О методах НК, применяемых для диагностики трубопроводов тепловых сетей

[В мире НК]

Об авторах:

Сотрудники ОАО «ТГК-1», Санкт-Петербург:

Необходимо войти для просмотра
Поленова Людмила Васильевна
Ведущий эксперт, эксперт высшей квалификации.

Необходимо войти для просмотра
Черновец Наталия Борисовна
Эксперт ОАО «ТГК-1»

Сотрудники Предприятия «Тепловая сеть» ОАО «ТГК-1», Санкт-Петербург:

Необходимо войти для просмотра
Иванов Николай Владимирович
Главный инженер

Необходимо войти для просмотра
Чуйко Дмитрий Евгеньевич
Начальник службы диагностики и электрохимической защиты



Тепловые сети, являясь составной частью системы централизованного теплоснабжения современных городов, представляют собой сложные инженерные сооружения, предназначенные для транспортировки тепловой энергии от источников тепла к потребителям.

Протяженность тепловых сетей, находящихся на балансе Предприятия «Тепловая сеть» ОАО «ТГК-1», в Санкт-Петербурге и Ленинградской области на 1 января 2009 г. составляет 401 км (диаметр труб от 57 до 1400 мм). По типу прокладки около 90 % протяженности составляет подземная прокладка теплопроводов (канальная и бесканальная), остальное - надземная.

Нормативный срок эксплуатации трубопроводов тепловых сетей принимается по нормам амортизационных отчислений и составляет 25 лет. Во многих случаях он не соответствует их реальному ресурсу.

Ускоренная коррозия металла до сих пор является главным препятствием для обеспечения надежной и безопасной эксплуатации тепловых сетей.

Выходы из строя трубопроводов обусловлены процессами локальной коррозии, обусловленной наличием двухфазной среды. Наибольшую опасность представляет коррозия наружной поверхности, возникающая как следствие воздействия кислорода, поступающего вместе с влагой из грунта или атмосферы (дополнительными катализаторами являются диоксид углерода, сульфаты и хлориды), а также электрохимическая коррозия, сопровождаемая появлением электрического тока от внешнего источника (коррозия под воздействием блуждающих токов).

Коррозия наружной поверхности металла трубопровода возникает непосредственно при контакте металла и влаги. Интенсивность этой коррозии определяется:

• температурой теплоносителя;
• свойствами изоляционных материалов;
• солевым составом, общей кислотностью, щелочностью, значением pH почвенногрунтового электролита и составом почвенногрунтового воздуха;
• удельным электрическим сопротивлением почв и грунтов;
• вредным влиянием подземных инженерных коммуникаций.

Эти факторы играют существенную роль при бесканальной прокладке трубопроводов и на участках канальной прокладки, подверженных подтоплению.

Для наружной коррозии трубопроводов характерны повреждения, распространяющиеся на значительную площадь - 0,5 х 1,5 м и более по длине трубы, возникающие, как правило, в месте нарушения изоляции - локально.

Основным признаком проявления коррозии, начинающейся на наружной поверхности в местах нарушения обмуровки по причине увлажнения, является пленка (слой) продуктов коррозии, имеющая слоистое строение. Под слоем продуктов коррозии поверхность бугристая. При воздействии на трубопровод блуждающих токов на наружной поверхности образуются свищи с гладкими стенками и кратером, обращенным наружу, обычно свободным от продуктов коррозии.

Для коррозии внутренней поверхности трубопроводов тепловых сетей характерна четкая локализация коррозионных поражений в виде язв, со временем перерастающих в свищи.

Скорость развития коррозионных повреждений металла с внутренней поверхности зависит от температуры и физико-химических параметров воды: содержания кислорода и угольной кислоты, содержания депассиваторов (хлоридов и сульфатов), значения pH и щелочности. Образование коррозионных поражений внутренней поверхности также связано со следующими факторами: структурой, составом, сплошностью и однородностью покровных пленок на внутренней поверхности трубы; наличием дефектов металла (например, при непроваре монтажных сварных швов); участием в коррозионных процессах микроогранизмов (биокоррозия); уровнем местных напряжений в металле; неполным дренированием в летний период и отсутствием консервации.

Для оценки реального состояния трубопровода применяются следующие методы технического диагностирования.

