Размещено на http://www.allbest.ru/

Определение состояния металла трубопроводов тепловых сетей по результатам обследования индикаторов коррозии и инженерной диагностики

В.И. Матвеев, заведующий лабораторией

неразрушающего контроля и диагностики,

МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1»,

д.т.н. С.Я. Алибеков, профессор,

заведующий кафедрой «Машиностроение и

материаловедение», МарГТУ, г. Йошкар-Ола

Коррозия наружная и внутренняя

Коррозия трубопроводов тепловой сети (ТС) является одним из основных факторов, определяющих надежность эксплуатации систем теплоснабжения. Наружная, внутренняя, двусторонняя коррозия значительно сокращают ресурс эксплуатации трубопроводов.

В СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» устанавливается только «скорость наружной коррозии труб, которая не должна превышать 0,03 мм/год», поскольку считается, что в ТС внутренняя коррозия должна отсутствовать за счет надлежащего качества химводоподготовки.

Наружная коррозия всегда на виду. Достаточно провести шурфовку, вскрыть канал, удалить покрывные слои и становятся явными: нарушения, выполненные при монтаже и строительстве; затопление канала; близость расположения недостаточно изолированных подземных коммуникаций (кабелей и пр.). Как правило, коррозия и причина, вызвавшая ее, всем очевидны.

Все обстоит гораздо сложнее при развитии внутренней коррозии металла трубопроводов. Чаще всего ее фиксируют, когда уже возник порыв. Надо иметь убедительные факты, чтобы вырезать катушку из трубопровода с удовлетворительным состоянием строительных конструкций, с неповрежденным наружным антикоррозионным слоем.

Внутренняя коррозия, как и наружная, может быть локальной и сплошной. Причины, вызывающие сплошную внутреннюю коррозию, различны. Наиболее частыми причинами являются: неудовлетворительное качество химводоподготовки или «подсос» в тепловую сеть сырой воды, а так же развитие стояночной коррозии.

Развитие локальной внутренней коррозии в значительной мере зависит от коррозионной стойкости сталей, применяемых для изготовления труб, и определяется чистотой металла по коррозионно-активным неметаллическим включениям (КАНВ). Эти включения имеют сложный состав, но, как правило, содержат кальций [1].

Коррозионные пятна и язвы локализуются по местам скоплений КАНВ. Тепловые и гидравлические удары при проведении гидравлических испытаний около скоплений КАНВ могут привести к коррозионному растрескиванию и развитию микротрещин в полноценные порывы.

Установка индикаторов коррозии

В соответствии с [2, п. 4.12.27] на водяных тепловых сетях должен быть организован систематический контроль за внутренней коррозией трубопроводов путем анализа сетевой воды и конденсата, а также по индикаторам коррозии, устанавливаемым в наиболее характерных точках (на выводах с ТЭЦ, концевых участках и двух-трех участках магистрали).

Индикаторы коррозии устанавливаются в тепловых сетях согласно [3] и предназначены для контроля скорости внутренней коррозии тепловых сетей гравиметрическим методом.

В качестве индикаторов коррозии применяют стальные круглые пластины толщиной 2-3 мм, наружным диаметром 50-60 мм с отверстием диаметром 12 мм в центре диска. Индикаторы коррозии, в количестве 3-6 пластин, устанавливаются на штоке-держателе, привариваемом к глухому фланцу. Расстояние между индикаторами коррозии в сборке от 5 до 20 мм.

Для изготовления индикаторов предусмотрен ограниченный выбор сталей: ВСт3сп по ГОСТ 380 и стали 10 и 20 по ГОСТ 1050 [3]. В то же время индикаторы коррозии - это образцы-свидетели, которые должны быть изготовлены из материала, идентичного материалу трубопровода и находиться в одинаковых гидрохимических условиях со стенками трубопровода.

Периодическим осмотром в конце каждого отопительного сезона визуальным контролем контролируется характер коррозионного процесса по ГОСТ 9.908-85, а взвешиванием индикаторов коррозии через определенный отрезок времени - скорость коррозии материала трубопровода по методике [3].

При контроле скорости коррозии магистрального участка остается неизвестной скорость коррозии трубопровода на выходе из микрорайонов в магистральную линию.

