Размещено на http://www.allbest.ru/

Достоверность акустической диагностики трубопроводов тепловых сетей

Е.В. Самойлов

Одним из достоинств акустического метода диагностики является тот факт, что работы осуществляются на действующих трубопроводах тепловых сетей, находящихся в режиме эксплуатации без изменения рабочего режима и без проведения дополнительного вскрытия теплотрассы (шурфовки) [1]. По результатам диагностики делается заключение о допустимости дальнейшей эксплуатации трубопровода на участке или необходимости перекладки. Прилагаемая в Техническом заключении схема местоположения дефектов на трубе позволяет скоординировать план профилактических мероприятий по продлению рабочего ресурса трубопровода [2].

При знакомстве с методом акустической диагностики и при дальнейшем его использовании у руководителей организаций теплоснабжения возникает вопрос о совпадении результатов диагностики с фактическим коррозионным состоянием труб - достоверность метода. Для этого, продиагностированные участки вскрываются и осуществляется поинтервальный замер фактической толщины стенки трубы. Достоверность оценивается путем сравнения значений толщины в местах, отмеченных по результатам диагностики, как имеющих критические и докритические дефекты. При таком подходе возникает определенное количество расхождений, которые необоснованно снижают уровень достоверности метода акустической диагностики.

Это обусловлено тем, что рассматриваемый акустический метод основывается на физическом процессе эмиссии (излучении) сигналов элементами (локальными интервалами) трубы с повышенным уровнем напряжений. Как показано в работе [3], связь между величиной утонения стенки трубы и напряжением в этом месте неоднозначна - возникновение аварийноопасности (повышенных напряжений) в месте значительного утонения стенки трубы зависит от того, в каком конкретно месте по длине и сечению трубопровода находится данный дефект.

Для пояснения этого рассмотрим результаты анализа данных диагностики и замеров фактической толщины стенки трубы, осуществленных на магистральных трубопроводах тепловой сети г. Казани (ОАО «Татэнерго», Казанские тепловые сети).

Анализ результатов диагностики осуществляется следующим образом.

На основании энергии эмиссии (напряжений) дефекты подразделяются на критические (на рисунках интервалы отмечены красным цветом), докритические (зеленый цвет) и удовлетворительное состояние. На основании статистического анализа, осуществленного на стадии разработки метода, указанным интервалам присвоено следующее значение потока отказов: акустический диагностика коррозионный труба

/ критические дефекты - 4 течь/п.км в год; / докритические дефекты - 1,7 течь/п.км в год; / удовлетворительное состояние -0,15 течь/п.км в год.

Далее с использованием указанного определения дефектов осуществляется расчет коэффициента аварийноопасности (к), который является параметром для оценки технического состояния трубопровода. В качестве критерия для заключения о возможности дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его перекладки используется предельное значение указанного коэффициента (Хк), которое зависит от диаметра трубы и получено на основании статистических данных.

При рассмотрении представленных результатов надо в первую очередь учитывать, что:

¦ анализ технического состояния трубопровода по фактической толщине стенки трубы, представленной в части «а» рисунков, основывается на критерии недопустимости утонения более чем на 20% [4];

¦ т.к. акустический метод основывается на физическом процессе эмиссии сигналов интервалами повышенных напряжений, анализ технического состояния осуществляется по критерию напряжений, предусмотренному РД[5].

Таким образом, ниже представленный анализ в первую очередь касается сопоставимости указанных нормативных документов в свете принятия решения о ремонте или дальнейшей эксплуатации трубопровода.

В соответствии с критерием «по толщине» данный участок требует перекладки.

Значение коэффициента аварийноопасности, рассчитанное по сумме длин интервалов критических, докритических дефектов и удовлетворительного состояния составляет Х=1,48. Для данного диаметра трубы (Ду 1000) Хк=0,8. Таким образом, по критерию «напряжение» трубопровод также необходимо перекладывать.

Представлен участок трубопровода, который не имеет значительных коррозионных повреждений. По критерию «толщины» допускается его дальнейшая эксплуатация. Значение коэффициента аварийноопасности Х=0,46. Для данного диаметра трубы (Ду 800) Хк=0,8. Таким образом, по критерию «напряжение» трубопровод также допускает дальнейшую эксплуатацию.

Представлен участок трубопровода, имеющий существенные коррозионные повреждения. По критерию «толщины», т.к. утонение приближается к пороговому значению 20%, участок допускает дальнейшую, но ограниченную, эксплуатацию -1-2 года. Значение коэффициента аварийноопасности Х=0,69. Для данного диаметра трубы (Ду 600) Хк=0,9. Так как значение коэффициента аварийноопасности приближается к критическому (к>0,7 Хк), по критерию «напряжение» трубопровод также допускает ограниченную дальнейшую эксплуатацию.

Из представленных данных видно, что оценки технического состояния по критериям «толщина», «напряжения» и результаты акустической диагностики дают одинаковые заключения об остаточном рабочем ресурсе трубопровода.

Результаты акустической диагностики наносятся на схему продиагностированного участка теплотрассы, что дает информацию о характере распределения дефектов по длине. Например, на участке, неудовлетворительное техническое состояние трубопровода обусловлено интенсивными коррозионными повреждениями в интервале от 50 до 92 м что находит наглядное отображение при представлении результатов диагностики

При сопоставлении результатов замера толщины и акустической диагностики следует обратить внимание на то, что с одной стороны характер кривых на обоих графиках схож; с другой стороны наблюдаются расхождения в классификации дефектов:

¦ локальное утонение (14%) на отметке 47 м «звучит» как «критическое»;

¦ локальное утонение (60%) на отметке 92 м акустикой не выявлено.