Тепловая аэросъемка

Физической предпосылкой дистанционной температурной индикации подземных теплотрасс является формирование на земной поверхности аномалии, величина которой зависит от температуры теплоносителя, диаметра и состояния теплопроводов, глубины залегания, физических свойств грунта и метеоусловий на земной поверхности. Температурная аномалия может быть найдена путем решения стационарного уравнения теплопроводности Фурье.

При наличии в теплотрассе прямой и обратной труб следует ожидать только один температурный максимум, т. е. в температурном поле поверхности эти трубы не разделяются. Несоблюдение проектной глубины укладки труб подземных теплотрасс может контролироваться с помощью тепловой аэросъемки и на инфракрасном (ИК) изображении должно выражаться в постепенном изменении интенсивности температурной аномалии над теплотрассой. Влияние метеорологических условий на температурное поле над теплотрассами весьма значительно, поэтому следует проводить тепловую аэросъемку, по возможности, в маловетреную погоду.

Диаметр изолированной трубы также влияет на возможность ее дистанционной индикации. При исправном техническом состоянии теплотрассы трубы малых диаметров создают слабые температурные аномалии (около + 1 °С) и не могут регистрироваться тепловой аэросъемкой с высокой надежностью.

Анализ влияния утечки горячей воды на температуру поверхности показывает, что намокание изоляции должно приводить к значительному повышению (на 1,5 - 2 °С) аномалии температуры поверхности, которое может быть надежно зарегистрировано. При появлении утечки горячей воды на глубине 1 м температурная аномалия на поверхности достигает половины ее возможного максимального значения через 6 дней и 0,9 максимального значения - через 20 дней. Поэтому тепловая аэросъемка может обнаруживать утечки из теплотрасс, «возраст» которых составляет от нескольких дней до двух-трех недель и более в зависимости от глубины залегания труб. Съемка должна выполняться в условиях отсутствия прямой солнечной засветки (в пасмурную погоду или в ночное время суток) не ранее чем через 10 дней после выхода системы теплоснабжения на номинальный режим при отсутствии снежного покрова (или на 2 - 3 сутки после выпадения осадков с толщиной снежного покрова не более 5 см). Оптимальная высота полета 350 - 400 м (при использовании тепловизора «Малахит»).

Как правило, выполняется площадная аэросъемка по сети параллельных маршрутов либо маршрутная аэросъемка отдельных трубопроводов. В полете используется навигационное программное обеспечение, позволяющее наблюдать на экране монитора положение авианосителя относительно запроектированных маршрутов по данным GPS. При заходе на очередной маршрут включаются тепловизор и цифровая камера и проводится запись съемочной информации, момент включения регистрируется в виде отметки времени на траектории в базе данных аэросъемки. При помощи специального программного обеспечения во время полета производится предварительный контроль качества тепловизионного изображения теплосетей.

 

[В мире НК]

Методика оценки состоит в просмотре и дешифровке (интерпретации) материалов тепловой аэросъемки и фотосъемки сопровождения, выделения аномалий теплового поля, связанных с объектами тепловой сети, их локализации на картографической основе и отнесение их к различным категориям в соответствии с разработанными критериями. Процесс поиска аномалий проходит на базе геопривязанной съемочной информации: к топокарте города с нанесенной траекторией полета и привязанными к траектории тепловыми и цветными фотоизображениями.

Тепловая растровая карта обладает измерительными свойствами топографической карты и представляет собой плановое изображение местности в ИК-диапазоне. Поскольку сканирующий тепловизор имеет сложный закон формирования изображения при постоянно изменяющихся условиях съемки в течение одного маршрута (непрямолинейность траектории, изменение углов ориентации и высоты полета), процесс изготовления растровой карты предполагает цепь геометрических преобразований над исходными данными для создания единого изображения из отдельных маршрутов. Для этого используется специализированное программное обеспечение с привлечением на определенных этапах дополнительной информации в виде исходной топоосновы.