Мы предлагаем, к ранее имеющимся индикаторам коррозии, дополнительно установить индикаторы коррозии на обратных трубопроводах тепловой сети на входе в магистральную линию из микрорайонов.

Кроме того, установка индикаторов коррозии на расходные и рециркуляционные трубопроводы позволяет оценить внутреннее состояние металла аккумулирующих емкостей (объемом 1000-2000 м3), корректировать последовательность работы емкостей и предотвратить коррозию металла емкостей, вызванную разложением герметика.

Оценка скорости внутренней коррозии

сеть тепловой трубопровод коррозия

Для оценки, как состояния металла трубопроводов, так и водно-химического режима, необходимо иметь данные по скорости коррозии в различных участках ТС, виду коррозионного поражения и интенсивности образования отложений. Кроме того, эти данные позволяют установить причины коррозионного повреждения трубопроводов, определить влияние коррозионных повреждений на долговечность трубопроводов и разработать обоснованные мероприятия по защите трубопроводов от внутренней коррозии.

В табл. 1 представлена скорость (проницаемость) коррозии, соответствующая агрессивности сетевой воды [3].

В [4, 5] оценка интенсивности внутренней коррозии приводится по группам интенсивности коррозионного процесса (табл. 2).

Интенсивность коррозии, соответствующая 1-й группе, считается безопасной.

При интенсивности коррозии, соответствующей 2-й группе, должны быть проанализированы причины коррозии и выработаны мероприятия по их устранению.

При интенсивности коррозии, соответствующей 3-й и 4-й группам, эксплуатация трубопровода до устранения причин, вызывающих интенсивную внутреннюю коррозию, должна быть запрещена в соответствии с [5].

В различных нормативно-технических документах, несмотря на незначительные различия в терминологии определения интенсивности коррозии, имеет место единый поход к количественной оценке скорости коррозии.

Методика очистки [3] индикаторов коррозии от накипи и ржавчины не всегда позволяет добиться их полного удаления. Данная очистка эффективна только в случае, если продукты коррозии рыхлые и не «прикипают» к основному металлу.

Поэтому при неполном удалении коррозионных отложений и накипи результаты расчета скорости коррозии будут занижены.

С другой стороны, скорость любого коррозионного процесса имеет тенденцию изменяться от высокой скорости к постоянной, более низкой, скорости коррозии [6]. Для установления равновесной скорости коррозии требуется несколько месяцев. Следовательно, результаты скорости коррозии, определенные по индикаторам, превышают скорость реально существующего коррозионного процесса в ТС, где имеет место установившаяся коррозия.

Характерные виды внутреннего коррозионного поражения трубопроводов ТС

В зависимости от применяемого способа химводоподготовки, природного состава подпиточной воды, рабочих параметров: давления и температуры, на трубопроводах ТС может появиться язвенная или сплошная равномерная коррозия. Коррозионные поражения чаще всего развиваются под слоем накипи и ржавчины.

Наименее опасным и легко прогнозируемым повреждением является сплошная равномерная коррозия. Но одной равномерной коррозии на практике никогда не бывает. Общая равномерная и местная коррозия - пятнами или язвами, обычно развиваются рядом, но с разными скоростями.

Язвенная коррозия труб со временем переходит в сквозное поражение. Язвы могут оказаться инициаторами зарождения усталостных трещин и хрупких разрушений. Язвенная коррозия обычно сопровождается образованием вокруг отдельных крупных язв толстых расслаивающихся слоев продуктов коррозии, покрывающих всю поверхность металла или значительную ее часть.

Образование коррозионных отложений в трубопроводах тепловой сети, в значительной степени, обусловлено стояночной коррозией, интенсивность которой в период простоя в среднем в 15-20 раз больше, чем в период эксплуатации. Стояночная коррозия приводит к накоплению большого количества железооксидных отложений в ТС к началу отопительного периода. С началом отопительного периода эти отложения при включении циркуляции теплоносителя в большом количестве попадают в сетевую воду. Концентрация загрязнений в обратной сетевой воде в этот период может многократно превышать нормативные значения по содержанию железа, взвешенных частиц, цветности, мутности. Механические загрязнения размером свыше 100 мкм распределяются по нижней образующей трубы и, тем самым, образуют наносные отложения на участках труб с низкими скоростями движения воды [7].

