Новый подход к оценке технического состояния трубопроводов тепловых сетей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Новый подход к оценке технического состояния трубопроводов тепловых сетей

Самойлов Е.В. к.т.н.,

научный руководитель работ по диагностике ЗАО НПК «Вектор»

В данной статье изложены новый метод инженерной диагностики трубопроводов тепловых сетей и подход к оценке технического состояния с учетом выявленного характера распределения напряжений.

Указанный метод более шести лет используется предприятиями эксплуатации тепловых сетей г. Москвы и Московской области. В настоящее время продиагностировано более 6500 участков, общей протяженностью более 4000 п.км. 18 организаций в различных городах Российской Федерации и Республики Беларусь владеют технологией в полном объеме и осуществляют этот вид работ самостоятельно.

Диагностика и критерии «ветхого» состояния труб.

Трубопроводы тепловых сетей являются важным элементом теплоснабжения городов и промышленных объектов. Для обеспечения безаварийной эксплуатации Организации тепловых сетей должны иметь достоверную и удобную для понимания и использования информацию о фактическом техническом состоянии труб, на основании которой следует своевременно осуществлять замену «ветхих» участков.

Параметрами оценки «ветхого» состояния труб являются:

Статистика аварий за минувшие 2-3и года;

Время эксплуатации трубопровода;

Обследование трубопровода в местах контрольных шурфовок.

Статистика аварий и прогноз образования течей являются основными факторами для принятия решения о замене труб (перекладка) или возможности дальнейшей эксплуатации. Когда время эксплуатации трубопровода приближается к проектному сроку, возникает вопрос о допустимости дальнейшей, сверхнормативной его эксплуатации.

Для определения фактического технического состояния трубопровода, нормативными документами предусмотрено проведение обследования труб в местах контрольных шурфовок. Для этого используются различные методы диагностики, перед рассмотрением которых следует указать на локальный характер этого подхода - уровень повреждения трубы в месте шурфа считается аналогичным для всей длины трубопровода на участке.

В точках вскрытия теплотрассы осуществляются:

Визуальный контроль, который дает информацию о состоянии теплоизоляции, антикоррозионного покрытия, качественно об уровне и характере коррозионных поврежденй наружной поверхности трубы.

Инструментальный контроль толщины стенки трубы (ультрозвуковая толщинометрия) - информация для оценки «ветхого» состоянии на основании критериев нормативных документов.

В местах шурфовок из материала трубы вырезаются образцы для проведения дефектоскопического анализа. В местах вырезки также визуально оценивается уровень и тип внутренней коррозии.

Основным параметром, по которому определяется «ветхость» трубы является фактическая, остаточная толщина стенки трубы. Так, в частности, «Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок» 2003 [1] года гласят: «Участки с утонением стенки трубопровода на 20% и более подлежат замене». Однако:

Такой подход не учитывает изменение условий финансирования, вследствие чего объем «ветхих» трубопроводов, требующих перекладки, из года в год возрастает.

В силу локальности проведенных обследований, если осуществить полное, 100% обследование действующих трубопроводов, то он значительно возрастет. диагностика трубопровод ветхий акустический

Нет возможности осуществить ранжирование участков по фактору опасности образования течи, с тем, чтобы в первую очередь переложить самые «ветхие».

Из-за локальности подхода, не редко при устранении действительно «ветхого» интервала, из эксплуатации выводятся трубы с утонением менее 10% от проектной толщины, допускающей дальнейшую эксплуатацию в течение весьма длительного периода (см. фото 1.)

Данный критерий не объясняет и, следовательно, не позволяет использовать тот, не редко встречаемый случай, когда трубы с утонением стенки трубы более 50% не только не имеют аварий в отопительный период, но и выдерживают температурные и гидравлические испытания.

Таким образом в настоящее время существует насущная потребность в использовании дополнительного параметра, позволяющего более детально, научно обосновано оценить степень «ветхости» трубы. В РД 522 [2] сказано: «Участки трубопровода, на которых при измерительном контроле выявлены уменьшения первоначальной (расчетной) толщины стенки трубопровода на 20% и более, подлежат замене. Для принятия решения о замене лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, должно выполнить поверочный расчет на прочность того участка трубопровода, где обнаружено утонение стенки». Именно уровень напряжений в конкретных местах обуславливает опасность разрушения - образования течи, или наоборот возможность безаварийной эксплуатации трубопровода.

