Среда
09.07.2025
12:12
Приветствую Вас Гость
RSS
 
Мой сайт
Главная Регистрация Вход
»
Меню сайта

Статистика

Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0

Форма входа

Главная » 2013 » Август » 25 » Внедрение системы мониторинга состояния техноло
20:49
 

Внедрение системы мониторинга состояния техноло

Эта статья опубликована в журнале Энергосовет № 7 (12) за 2010 г

А. И. Хейфец, начальник Службы диагностики и электрохимической защиты, Предприятие «Тепловая сеть» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1», 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.

1

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


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. 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 мин. 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 50C, 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%.

2

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 1010 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.


3

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.

4

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.

Посмотреть данную технологию более подробно,
Вы можете в Каталоге энергосберегающих технологий

Просмотров: 835 | Добавил: bencer | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
Поиск

Календарь
«  Август 2013  »
Пн Вт Ср Чт Пт Сб Вс
   1234
567891011
12131415161718
19202122232425
262728293031

Архив записей

Друзья сайта
  • Официальный блог
  • Сообщество uCoz
  • FAQ по системе
  • Инструкции для uCoz