Исследование скоростей коррозии по индикаторам коррозии

С 1998 г. на МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1» проводится контроль внутреннего состояния металла по индикаторам коррозии в соответствии с [3]. Результаты исследований приведены на рис. 1 и в табл. 3.

Скорость коррозии (проницаемость) на пластинах одной сборки, установленной в одной точке ТС, может значительно отличаться. В [3] это предусмотрено, и если отклонение скорости коррозии одной или нескольких пластин превышает 60% значений средней скорости в сборке, то этот результат считается недостоверным и исключается из расчета средней скорости коррозии в сборке. Это объясняется тем, что пластины в сборке по-разному омываются сетевой водой. Промежутки между пластинами заполнены ржавчиной, накипью, и в зависимости от свойств этих отложений (химического состава, плотности), подвергаются коррозии в большей или меньшей степени. Чем больше расстояние между пластинами, тем меньше вероятность образования коррозионного шлама. Кроме того, чем меньше расстояние между пластинами, тем больше условий для развития щелевой коррозии.

Скорость общей коррозии отдельной пластины П рассчитывалась по формуле [3]:

n=47000(g1-g2-Ag)/(S-T), г/м2.сутки, где g1 - масса пластины до установки в трубопровод, г; g2 - масса пластины после извлечения из трубопровода и очистки от продуктов коррозии, г; Ад - потеря в весе непрокорроди-ровавшей пластины при кислотной обработке, г; S - средняя площадь поверхности пластины, мм2; T - продолжительность пребывания пластины в трубопроводе, сутки.

Для оценки скорости язвенной коррозии и прогнозирования ее развития в последующий период необходимо определить среднюю скорость проникновения коррозии в наиболее глубоких язвах и количество язв на единицу поверхности.

Именно на анализе скорости коррозий, в первую очередь, язвенной, точечной и питинговой базируются оценка поврежденности и коррозионной опасности и возможности дальнейшей безопасной эксплуатации трубопроводов. Но гравитационный метод позволяет определить только скорость общей коррозии.

Защита металла от внутренней коррозии

Защитить металл ТС от внутренней коррозии можно за счет введения добавок или применения специальной обработки воды, снижающей ее коррозионную активность. Применим этот способ только для снижения скорости внутренней коррозии. Можно решать проблему наружной и внутренней коррозии более радикально -использовать химически стойкие материалы и покрытия. Применение же толстостенной трубы не гарантирует защиту металла от язвенной коррозии, хотя существенно увеличивает срок эксплуатации трубопроводов при развитии сплошной равномерной коррозии.

Исследование скоростей коррозии металла по индикаторам коррозии позволяет выбрать оптимальный режим химводоподготовки.

В ОК-20 (отопительной котельной) сетевая вода имеет высокое природное содержание железа (1,8-2 мг/л). Трубопроводы ТС от этих котельных имели сильное внутреннее коррозионное поражение язвами и пятнами. Коррозионный нарост достигал 25-30% от веса установленных индикаторных пластин.

Традиционные способы химводоподготовки оказались не эффективными. В 2003-2004 гг. для защиты от коррозии в ОК-20 применили комплексон ККФ. Как с комплексоном ККФ, так и без него, скорость коррозии металла по индикаторам коррозии в трубопроводах «подачи» и «обратки» фиксировалась как высокая. Неэффективность применения комплексона ККФ вызвана высоким природным содержанием железа в сетевой воде.

В 2005 г. в ОК-20 была применена магнитная обработка воды. Извлеченные индикаторные пластины оказались чистыми от продуктов коррозии и накипи. Рассчитанная скорость коррозии оказалась низкой, как на подающем, так и на обратном трубопроводах; из рис. 2 видно, что скорость внутренней коррозии металла трубопровода уменьшилась в 10 раз.

Внутренняя коррозия на подающих и обратных трубопроводах ТС

Повышение коррозионной повреждаемости на трубопроводах «подачи» может быть связано с более высоким давлением и температурой сетевой воды, большим ее аэрированием. На трубопроводе «обратки» эти факторы коррозионного поражения металла действуют в меньшей степени (растворенные газы, проходя по подающим трубопроводам, взаимодействуют с металлом трубы и снижают свою активность).