Профессор, доктор технических наук А.А. Дубов, осуществив анализ существующих методов неразрушающего контроля указывает на низкую их эффективность при оценке ресурса промышленного оборудования и на необходимость перехода от традиционной дефектоскопии к Технической диагностике [3]. Последняя в первую очередь включает расчет или замеры фактических напряжений в конструкции, в нашем случае - в металле трубы теплосети. Для представления, что нового, по сравнению с критерием остаточной толщины стенки трубы, дает подход основанный на анализе напряжений, осуществим этап расчета на прочность трубопровода - оценка.

В трубах горячего водоснабжения возникают напряжения за счет действуя трех нагрузок:

Внутреннее давление;

Действие веса трубы, изоляции, воды в трубе;

Нагрузки от температуры.

Согласно принципу суперпозиции, действие от каждой нагрузки рассматривается отдельно. Затем результаты суммируются.

От действия внутреннего давления на стенках трубы возникают растягивающие напряжения, равномерно распределенные по длине и окружности. Для того, что бы труба выдержала только внутреннее давление, необходимо иметь толщину стенки tд (см. рис.1а) равномерную по сечению.

От действия весовой нагрузки расчет проводится в первую очередь по величине изгибающего момента, эпюра которого приведена на рис.1б. Видно, что наиболее нагруженными являются элементы трубы в точках скользящих опор и посередине пролета.

Характер распределения напряжений в сечении для точек над скользящими опорами дан на рис.1б. Характерно то, что по верхней образующей (12 часов) действуют растягивающие напряжения, по нижней (6 часов)- сжимающие. В силу этого допускается неравномерная толщина стенки трубы по сечению :

По верхней образующей - tиз 1 ;

По нижней образующей - tиз 2 , причем tиз 2 < tиз 1, т.к. по низу действуют сжимающие напряжения (расчет по касательным напряжениям);

В середине (3 часа) - напряжений от изгибающего момента нет и толщина стенки может быть нулевой . Сложим результаты при оценке воздействия внутреннего давления и весовой нагрузки (рис.1с):

По верхней образующей (12 часов) толщина стенки должна быть tд + tиз1, что бы выдержать суммарные растягивающие напряжения;

По середине (3 часа) - только tд;

По нижней образующей (6 часов) tд - tиз 2 < tд (компенсация растягивающих напряжений от внутреннего давления сжимающими от веса).

Проведенная оценка напряжений и толщины стенки трубы от действия рассмотренных двух силовых факторов, позволяет сделать следующий вывод:

наличие тонкой стенки трубы не означает наличие аварийной ситуации;

наличие толстой стенки трубы не означает отсутствие аварийной ситуации;

аварийную ситуацию можно определить только из анализа характера распределения напряжений по длине трубопровода и сечению трубы.

Учет напряжений от воздействия температуры усиливает данный вывод. В частности, при нагревании труба удлиняется, чему препятствуют мертвые опоры и углы поворота, это приводит к возникновению сжимающих напряжений, которые «гасят» растягивающие.

Условия разрушения стенки трубы и образования течи определяются не только остаточной толщиной, но и профилем дефекта. В работе С.Б. Киченко [4] приводятся результаты расчета допустимой остаточной толщины стенки трубы газопровода в месте дефекта в зависимости от линейного размера последнего (использован стандарт «Бритиш Газ» ASME). Показано, что для отдельных локальных дефектов допускается эксплуатация трубопровода с толщиной стенки до 60% от первоначальной, а для язв диаметром до 3t (t- исходная толщина стенки трубы) - и до 10%!

Таким образом, приведенная оценка минимальной толщины стенки трубы поясняет ранее отмеченный случай наличия рабочего ресурса у трубопровода с утонением стенки трубы на уровне 50% от проектной.

При осуществлении расчета на прочность на основании РД 522 [2] необходимо учитывать, что будут использованы проектные параметры конструктивных элементов. Но процессу коррозии подвержен металл не только трубы, но конструктивных элементов: сальниковых компенсаторов, скользящих и мертвых опор и др., что приводит к изменению, в частности, коэффициента трения, которое учесть практически невозможно. В этой связи наибольшую достоверность и значимость приобретают методы, позволяющие напрямую зафиксировать и оценить характер распределения напряжений в металле трубопровода, так называемые пассивные методы диагностики напряженно-деформированного состояния.

В настоящее время наиболее известны методы Акустической эмиссии и Магнитной памяти металла.

