Диагностика как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей

Диагностика как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей 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.

тепловой трубопровод коррозионный диагностика.

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.

Таблица 1.

1998 г.	1999 г.
Количество продиагностированный участков.		1037 (567).
Протяженность, п.км.	115.24.	244.51 (129.27)
Суммарная протяженность мест с критическими дефектами, п.км.	3.82.	15.92 (12.1)
Суммарная протяженность мест с докритическими дефектами, п.км.	17.51.	40.49 (22.98)
Количество аварий в местах критических дефектов.		64 (61)
Количество аварий в местах докритических дефектов.		36 (29)
Количество аварий в бездефектных местах.		28 (21)
Количество аварий в тепловых камерах.
Удельная повреждаемость, течь/п.км*год.
В местах критических дефектов.	5.24.	4.02 (5.04)
В местах докритических дефектов.	1.03.	0.89 (1.26)
В бездефектных местах.	0.13.	0.22.
Поток отказов отнесенный ко всей длине трубопроводов.	0.53.	0.59.

В скобках значения с учетом 1998 г.

Из таблицы 1 видно, что для интервалов отмеченных как:

• — критические повреждаемость 5 — 5,2 течь/п.км в год;
• — докритические 1 — 1,3 ————-?—————
• — удовлетворительное 0,13 — 0.2 ————-?—————

На основании суммарной протяженности дефектных интервалов на участке трубопровода и указанных значений удельной повреждаемости осуществляется расчет вероятностного количества аварий для него на ближайший год. Пример расчета для участка, представленного на рис. 3 приведен в таблице 2.

Таблица 2.

Суммарная длина, L, п.км.	Удельная повреждаемость, P, течь/п.км*год.	К-во течей в год. N= L*P*M.	Вероятность образования течи, %.
прямая и обратная трубы.	0,262.	М = 3.8.
критических интервалов.	0.047.		0.89.	23,5.
докритических интервалов.	0,077.	1.2.	0.35.	9,2.
труб в удовлетворительном состоянии.	0.138.	0.15.	0.08.	2,1.
Итого:	1,32.	34,8.

Для данного участка показатель уровня повреждений составляет 1,32 течь/год, то есть в перспективе на данном участке образуется две — три течи за два года с вероятностью 34,8%.

Удельная повреждаемость для данного участка также равна 1,32 течь/п.км в год.

Используя описанный подход, был осуществлен расчет числа повреждений на продиагностированных участках трубопроводов Предприятия № 3 МГУП «МОСТЕПЛОЭНЕРГО» на 2000 и 2001 год. В таблице 3 представлены результаты прогноза и данные по фактическим местам образования течей.

Таблица 3. За период с 01.08.99 по 200.12.01 продиагностировано:

08.99 -11.99.	11.99 -09.00.	09.00 -12.01.	Всего.	Перекладка 2000.	Для расчета 2000.	Перекладка 2001.	Для расчета 2001.
Участков.
Длина (п.м).
Докритич.
Критич.

Прогноз по числу аварий в год:

Уд. поврежд.	2000 г.	2001 г.
Расчет.	Факт.	Расчет.	Факт.
По критич. интервалам.				9.2.
По докритич. интервалам.	1,2.	4,9.		4.2.
По удовлетв. состоянию.	0.15.	2,5.		2.1.
Не определена отметка.
Итого в год.	17,4.		15,5.

Отмечается хорошее совпадение прогнозных и фактических данных по повреждениям.

Одним из основных, при внедрении рассматриваемой системы диагностики, является вопрос об уровне достоверности получаемых оценок.

На стадии разработки акустический метод обнаружения коррозионных дефектов прошел тестовые испытания на экспериментальном стенде трубопровода тепловой сети во Всероссийском теплотехническом институте [5], где коррозионные дефекты имитировались механическими выборками (фрезеровка) металла в конкретных местах. По результатам диагностики все восемь дефектов были обнаружены.

Показатель достоверности обнаружения утонения стенки трубы оценивался при исследованиях участков трубопроводов, предварительно продиагностированных, на которых осуществлялась перекладка. При вскрытии теплотрассы при визуальном осмотре определялись и идентифицировались коррозионные дефекты, обнаруженные рассматриваемой Системой диагностики, а также осуществлялись замеры фактической толщины стенки трубы по всей длине участка и сравнение с данными диагностики. На фото 1−4 представлены типы дефектов, выявленные по результатам диагностики.

Участков исследований по оценке достоверности диагностики только по г. Москве было 71. Анализ результатов показал, что утонение стенки трубы более чем на 30% от начальной обнаруживается с достоверностью 87%.

Показателем достоверности по идентификации (критические, докритические) уровня повреждения и степени его опасности с позиции образования течи являются данные, представленные в таблице 1 и указывающие, что данный акустический метод позволяет обнаружить наиболее «гнилые» и наоборот, находящиеся в удовлетворительном состоянии, интервалы труб.

Следует отметить, что приведенная оценка достоверности по обнаружению мест утонения стенки трубы, относится к характеристике метода, когда обработка данных осуществляется специалистами в области акустики. Для широкомасштабного использования был разработан специальный алгоритм программы, ориентированный на профессиональные навыки персонала организаций эксплуатации тепловых сетей. В связи со снижением требований к оператору, достоверность диагностики, для предлагаемого промышленного варианта Системы, составляет 75−80%. В частности, нам пришлось отказаться от уточнения наличия и степени опасности дефектов в окрестности углов поворота и мертвых опор в интервале +2,5%L (точность выделения дефекта).