Рассмотрим две основные причины, которые могут вызвать ускоренную коррозию и порывы на обратных трубопроводах.

1. Застойная вода в трубах после проведения гидравлических испытаний. Несдренированная или неполностью сдренированная вода может вызвать стояночную коррозию металла. Так развивается внутренняя коррозия металла язвами и пятнами по нижней образующей трубы.

2. Низкий гидравлический напор в трубах. Если при монтаже ТС заложены диаметры трубопроводов, значительно превышающие расчетные, то низкий гидравлический напор в трубах приведет к медленному току воды, вызванному недостаточным потреблением тепла потребителями, что спровоцирует развитие коррозии.

Механизм коррозионного поражения такой же, как и при стояночной коррозии.

Застойная вода или низкий ток воды необходимо рассматривать как высокий фактор риска внутреннего коррозионного поражения труб.

Так, в отопительный период 2006-2007 гг. (октябрь) на трубопроводе (0159x6 мм, протяженность участка 185 м) на ТС от ТК-4 до ТК-5 в микрорайоне Ленинский произошли 3 порыва на «обратке», вызванные внутренней коррозией металла трубы (все порывы выявлены с использованием метода инженерной диагностики с применением корреляционного течеискателя «Вектор-2001»).

Визуально-измерительный контроль вырезок катушек с трубопроводов показал, что наружное состояние металла труб удовлетворительное, а течи образовались с внутренней стороны по нижней образующей трубы. При этом обратный трубопровод, на котором выявлены течи, прокорродировал сильнее трубопровода подачи.

Определение коррозии металла по результатам инженерной диагностики

Индикаторы коррозии позволяют по скорости коррозии (от высокой к постоянной), развившейся за отопительный год, определить долговечность трубопровода, принять меры по снижению агрессивности сетевой воды. Это возможно только при сплошной равномерной коррозии. Но из года в год могут меняться свойства теплоносителя и, соответственно, вместе с ними меняется характер коррозионного процесса. Рассчитанная низкая скорость коррозии не гарантирует долговечный ресурс трубопровода и не уменьшает опасности локального коррозионного поражения. И, естественно, не может предупредить коррозию труб от прокапывания через плиты перекрытий, затопления канала и пр.

Участившиеся в последние годы порывы трубопроводов ТС во многих случаях обусловлены именно процессами локальной коррозии. Одной из основных причин сильного коррозионного поражения труб и участившихся порывов в 2005-2006 гг. является передача ветхих тепловых сетей на баланс МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1».

Решение проблемы - это выборочный капитальный ремонт наиболее опасных участков трубопроводов. Надо только определить и оценить их степень опасности.

Целью проведения инженерной диагностики ТС как раз и является определение местоположения и оценка уровня напряжений на трубах, в том числе вызванных коррозионными поражениями в металле.

С июня 2006 г. по июнь 2007 г. на тепловых сетях МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1» лабораторией неразрушающего контроля и диагностики были записаны акустические сигналы корреляционным течеискателем 294-х участков тепловых сетей. Обследовано 45,52 км тепловых сетей (двухтрубное исполнение), что составило 14% погонных км от общей протяженности ТС на МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1» (протяженность ТС на 2007 г. - 175,6 км). Рекомендовано участков на шурфовки - 106. Сразу после инженерной диагностики было проведено 23 шурфовки, результаты обследования которых представлены в табл. 4.

Оценка состояния ТС проводится по шурфу, который, как правило, длиной около 3 м (длина одной плиты перекрытия). В шурфе, из-за ограниченности его размеров, не всегда видны строительно-монтажные дефекты: коррозия или обрушение скользящих и неподвижных опор, вызывающие провисание труб, компенсаторы, не полностью компенсирующие напряжения, и даже «упирание» труб в углах поворота и пр. Сильная эмиссия акустических сигналов вызывается любыми напряжениями на трубах. Это объективная данность, которую надо выявить и правильно интерпретировать. Ни по амплитуде, ни по виду сигнала на коррелограмме нельзя однозначно установить природу возмущения. И шурфовка, установившая удовлетворительное состояние труб, показывает только то, что не установлена причина, вызвавшая напряжение на трубах. Но неоспорим факт, что трубы, находящиеся под напряжением, корродируют быстрее рассчитанного ресурса. Устранение выявленных коррозионных и строительных дефектов -это предотвращенный порыв.