Сотрудниками НПК «Вектор» изобретен «Способ обнаружения коррозионных дефектов в трубопроводах водоснабжения», который относится к классу методов акустической эмиссии. От ранее известного он отличается тем, что в предыдущем об уровне напряжений судят косвенно на основании регистрации сигналов эмиссии развивающимися микротрещинами. В основе нашего метода лежит физический процесс эмиссии сигналов акустических частот местами с повышенными напряжениями, а точнее полем градиента напряжений.

На основании этого метода разработана Технология инженерной диагностики трубопроводов тепловых сетей, которая имеет завершенный характер и оснащена приборным, методическим и программным обеспечением. Более подробно указанная Технология изложена в работах [5; 6].

Метод акустический диагностики

Диагностируются трубопроводы тепловых сетей наземной, подземной канальной и без канальной прокладки диаметром от 80 мм и более, находящихся в эксплуатационном режиме при давлении теплоносителя более 0,25 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.

Работа заключается в размещении в точках доступа (тепловая камера, смотровой колодец, подвал дома и т.п.) на трубе, по концам диагностируемого участка, виброакустических датчиков (фото.2), сигналы от которых (шум тока воды по трубе) записываются на магнитный носитель (фото.2а). Записи акустических сигналов обрабатываются на компьютере с помощью специальной программы (фото.2в).



а) акустический регистратор «Вектор 2001»;

б) дополнительное оборудование для диагностики;

в) обработка акустических записей на компьютере.

С помощью программы сначала производится выделение сигналов, обусловленных эмиссией местами повышенных напряжений (дефектами). Далее с помощью корреляционного анализа осуществляется определение места положения дефекта. Энергия сигнала эмиссии дает информацию об уровне этих напряжении тем самым позволяет оценить опасность дефекта с позиции возникновения аварии (течи).

Используется три градации уровня дефектов (рис.2):

Докритический дефект;

Критический дефект;

Авария.



Обнаружение мест утонения стенки трубы

В России в 70-80% случаев причиной образования течи является утонение стенки трубы за счет внешней и внутренней коррозии. Исследование ранее продиагностированных участков трубопроводов показало, что:

в местах, отмеченных по результатам диагностики как «критические», остаточная толщина стенки трубы составляет менее 50% от исходной (см. фото. 3);

в докритических толщина стенки трубы состаляет 20 - 50% . Примеры обнаруженных дефектов даны на фото. 4 и 5.



Минимальная толщина стенки 35% от исходной - критическое состояние.

Наименьшая толщина стенки 68% от исходной - докритическое состояние.



Минимальная толщина стенки 58% от исходной - докритическое состояние. Результаты инженерной диагностики наносятся на схему участка (рис. 3), что дает информацию о характере распределения дефектов и позволяет определить интервалы трубопровода для проведения ремонтных работ.

Новый критерий оценки технического состояния трубопровода

Задачей любого метода инженерной диагностики является представление результатов в виде наиболее доступном и понятным для заключения о техническом состоянии трубопровода с целью принятия решения о возможности его дальнейшей эксплуатации или необходимости проведения капитального ремонта.

Для рассматриваемого подхода к оценке технического состояния трубопроводов тепловых сетей мало иметь информацию о характере распределения и уровне повышенных напряжений. Разрушение металла трубы обусловлено также и изменением прочностных свойств металла, что должно быть определено с использованием дополнительных методов и средств (дефектоскопия, испытания образцов на прочность).

Кроме этого, т.к. образование течей на трубопроводах в настоящее время полностью предотвратить невозможно, возникает вопрос: какое количество течей на участке, например в год, является допустимым для продолжения дальнейшей эксплуатации.

Согласно Соколову Е.Я. [7] трубопровод должен быть выведен в перекладку, когда затраты на аварийные ремонтные работы превысят приведенные затраты на эксплуатацию:

В данной формуле количество течей представлено через удельный коэффициент - поток отказов.

Таким образом, конечные результаты инженерной диагностики наиболее рационально представлять через показатель «поток отказов» или коэффициенты равнозначные с ним. Для интерпретации типа дефектов (критический, докритический) мы воспользовались данным подходом представления уровня дефектов через параметр «поток отказов». Для этого был осуществлен статистический анализ мест образования течей на ранее продиагностированных участках. Значения потока отказов для интервалов критических и докритических дефектов и удовлетворительного состояния труб даны в таблице 1. Для сравнения, среднее значение потока отказов для трубопроводов МУП «Мостеплоэнерго» составляет 0,75. Это указывает, что рассматриваемый метод позволяет выделить наиболее опасные, с позиции образования течи, интервалы трубопроводов.