Необходимо войти для просмотра​

Тепловая аэросъемка теплотрасс позволяет обнаружить зоны температурных аномалий (рис. 1), указывающих на наличие утечки теплоносителя, места нарушения целостности и намокания изоляции, а также позволяет уточнить расположение участков тепловой сети и создать по результатам обследования тепловую карту города в картографической проекции. Метод очень эффективен для планирования ремонтов и выявления участков с повышенными теплопотерями. Съемку необходимо проводить весной (март - апрель) и осенью (октябрь - ноябрь), когда работает отопление, но снега на земле нет. Однако следует отметить, что метод площадной тепловой аэросъемки не является методом прямого измерения (определения по фиксированным критериям) состояния металла трубопроводов, он лишь позволяет провести качественную оценку состояния тепловой изоляции трубопроводов и других конструктивных элементов тепловой сети по тепловым аномалиям на поверхности грунта над трубопроводами.

На обследование и получение результатов по всей территории Санкт- Петербурга уходит всего три недели.

Однако применение метода ограничено требованиями ФСО. Данный метод не позволяет определить состояние металла трубопровода, являющегося источником опасности. В связи с этим необходимо применять тепловизионную съемку в сочетании с локальными наземными методами НК.

Акустическая эмиссия (АЭ)

Метод основан на регистрации и анализе акустических волн, возникающих в процессе пластической деформации и разрушения (роста трещин) контролируемых объектов. Он позволяет формировать адекватную систему классификации дефектов и критерии оценки состояния объекта, основанные на реальном влиянии дефекта на объект. Другим источником АЭ является истечение рабочего тела (жидкости или газа) через сквозные отверстия.

Характерными особенностями метода являются:

• обнаружение и регистрация только развивающихся дефектов, что позволяет классифицировать дефекты не по размерам, а по степени их опасности;
• весьма высокая чувствительность к растущим дефектам - предельная чувствительность АЭ- аппаратуры по теоретическим оценкам составляет порядка 10-6 мм2, что соответствует выявлению скачка трещины протяженностью 1 мкм на величину 1 мкм;
• интегральность метода обеспечивает контроль всего объекта с использованием одного или нескольких АЭ-преобразователей, неподвижно установленных на поверхности объекта;
• возможность контроля различных технологических процессов и процессов изменения свойств и состояния материалов;
• независимость выявляемости дефектов от положения и ориентации объекта.

Применение метода АЭ ограничивается в ряде случаев трудностью выделения сигналов АЭ из помех.

Метод АЭ может быть использован при изготовлении объектов, в процессе приемочных испытаний, при периодических технических обследованиях, в процессе эксплуатации в целях обнаружения, определения координат и слежения (мониторинга) за источниками АЭ, связанными с несплошностями на поверхности или в объеме стенки объекта контроля, сварного соединения и изготовленных частей и компонентов. Все индикации должны быть при наличии технической возможности оценены другими методами НК. АЭ-метод может быть использован также для оценки скорости развития дефекта в целях заблаговременного прекращения испытаний и предотвращения разрушения изделия.

Необходимо войти для просмотра​

Давление теплоносителя необходимо повысить не менее, чем на 10 % от эксплуатационного значения и затем в течение 10 мин произвести запись сигналов. При одном подъеме давления можно продиагностировать около 1000 м трубопровода.

На Предприятии «Тепловая сеть» метод АЭ применяется для диагностики трубопроводов надземной прокладки. По нашему мнению, в условиях действующих тепловых сетей метод имеет ограниченную область применения и не дает однозначных результатов, его эффективность можно условно оценить, как среднюю.

Акустическая диагностика с использованием аппаратуры НПК «Вектор»

Этот способ диагностики основан на явлении эмиссии (излучении) сигналов в акустическом диапазоне частот (от 300 до 5000 Гц) из зон повышенных механических напряжений в трубопроводе с выделением относительно слабых сигналов эмиссии на фоне значительной зашумленности с применением спектрального анализа.

При движении теплоносителя по трубе 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.

С помощью корреляционного анализа осуществляется определение местоположения источника излучения (дефекта) и по значению функции взаимной корреляции производится оценка уровня напряжений. Представление результатов акустической диагностики (АД) (уровня напряжений) осуществляется через параметр «поток отказов», нормативные значения для которого получены на основании статистического анализа данных по авариям на ранее продиагностированных участках в сопоставлении с результатами НК другими методами.