Нами была проведена запись акустических сигналов корреляционным течеискателем вновь смонтированного участка по ул. Красноармейская с целью оценки напряженного состояния на трубопроводах. Отсутствие всплесков акустической эмиссии на коррелограмме послужило еще одним показателем качественно проведенного монтажа.

Мы предлагаем использовать корреляционный течеискатель «Вектор-2001» не только для диагностики уже бывших в эксплуатации участков ТС для определения течей, коррозионных поражений и пр., но и производить запись акустических сигналов на вновь смонтированных участках ТС.

Анализ произведенных работ по инженерной диагностике ТС за 2006 г. показал, что коррозионные поражения металла труб в основном обусловлены наружной коррозией, которую неизбежно провоцируют строительно-монтажные дефекты.

С июня 2006 г. по июнь 2007 г. на ТС МУП «Йошкар-Олинская ТЭЦ-1» корреляционным те-чеискателем выявлено дефектов:

¦ 26% - сильная наружная коррозия;

¦ 39% - строительных дефектов, в том числе: обрушение плит перекрытий - 25%, каналы завалены землей - 6%, отсутствие строительных подушек - 4%, сильная коррозия скользящей опоры - 4%.

Акустическая запись вновь смонтированного участка позволяет оценить напряжения на компенсаторах, углах поворота, при пересечениях со смежными коммуникациями, кабелями. Конечно, обрушение плит перекрытий, засыпание канала землей на новом участке не должно быть. Но защемление трубопровода, вызванное неполной температурной компенсацией, упирание труб в стенку канала на углах поворота и даже оценка качества монтажных сварных стыков - вполне надежно регистрируются по всплеску акустической эмиссии на корреллограммах. Кроме того, повторная диагностика участков по истечении нескольких лет покажет динамику изменений напряжений на трубопроводах и позволит оценить состояние не только металла трубы, но и участка ТС.

Инженерная диагностика позволяет достаточно надежно выявлять обрушение плит перекрытий, завалы землей и пр., т.е. все, что касается труб, диагностируется достаточно надежно: сигнал высокой амплитуды и протяженности. Коррозионные повреждения, чаще всего, надежно диагностируются совместно со строительно-монтажными дефектами.

С использованием программного обеспечения «течь» было выявлено 27 порывов. Протяженность обследованных участков 3,87 км (в двухтрубном исполнении). На всех участках были проведены шурфовки. Точность определения течи составила: 92,6%. На 25-ти участках течи определены с погрешностью ±2%. И только на двух участках течь была определена с погрешностью 9%. Ошибка в определении течи была связана с близостью расположения смежных коммуникаций (кабелей и пр.). Необходимо отметить, что только одновременная расшифровка акустических сигналов с трубопроводов «подачи» и «обратки» позволяет точно установить место порыва, поскольку струя воды с одной трубы бьет в стенку другой. И этот второй сигнал часто оказывается доминирующим.

Таким образом, использование современных методов инженерной диагностики позволяет достаточно надежно установить и устранить коррозионно-опасные напряжения на трубопроводах ТС.

Литература

1. Шарапов А.А., Родионова И.Г., Бакланова О.Н. и др. Повышение коррозионной стойкости сталей для труб тепловых сетей путем обеспечения чистоты по коррозион-но-активным неметаллическим включениям // Новости теплоснабжения. 2005. № 9. С. 41-45.

2. РД 34.20.501-95 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации».

3. РД 153-34.1-17.405-00 «Методические указания по оценке интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях».

4. РД 153-34.0-20.507-98 «Типовая инструкция по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей)».

5. МУ34-70-171-87 «Методические указания по определению готовности систем теплоснабжения к прохождению отопительного сезона».

6. Жук Н. П. Курс теории коррозии и защиты металлов. - М.: Металлургия, 1976. -472 с.

7. Батуев С.П. Защита водогрейных котлов и теплообменников от заноса механическими загрязнениями // Новости теплоснабжения. 2007. № 5. С. 32-35.

Размещено на Allbest.ru