Ранее было отмечено, что метод акустической диагностики выявляет места повышенных напряжений в конструкции трубопровода. В работе [3] наглядно показано, что в зависимости от местоположения как по длине трубопровода, в частности относительно скользящих опор, так и по сечению трубы, утонение одной и той же величины может быть как аварийно опасным, так и допускать дальнейшую эксплуатацию.

Когда коррозионные повреждения охватывают значительные (несколько метров) по длине интервалы, указанная «неполнота» регистрации дефектов акустическим методом учитывается методикой расчета коэффициента аварийноопасности. Поэтому, когда по результатам диагностики делается заключение о необходимости перекладки, то нет необходимости (а точнее - неправомерно) сравнивать места критических дефектов с наибольшим утонением.

Другое дело, когда по результатам диагностики возможно осуществление профилактических ремонтных работ с целью продления рабочего ресурса трубопровода. Если осуществить вскрытие теплотрассы и замену трубы на интервале 50-90 м, то локальный дефект на отметке 92 м может быть не обнаружен.

Практика использования акустического метода показала, что основные трудности возникают с обнаружением локальных дефектов размером менее 20 см в диаметре. Представлены результаты выявления таких дефектов. Наиболее четко «прозвучал» дефект на отметке 37 м.

Утонение (20%) на отметке 10 м практически не выявлено. Если согласно рекомендациям диагностики провести вскрытие теплотрассы на интервале 24-37 м и осуществить ремонтные работы, то главное, что основные аварийноопасные дефекты будут устранены.

Статистика показала, что рассматриваемым методом акустической диагностики обнаруживается более 60% локальных дефектов. Дефектные интервалы длиной более 1 м выявляются с достоверностью около 90%, при этом местоположение «критических» дефектов и мест наибольшего утонения может не совпадать.

Кроме этого, возникновение аварийноопасных мест с повышенными напряжениями может быть обусловлено не только наличием коррозионного утонения. Наличие дефектов на отметках 24 и 37 м привело к повышению напряжений до докритического уровня в районе скользящей опоры (отметка 27-32 м). В работе [6] рассмотрен случай, когда выявленное при диагностике повышенное напряжение было обусловлено разрушением скользящей опоры, что при опрессовке привело к образованию течи.

На основании вышеизложенного можно рекомендовать следующую последовательность в рассмотрении и использовании результатов акустической диагностики:

1. На основании сравнения величины коэффициента аварийноопасности с критическим принимается решение о необходимости проведения капитального ремонта трубопровода на участке или возможности его дальнейшей эксплуатации.

2. На основании характера распределения мест повышенных напряжений (критических дефектов в суперпозиции с докритическими), представленного на схеме участка, рассматривается вопрос о допустимости проведения локального профилактического ремонта. При наличии четко выраженной локальности дефектных интервалов необходимо поставить перед оператором-обработчиком задачу о повторной обработке и анализе с целью выделения отдельных, локальных дефектов с наибольшей аварийноопасностью (для этого существует специальная программа).

3. При вскрытии теплотрассы для проведения профилактических ремонтных работ следует исходить из того, что повышенные напряжения могут быть обусловлены не только утонением стенки трубы, но и разрушением конструктивных элементов трубопровода (скользящие и мертвые опоры, обвал плит перекрытий и др.).

Эффективность использования данных, полученных при акустической диагностике, иллюстрирует опыт работы организации ОАО «Тепло-энерго» г. Кемеров.

К весне 2002 г. были продиагностированы все трубопроводы магистральной теплосети (65 п. км). На основании полученных данных 900 п. м труб (находящихся в эксплуатации более 25 лет) было исключено из плана перекладки. Переложено 600 п. м. За счет перераспределения финансирования был выполнен большой объем профилактических ремонтных работ в местах, отмеченных по результатам диагностики как критические. В итоге, в предшествующий диагностике отопительный период 2001-2002 г. на теплотрассе была зафиксирована 21 авария (течь), а в последующий отопительный период 2002-2003 г. - 6 аварий!

В настоящее время более 60 организаций в России и Беларуси приобрели оборудование для диагностики трубопроводов тепловых сетей акустическим методом разработки НПК «Вектор». 28 организаций владеют технологией диагностики в полном объеме и осуществляют этот вид работ самостоятельно. Остальные, например предприятия теплоснабжения ГМУП «Мостеплоэнерго» и «Мосгортепло», осуществляют только запись акустических сигналов, инструментальный и визуальный контроль, предусмотренные технологией диагностики, и передают эти исходные данные в Обрабатывающий центр для анализа и получения Технического заключения. Накопленный опыт позволяет рекомендовать акустический метод для диагностики действующих трубопроводов тепловых сетей.

Литература

1. Е.В. Самойлов. «Диагностика как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей» // «Новости теплоснабжения», № 4, 2002.

2. Е.В. Самойлов. «Диагностика трубопроводов тепловых сетей, как альтернатива летним опрессовкам» // «ЖКХ. Журнал руководителя и главного бухгалтера», № 4, 2003.

3. Е.В. Самойлов. «Техническое состояние трубопроводов тепловых сетей и критерии ремонта» // «Новости теплоснабжения», № 4, 2004.

4. «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок», М., ЭНЕРГОСЕРВИС, 2003.

5. «Типовая инструкция по периодическому техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации». РД 153-34.0-20.522-99.

6. Х.С. Шакурзьянов, Н.М. Бологов. «Опыт внедрения диагностики тепловых сетей» // «Новости теплоснабжения», № 12, 2003.

Размещено на Allbest.ru