сезонов. Результат получился обнадеживающим: недоотпуск тепла значительно уменьшился.

Заключение

Опыт использования на Предприятии системы мониторинга состояния тепловых сетей еще непродолжителен, потребуется значительное время для выявления закономерностей и тенденций, определяющих оптимальный выбор мероприятий для повышения надежности теплоснабжения в рамках выделенного для этих целей финансирования.

Уже сейчас для нас очевидно, что нельзя ограничиваться формальным «перетасовыванием» статистических данных по повреждаемости или полагаться на какой-то один «чудодейственный» метод диагностики.

Более продуктивным представляется одновременное сочетание уже опробованных методов диагностики трубопроводов с активным поиском не только новых способов неразрушающего контроля, но и алгоритмов обработки полученной информации.

Размещено на Allbest.ru