АД проводится на трубопроводах водяной тепловой сети надземной и подземной (канальной и бесканальной) прокладки, находящихся в эксплуатационном режиме (обязательно наличие циркуляции теплоносителя, давление - более 0,25 МПа). К числу выявляемых дефектов относятся зоны повышенных напряжений, обусловленные утонением стенки трубы за счет наружной и внутренней коррозии, разрушениями конструктивных элементов трубопровода (мертвых и скользящих опор, обрушением плит перекрытий и др.); нарушениями технических решений проектов прокладки трубопроводов при проведении строительно-монтажных и ремонтных работ. Конкретизация причины, вызвавшей появление зон повышенных напряжений (дефектов), выявленных по результатам АД, осуществляется при вскрытии трубопровода (шурфовке) и проведении визуального и инструментального контроля. Работы по АД осуществляются в 2 этапа:

I. Проведение на трассе тепловой сети трассировки теплопровода, запись акустических сигналов шума тока воды по трубе, инструментальный и визуальный контроль в точках доступа к теплопроводу.

II. Обработка и анализ результатов, выдача технического заключения о фактическом состоянии трубопровода.

Регистрация акустических сигналов, распространяющихся по трубе (шум тока воды), производится двумя широкополосными пьезоэлектрическими датчиками, устанавливаемыми на концах участка непосредственно на механически зачищенную (до «металлического блеска») поверхность труб размером около 10 х 10 см. Сигналы от датчика передаются в блок регистрации, где записываются на магнитный носитель. Длительность единичной записи не менее 120 с. Длина диагностируемого участка составляет от 40 до 150 м.

Результаты визуального и инструментального контроля заносятся в опросный лист.

Обработку полученных результатов с помощью специальной программы «Диагностика» осуществляет оператор, владеющий навыками работы на ПК и прошедший специальное обучение обработке сигналов акустической эмиссии и анализу результатов диагностики, полученных с использованием аппаратуры НПК «Вектор».

Результаты обработки представляются в виде графика значений функции взаимной корреляции сигналов в зависимости от расстояния до одного из датчиков, который отражает местоположение источника акустической эмиссии и его энергию. Энергия источника эмиссии связана с уровнем напряжений в точке эмиссии.

Оценка источников акустической эмиссии и классификация дефектов по степени опасности проводятся согласно критериям, изложенным в п. 5.1 РД 15334.0-20.673-2005. При наличии в конкретной точке трубопровода сигнала уровня «Авария», делается заключение о наличии течи на трубе или недопустимого (чрезвычайно опасного) уровня напряжений. Дальнейший анализ и оценка не проводится. Информация предоставляется руководителю ОЭТС для проведения ремонтных работ.

Метод хорошо вписывается в процесс эксплуатации и конструктивные особенности тепловых сетей, с его использованием было обследовано более 50 км трубопроводов по трассе. Он является информационной составляющей в комплексе методов мониторинга действующих трубопроводов тепловой сети. Метод неприменим для трубопроводов в ППУ- изоляции. Не должно быть сильных внешних шумов. Применять этот метод можно только во время отопительного сезона, так как обязательно наличие тока воды и давление не менее 2,5 кгс/см2. Метод АД не дает однозначных результатов. Достоверность результатов около 40 %.

 

[В мире НК]

Ультразвуковое сканирование с использованием системы «Wavemaker™»

«Wavemaker™» является современной системой экспресс диагностики трубопроводов, которая используется для быстрого обнаружения коррозии и других дефектов на протяженных участках трубопроводов, расположенных в труднодоступных местах. В ней применяются направленные волны, которые распространяются вдоль всего тела трубы, при этом контролируется 100 % трубы. В зависимости от общего состояния трубопровода, условий его эксплуатации, вида используемой изоляции и других условий, можно проконтролировать от 30 до 200 м трубопровода при проведении одного измерения с одной точки. Могут использовать как крутильные, так и продольные волны, т. е. может проводиться контроль газопроводов и трубопроводов с жидким заполнением без вывода их из эксплуатации с минимальной подготовкой поверхности.

Система позволяет обнаружить проблемные зоны и оценить их общее состояние. После того, как эта зона определена, можно использовать другие методы контроля в локальных точках контролируемого объекта.

Необходимо войти для просмотра​

Система WAVEMAKER™ состоит из сканера (электронного блока) и кольца с преобразователями, которые размещаются на трубе (рис. 3). Волновой сканер G3 укомплектован мощным программным обеспечением для сбора данных, их анализа и составления различных отчетов.

