Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Обоснование уровня давления при летних гидравлических испытаниях теплопроводов

По «Правилам устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды» и [1] испытания теплопроводов проводятся на пробное давление, минимальное значение которого составляет 1,25 от рабочего. Основное количество теплопроводов смонтировано из труб, рассчитанных на условное давление в 1,6 МПа. Следовательно, давление гидравлических испытаний должно быть 2,0 МПа. В настоящее время теплопроводы прессуют на повышенное давление в 2,4 - 2,6 МПа. Такое повышение объясняется стремлением довести коррозионные повреждения до разрушения в период гидравлических испытаний с тем, чтобы избежать разрывов и раскрытия труб в течение отопительного сезона и снизить тем самым число отказов системы теплоснабжения в зимний период. Качественно, обоснование повышения испытательного давления логично, однако, следует выяснить влияние повышенных давлений на прочностные характеристики труб и на течение коррозионных процессов. Трубы на заводах изготовителях испытывают на пробное давление величиной в 1,5 раза больше условного (2,4 МПа). Для новых труб испытательное давление является разрешающим для применение в тепловых сетях. Это давление включает запас по толщине, учитывающий снижение качества труб в процессе эксплуатации.

С другой стороны коррозионные повреждения и повреждения сварных швов случайным образом располагаются по длине труб. Поиск таких повреждений следует вести направленно, выявляя зоны активных коррозионных процессов путем накопления и анализа адресной статистики повреждений, привлекая приборные способы контроля состояния теплопроводов.

Для тепловых сетей преимущественно применяют стальные прямошовные, спиральношовные, электросварные и бесшовные трубы, изготавливаемые из углеродистой стали на условное давление р_у = 1,6 МПа и температуру воды до 200 ⁰ С, имеющие следующие прочностные характеристики, таблица 2:

Таблица 1

гидравлический сталь коррозия теплопровод

Рассмотрим три вида стальных труб, из всего диапазона диаметров теплопроводов:

219 х 6; 530 х 8; 1220 х 11.

Рассчитаем напряжения в теле трубы при опрессовочных давлений равных соответственно 1,6 МПа; 2,0 МПа; 2,4 МПа, по формуле:

гидравлический сталь коррозия теплопровод

(1), где:

р - внутреннее давление воды в теплопроводе, МПа;

Dвн - внутренний диаметр теплопровода, мм;

- коэффициент ослабления сварного шва, примем = 0,9;

s - толщина стенки теплопровода (минимальная), мм.

Результаты расчета сведены в таблицу 2.

Таблица 2. Напряжения в теле трубы, возникающие при различных опрессовочных давлениях

С увеличением диаметра тело трубы подвергается значительно большим напряжениям, это объясняется тем, что увеличение диаметра значительно опережает изменение толщины стенки.

Следовательно, при опрессовке тепловых сетей на давлении 2,4 МПа напряжение у труб больших диаметров будут близки к предельно допустимым значениям. При уменьшении толщины стенки трубы в результате коррозии напряжения превзойдут допустимые.

Определим минимально необходимые толщины стенки трубы (мм) для диаметров D_у = 200; 500; 1200 (мм) из условия достижения предела текучести _т = 210 МПа по формуле (2):

(2)

Результаты представлены в таблице 3.

Таб. 3. Толщина стенки трубы на пределе текучести металла

Следует отметить, что при указанных толщинах и менее в стенке трубы возникают пластические деформации. На поверхности металла могут образовываться локальные коррозионные разрушения, в местах локальной их концентрации при воздействии на металл растягивающих напряжений возможны возникновения трещин и коррозионной усталости. Таким образом, с позиций долговечности стальной трубы создание значительных напряжений в ее теле в зоне протекающих активных коррозионных процессов крайне не желательно.

Отказы на тепловых сетях полностью устранить нельзя, ибо всегда остается, хотя и малая, но измеримая вероятность совпадения неблагоприятных воздействий на теплопровод с зонами его ослабления с последующим разрушением конструкции. В результате улучшения контроля состояния тепловых сетей можно ожидать уменьшения частоты отказов, но нельзя избежать их полностью. Ужесточение параметров опрессовки теплопроводов направлено на то, чтобы назревающие коррозионные повреждения трубы раскрылись в период летних гидравлических испытаний, тем самым были бы предотвращены отказы теплопроводов в зимний период. Таким образом, для отыскания отдельных коррозионно поврежденных мест и приводят в повышенное напряженное состояние все трубы сети. При этом напряжение во многих участках тепловой сети попадает в зону текучести металла, в нем происходят пластические деформации, изменяется структура, что снижает прочностные показатели и уменьшает коррозионную стойкость трубы, т.е. повышенные давления опрессовки могут снизить качество целых участков теплосети.