Представление результатов акустической диагностики через значения потока отказов для выявленных дефектов позволяет рассчитать показатель (коэффициент) аварийно опасности для каждого конкретного участка.

В таблице 1 дан пример расчета коэффициента аварийно опасности для участка, представленного на рис. 3 и характер изменения его при проведении ремонтных работ - частичной перекладки.

Благодаря тому, что представление технического состояния трубопровода осущестРазмещено на http://www.allbest.ru/

вляется через коэффициент аварийно опасности с использованием результатов статистического анализа по течам, данных подход объединяет уровень напряжений в местах коррозионного утонения и изменение прочностных свойств металла за счет коррозии.

Кроме этого коэффициент аварийно опасности л не зависит от длины участка, что позволяет осуществить ранжирование различных интервалов трубопровода по техническому состоянию - прогнозу количества течей, которое может образоваться в течение года на нем. Остается только дополнить его критерием: при каких значениях коэффициента л следует рассматривать вопрос о перекладке. Для этого можно воспользоваться зависимостью (1), задав стоимость работ по устранению одной течи «У». Однако, указанная стоимость варьируется в широком диапазоне и зависит от: местоположения трассы трубопровода (газон или проезжая часть); объема ремонтных работ (латка или врезка катушки) и др. факторов. Для обобщения был использован статистический анализ результатов диагностики участков, включенных в титул перекладки. На рис. 4 дана зависимость критического значения коэфиициента аварийно опасности лk от условного диаметра трубопровода.

Представление результатов акустической диагностики через коэффициент аварийно опасности позволяет перейти к численному расчету остаточного рабочего ресурса. Для этого в анализ необходимо ввести параметр скорости коррозии, что является направлением дальнейшей разработки.

Достоверность акустической диагностики

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 выше связь между величиной утонения стенки трубы и напряжением в этом месте неоднозначна - возникновение аварийно-опасности (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).

На ниже приведенных рисунках представлены, в зависимости от расстояния до одного из датчиков (ось «Х») :

а) - результаты поинтервальных замеров толщины стенки трубы - отношение утонения к исходной толщине; %;

б) - результаты обработки акустических сигналов - местоположение дефектов и энергия сигнала эмиссии, которая соответствует уровню напряжений;

в) - представление местоположения дефекта и его классификация, которые представляются в Техническом заключении.

При рассмотрении представленных результатов надо в первую очередь учитывать то, 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» (рис. 5а) данный участок требует перекладки. Значение коэффициента аварийно-опасности, рассчитанное по сумме длин интервалов критических, докритических дефектов и удовлетворительного состояния (рис. 5с) составляет л = 1,48. Для данного диаметра трубы (Ду 1000) лк = 0,8. Таким образом, по критерию «напряжение» трубопровод также необходимо перекладывать.

На рис.6 представлен участок трубопровода, который не имеет значительных коррозионных повреждений. По критерию «толщины» - допускается его дальнейшая эксплуатация. Значение коэффициента аварийно-опасности л = 0,46. Для данного диаметра трубы (Ду 800) лк = 0,8.

Таким образом, по критерию «напряжение» трубопровод также допускает дальнейшую эксплуатацию.

На рис. 7 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 аварийно-опасности л = 0,69. Для данного диаметра трубы (Ду 600) лк = 0,9. Так как значение коэффициента аварийно-опасности приближается к критическому (л > 0,7 лк), 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, представленном на рис.8 неудовлетворительное техническое состояние трубопровода обусловлено интенсивными коррозионными повреждениями в интервале от 50 до 92 м (рис. 8а), что находит наглядное отображение при представлении результатов диагностики (рис. 8с).

При сопоставлении результатов замера толщины (рис. 8а) и акустической диагностики (рис. 8б) 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. Выше 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 «неполноста» регистрации дефектов акустическим методом учитывается методикой расчета коэффициента аварийно-опасности. Поэтому, когда по результатам диагностики делается заключение о необходимости перекладки 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. На рис. 8. видно, что если осуществить вскрытие теплотрассы и замену трубы на интервале 50-90м, то локальный дефект на отметке 92м может быть не обнаружен.

Практика использования акустического метода показала, что основные трудности возникают с обнаружением локальных дефектов размером менее 20см в диаметре. На рис.9 представлены результаты выявления таких дефектов. Наиболее четко «прозвучал» дефект на отметке 37м. Утонение (20%) на отметке 10м практически не выявлено. Если согласно рекомендациям диагностики провести вскрытие теплотрассы на интервале 24-37 м и осуществить ремонтные работы, то, главное, основные аварийно-опасные 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.

