В
В мире НК
Guest
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.
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.