Статистика отказов при проведении опрессовок

Интенсивность отказов трубопроводов характеризуется удельной величиной количества отказов на 1 км трубопровода за год, называемой параметром потока отказов [1/(км^.год)]. Его определяют путем статистического анализа отказов, наблюдавшихся на трубах. Параметр потока отказов зависит от вида повреждений, длительности эксплуатации, качества обслуживания и проводимых ремонтов, от температурного режима теплопроводов и температуры наружного воздуха. По наблюдаемой нами статистике при низких наружных температурах общее число отказов возрастает, при чем число отказов на подающей линии в больше, чем на обратной.

Основными повреждениями на тепловых сетях являются (на примере тепловой сети Мостеплоэнерго 1974 - 77 годы):

наружная и внутренняя коррозия - 83%;

разрывы сварных швов - 5%;

повреждения сальниковых компенсаторов - 4,8%;

повреждения задвижек - 7,2%

Доля повреждений на подающей трубе составляет примерно - 70% от общего количества.

Со временем трубопроводы стареют и параметр потока отказов растет примерно на величину 0,021 [1/(км^.год)] в год.

На основании анализа отказов на тепловых сетях Москвы за 1974 - 77 и 79 - 81 годы в МИСИ было получено расчетное значение = 0,05 [1/(км^.год)]. При учете всех повреждений на сетях приведено следующее значение параметра потока отказов за 1968 - 71 гг. = 0,12 - 0,15 [1/(км^.год)] [3].

Расхождение значений параметров потока отказов примерно в 2,5 раза объясняется тем, что для расчета надежности в МИСИ учитывались только те отказы, которые во-первых, требовали немедленного отключения участка сети из работы, во-вторых, при эксплуатации этих участков, не было грубых нарушений, как например, заполнение водой каналов, заиливание каналов или отсутствие дренажа.

В 1993 - 94 годах были рассмотрены повреждения, имевшие место во время летних испытаний, и отказы, происшедшие после испытаний в течение отопительных периодов. Основные сведения о предприятиях МГП Мостеплоэнерго и повреждениях во время гидравлических испытаний сведены в таблицу 4.

Таблица 4. Количество повреждений на трубопроводах при гидравлических испытаниях

Доля повреждений на подающей трубе - 69,9%.

Летние гидравлические испытания осуществляют по такому режиму. Испытываемую сеть ставят под давление, которое постепенно увеличивают до первого повреждения. Давление повреждения фиксируют, поврежденный участок выключают, ремонтируют и вновь включают в режим испытаний. Давление поднимают и оно вновь увеличивается до следующего отказа. Такую процедуру повторяют до 2,6 МПа (26 ати). Следовательно, не поврежденные участки неоднократно подвергают перегрузкам, что естественно ослабляет прочностные качества трубы. При высоких давлениях возникают пластические деформации в стенке трубы, нарушается структура металла и сплошная коррозия может перейти в язвенную, что повысит вероятность отказов во время отопительного сезона.

Рассмотрим связь между количеством повреждений и давлением опрессовки при котором произошло разрушение трубы (раскрытие участка трубы, поврежденного коррозией). Используем данные опрессовок тепловых сетей Предприятий №1 и №2 в 1993 году. Результаты из эксплуатационных журналов и их обработку сведем в таблицу 5.

Таблица 5. Данные опрессовок тепловых сетей Предприятий №1 и №2 в 1993 г.

Ниже по приведенным данным построена зависимость количества повреждений (в% от общего числа) от опрессовочных давлений при гидравлических испытаниях.

Из рассмотрения полученных эмпирических законов распределения давлений при коррозионных повреждениях и дефектах сварных швов во время гидравлических испытаний следует, что значительная часть повреждений вскрывается при давлении опрессовки в 2,0 МПа и ниже. Для предприятия №1 - 44,4%, а для №2 - 71,8%. Однако, большая доля повреждений приходится на высокие давления - от 2,0 до 2,6 МПа.

Высокие давления опрессовки предназначены для того, чтобы сократить число аварийных отказов в последующем после опрессовки отопительном сезоне. Рассмотрим статистику отказов Предприятий «Мостеплоэнерго» при эксплуатации за 1993, 1994 и 1995 годы. Ниже в таблице 6 приведены отказы на тепловых сетях по предприятиям в период эксплуатации, по годам и рассчитанные значения частот отказов.

Таблица 6. Статистика отказов на при эксплуатации трубопроводов на Предприятиях «Мостеплоэнерго» за 1993, 1994, 1995 гг.