Для диагностики трубопровода необходимо удалить изоляционное покрытие по всей окружности шириной от 50 до 70 см в зависимости от диаметра. На это место накладывается надувное кольцо с преобразователями. 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.

Метод отличает быстрота получения результата диагностики, что в ряде случаев делает возможным получение информации о состоянии металла непосредственно на месте производства аварийных работ. Применение метода «Wavemaker» требует значительных усилий по подготовке рабочего места и, кроме того, при этом возникает необходимость восстановления нарушенной изоляции. Акустическая волна, создаваемая генератором, имеет ограниченную мощность, ее затухание определяется наличием сварных швов, углов поворота, переходов диаметра трубопровода. Диапазон действия реально составляет около 15 м в каждую сторону от кольца. Достоверность результатов нуждается в проверке.

Метод магнитной томографии тепло-магистралей не имеет большого практического опыта применения в условиях тепловых сетей. Данный метод широко используется в нефтегазотранспортной системе.

Метод внутритрубной диагностики (ВТД). Предприятием «Тепловая сеть» опробован метод проведения диагностики трубопроводов тепловых сетей с использованием телеуправляемого диагностического комплекса - внутритрубного дефектоскопа, разработки ЗАО «Диаконт» (Санкт-Петербург). Комплекс позволяет провести визуальный контроль внутренней поверхности труб теплотрасс и замерить толщину стенки трубы изнутри без зачистки поверхности. Метод ВТД показал хорошую сходимость результатов по сравнению со стандартным методом замера толщины стенки.

Анализ повреждений труб теплосети как в процессе эксплуатации, так и при гидравлических испытаниях показал, что разрушения происходят после 10 лет эксплуатации при толщине стенки в пределах 1,8 ^ 2,0 мм - аварийная толщина. Повреждений трубопроводов сроком службы менее 5 лет от воздействия коррозионных процессов нет.

Поскольку процесс развития коррозии с наружной поверхности носит локальный характер, метод ВТД, позволяющий проводить фактически неограниченное число замеров и выявлять участки с критической толщиной стенки, является наиболее достоверным при диагностировании теплотрасс.

Для уточнения критериев оценки состояния при ВТД в соответствии с «Нормами расчета на прочность трубопроводов тепловых сетей» РД 10-400-01, пункт 4.3.1 расчетная толщина стенки трубы определяется согласно РД 10-24998. Расчет проводится на фактическое (рабочее) давление и давление при гидравлическом испытании (1,25 Рраб).

При ВТД на внутренней поверхности в нижнем полупериметре и в местах колебания уровня выявляются также язвы стояночной коррозии (единичные).

Выводы

Повреждения трасс подземной прокладки связаны с локальной наружной коррозией в местах нарушения обмуровки и образования значительных зон утонения.

Повреждения трасс надземной прокладки связаны с коррозией в виде язв внутренней и коррозией наружной поверхностей в местах нарушения обмуровки.

Необходимо войти для просмотра​

Учитывая, что наиболее опасными являются локальные разрушения вследствие коррозии с наружной поверхности (рис. 4), связанные с большим выбросом среды, методом НК, позволяющим с высокой степенью достоверности получать информацию о фактической толщине стенки металла трубопровода, является ВТД.

 

[admin]

Поленова Л.В., Черновец Н.Б., Иванов Н.В., Чуйко Д.Е. О методах НК, применяемых для диагностики трубопроводов тепловых сетей. − В мире НК. – Декабрь 2009 г. − № 4 (46). − С. 25−28. Статья любезно предоставлена редакцией журнала «В мире НК» (http://www.ndtworld.com). Наиболее точная и достоверная версия – в прикрепленном файле.

 

[Alexx]

И это пишут люди, у которых аварии раз в неделю. Право ценность этого невелика. Лучше бы с МОЭКа брали пример.

 

[самый]

Купили 3 комплекта Wavemaker и положили на полку так как ничего не показывает

 

[RastamLNK]

Учитывая, что наиболее опасными являются локальные разрушения вследствие коррозии с наружной поверхности (рис. 4), связанные с большим выбросом среды, методом НК, позволяющим с высокой степенью достоверности получать информацию о фактической толщине стенки металла трубопровода, является ВТД.

Когда это внутритрубная дефектоскопия стала самостоятельным методом НК?

 

[dea135]

Купили 3 комплекта Wavemaker и положили на полку

не хило!