«Система диагностики трубопроводов тепловых сетей» получила должную оценку и внедрение. Диагностика трубопроводов по методике НПК «Вектор» включена в перечень обязательных работ по оценке фактического состояния трубопроводов тепловых сетей в г. Москве. На 01.03.2002 только по Москве и Подмосковью продиагностировано более 4000 участков тепловых сетей общей протяженностью более 800 п.км.

Результаты диагностики используются для:

• — оценки фактического состояния металла труб и конструктивных элементов;
• — прогноза количества аварий (течей);
• — обоснования необходимости осуществления перекладки участка, определения очередности осуществления перекладок по участкам;
• — определения интервалов трубопровода на участке, находящихся в удовлетворительном состоянии;
• — оценки рациональности проведения профилактического ремонта с частичной заменой труб на отдельных интервалах с целью продления рабочего ресурса трубопровода.

В соответствии с Распоряжение Управления топливно-энергетического хозяйства г. Москвы, все участки теплосетей, на которые поданы заявки на перекладку, подлежат диагностике с использованием указанной Системы. При этом осуществляется не только подтверждение необходимости проведения капитального ремонта, но и, на основании приведенной оценки вероятности образования течи на участке, определяется очередность осуществления этих работ.

Директор предприятия тепловых сетей ОАО «ТЕВИС» г. Тольятти, где система диагностики используется более трех лет, указывает, что: «…соотношение затрат на диагностику и экономического эффекта от ее применения составляет 1:20» [6].

Работы по диагностике трубопроводов состоят из следующих двух этапов:

1. Сбор первичной информации на конкретном участке трубопровода.

Работы осуществляет выездная бригада в составе трех человек, оснащенная соответствующим оборудованием. Бригада должна иметь исполнительную документацию на участок (схема трассы), сведения по году прокладки, сведения о ранее проведенных ремонтных работах. На обследуемом участке необходимо осуществить проверку соответствия фактической прокладки исполнительной документации — трассировка.

При диагностике осуществляется:

• — запись акустических сигналов на трубах;
• — инструментальные замеры толщины и электрического потенциала, а точках доступа;
• — визуальный осмотр состояния конструктивных элементов в точках доступа.

Результаты инструментальных замеров и визуального осмотра заносятся в опросный лист.

Список оборудования выездной бригады для выполнения работ по диагностике:

№. п/п.	Тип прибора.
	Записывающее устройство «Вектор 2001».
	Трассоискатель 2ТА-1 с мерным колесом.
	Ультрозвуковой толщиномер с высокотемпературными датчиками.
	Мультиметр с медносульфатным электродом.

В связи с производственной необходимостью, бригады могут быть ориентированы на оперативное обнаружение мест истечения воды (течи). Указанное записывающее устройство «Вектор 2001» относится к классу корреляционных течеискателей. Подробное описание данной функции прибора дано в статье «Эффективность применения корреляционных течеискателей …» [7].

2. Обработка первичной информации осуществляется с помощью пакета прикладных программ. Результаты анализа записей акустики и данных опросных листов представляются в Техническом заключении на обследуемый участок. Данную работу осуществляет оператор, прошедший специальное обучение.

Рекомендуется организациям эксплуатации тепловых сетей, на стадии освоения данного метода, оснастить аварийную бригаду указанным оборудованием и ориентироваться в первую очередь на обнаружение и определение местоположения течи. Одновременно данная бригада может осуществлять сбор первичной информации и запись акустических сигналов для целей диагностики, которая затем с использованием Интернет пересылается в почтовый ящик отдела диагностики НПК «Вектор» для обработки. По данной схеме уже работают организации Подмосковья и городов Тольятти, Оренбурга, Ижевска, Кемерова и др.

В заключение следует отметить, что для популяризации метода, сотрудники НПК «Вектор» по Заявке организаций осуществляют выезд и демонстрационную диагностику трубопроводов тепловых сетей в различных регионах.

Более подробную информацию можно получить по телефону: отдел диагностики НПК «Вектор» (095) 742−98- 88, или направив запрос в почтовый ящик Этот адрес e-mail защищен от спам-ботов. Чтобы увидеть его, у Вас должен быть включен Java-Script.

• 1. «Типовая инструкция по периодическому техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации», РД 153−34.0−20.522−99.
• 2. А. Б. Кириченко, С. Б. Кириченко. «Техническое диагностирование как важный элемент коррозионного мониторинга не нефтегазовых промыслах», ж. «Практика противокорроозионной защиты», № 3 (21), 2001.
• 3. «Способ обнаружения коррозионных дефектов в трубопроводах водоснабжения». Патент № 2 138 037.
• 4. Е.Скучик. кн. «Основы акустики», Москва, «Мир», 1976.
• 5. А. С. Тимошкин. «Приборы для определения состояния и мест повреждений трубопроводов тепловых сетей», ж. «Новости теплоснабжения», № 2, 2001.
• 6. В. Н. Орехов. «К вопросу о надежности тепловых сетей», ж. «Новости теплоснабжения», № 7, 2001.
• 7. Е. В. Самойлов, Ю. И. Тужилкин. «Эффективность применения корреляционных течеискателей для определения мест утечек из трубопроводов теплоснабжения», ж. «Новости теплоснабжения», № 7, 2001.