На основании выше изложенного. Можно рекомендовать следующую последовательность в рассмотрении и использовании результатов акустической диагностики:

1. На основании сравнения величины коэффициента аварийно-опасности 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 аварийно-опасностью (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.).

Обнаружение мест истечения воды и сверх высоких напряжений на трубопроводе.

Сигналы уровня «Авария» обусловлены двумя факторами:

* нарушение сплошности трубы и истечение воды (течь);

* повышенные напряжения, связанные с разрушением конструктивных элементов или качеством монтажа.

По статистике, более чем в 80% случаев, сигнал указанной градации генерировался процессом истечения воды (течью). Таким образом, разработанная аппаратура выполняет и функцию корреляционного течеискателя. Причем, в силу повышенных технических характеристик (чувствительности), обнаруживаются течи и на начальной стадии образования с интенсивностью водоизлива более 0,5 м3/час.

Примеры случаев, когда указанные сигналы были обусловлены разрушением конструктивных элементов (скользящие опоры, обвал плит перекрытий и др.) и изменением проектной конфигурации (искривление трубы из-за несоблюдения требований компенсации температурного удлинения) дано в статье руководителя службы наладки г. Кемерово [9]. Оборудование для акустической диагностики и обнаружения течей.

Для осуществления работ по диагностике разработаны приборы серии «Вектор». Регистратор акустических сигналов «Вектор 2001» (см. фото.2а) состоит из виброакустических датчиков, предварительных усилителей, катушек с кабелем (кабельная линия связи), блока оператора. Запись акустических сигналов осуществляется на MD- магнитофон. Прибор имеет высокую надежность в эксплуатации при низких температурах окружающего воздуха.

Однако, наличие кабельной линии связи затрудняет его использование при пересечении трубопроводами автомагистралей интенсивного движения, трамвайных и железнодорожных путей.

С этого года мы изготавливаем и продаем прибор «Вектор - САР» (см. фото 6). Указанное устройство состоит из двух автономных регистраторов (без кабельной линии связи или радиоканала). «Состыковка» их осуществляется на стадии задания режима регистрации. В нем реализован специальный метод синхронизации регистраторов для осуществления одновременной записи от двух датчиков. До перевода данных в компьютер для обработки можно осуществить запись сигналов на четырех трубах.

Оба указанных прибора используются для двух целей:

как регистрирующее устройство для обеспечения работ по акустической диагностике, т.е. обнаружения мест повышенных напряжений на трубе;

как корреляционный течеискатель для обнаружения мест истечения воды (течей).

На рис. 10 дан пример информации, получаемой при уровне акустического сигнала типа На верхних графиках (рис. 10а) выводится информация о местоположении течи (по оси «Х» - расстояние до течи от датчика «А»), фото 7. Кроме этого, в отличие от известных корреляционных течеискателей, наше оборудование представляет информацию и о интенсивных коррозионных повреждения стенки трубы в окрестности течи (нижний график, ремонтных работ.

Таким образом, разработанная на базе акустического метода Технология инженерной диагностики трубопроводов тепловых сетей позволяют:

определить техническое состояние трубопроводов и оценить возможность их дальнейшей эксплуатации или необходимость перекладки;

для серии участков определить очередность перекладки с позиции соотношений их

на трубопроводах, имеющих значительный запас рабочего ресурса, обнаружить места с повышенными напряжениями для проведения профилактических ремонтных работ, с целью

определить характер распределения напряжений после монтажа трубопровода. Разработанное оборудование позволяет обнаруживать течи малой интенсивности и оценивать коррозионное состояние трубы в ее окрестности.

Литература

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

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

А.А Дубов. «Проблемы оценки остаточного ресурса стареющего оборудования», ж. «Безопасность труда в

С.Б. Киченко, А.Б. Киченко. «Об одном из методов оценки степени опасности локальных дефектов на поверхности трубопроводов», ж. «Практика противокоррозионной защиты», №1, 2001.

Е.В. Самойлов. «Диагностика как элемент коррозионного мониторинга трубопроводов тепловых сетей»,ж

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

А.Я.Соколов, кн. «Теплофикация и тепловые сети», М, издательство МЭИ, 2001.

В.П. Козлов, Г.П. Малинов. «Опыт проведения диагностики тепловых сетей в МУП «Теплоэнергия» г.

Размещено на Allbest.ru

...