Из таблицы 6 видно, что интенсивность отказов в период эксплуатации статистически сопоставима с частотой отказов при опрессовках (таб. 5).

Коррозионные процессы

Рассмотрим возможность разрушения утонненной коррозией стенки трубы в течение отопительного периода в зависимости от величины испытательного давления. Определим предельную минимальную толщину стенки, считая, что напряжение в ней равно временному сопротивлению на разрыв. Такое состояние можно представить, предполагая равномерное утонение стенки трубы в результате протекания процесса равномерной коррозии или средоточие неравномерной коррозии в определенной зоне поверхности трубы. В последнем случае действительное напряженное состояние тела трубы будет описано приближенно. Временное сопротивление стенки трубопровода примем равным _в = 400 МПа, диаметр трубы - 530 х 8, а коэффициент ослабления сварного шва = 0,9. Рабочее давление в трубопроводе в течение отопительного сезона будет считать равным р_раб. = 1,2 МПа. Минимальная толщина стенки равна 0,88 мм. На рис. 2 показана динамика изменения толщины стенки в течении отопительного сезона. В процессе коррозионного утонения стенки трубы в течение отопительного сезона, когда в трубопроводе поддерживается внутреннее давление 1,2 МПа, поперечные растягивающие напряжения в теле трубы растут. Когда размеры стенки достигнут минимальной величины, напряжения станут равными временному сопротивлению, то появится трещина в металле в направлении совпадающем с осью трубы в зоне наименьшей толщины стенки. С тем, чтобы этого не произошло, необходимо сравнить скорость коррозии с длительностью отопительного сезона. Нормальную скорость коррозии теплопроводов обычно считают равной 0,02 мм/год. Максимальная коррозия в большинстве случаев не превосходит 1 мм/год. Средняя величина обычно находится в районе V=0,5 мм/год. Примем среднюю величину. Время от гидравлических испытаний (первое сентября) до конца отопительного периода примем в 231 день или 0,63 года, что характерно для районов центральной России. (1 октября до 15 мая). Тогда средняя глубина проникновения коррозии в тело трубы за отопительный сезон (t=0,63 года) будет равна

h = v^.t= 0,5 х 0,63 = 0,315 (мм).

Будем считать, что при летних гидравлических испытаниях труба выдержала испытательное давление на пределе и напряжение в стенке приблизилось к временному сопротивлению. Пробное давление примем равным р_пр = 1,25 х 1,6 = 2 МПа. Пробному давлению будет соответствовать толщина стенки трубы в 1,47 мм (на грани разрушения). Она ограничивает зону разрушения трубопровода при испытаниях (см. рис2). Если оставшаяся толщина стенки больше 1,47 мм, труба выдержит испытания. В рассматриваемом предельном случае толщина стенки равна 1,47 мм, а испытательное давление равно 2 МПа. Стенка проходит испытания на пределе. После испытаний давление снижают до рабочего в 1,2 МПа. Начинается период эксплуатации. К концу отопительного сезона толщина стенки уменьшается до 1,47 - 0,315 = 1,155 (мм), что больше минимальной толщины в 0,88 мм. Аварийного отказа не произойдет. Разрушение стенки (не аварийное) произойдет при гидравлических испытаниях (после отопительного сезона), когда давление поднимут с 1,2 до 2 МПа. Следовательно, при опрессовке теплопроводов на 2 МПа для предельной толщины стенки трубы ее разрушения в последующий отопительный сезон не произойдет.

Если опрессовку производить при давлении 2,4 МПа, тогда предельная толщина будет равна 1,76 мм и если испытуемая труба будет иметь также 1,76 мм тогда ее разрыв не произойдет. Не произойдет разрушения и в отопительный сезон, т.к. 1,76 - 0,315 = 1,445 (мм). Труба разрушится при следующих гидравлических испытаниях также после отопительного сезона, т.к. толщина ее стенки станет равной 1,76 - 0,5 = 1,26 (мм).

Если толщина стенки трубы будет от 1,47 до 1,76 мм, тогда давление 2,4 МПа будет разрушительным для трубы, а при давлении в 2 МПа труба не разрушится и прослужит еще один отопительный сезон. Результаты проведенных расчетов отображены на рис. 2. Разница в предельных толщинах стенки при различных давлениях составляет 1,47 - 0,88 = 0,59 (мм), а глубина проникновения коррозии 0,5 - 0,63 = 0,315 (мм), что гарантирует неразрушение трубы в течение года при рабочем давлении.

Графики-номограммы для определения давления опрессовок

Ниже мы предлагаем методику определения опрессовочного давления в зависимости от диаметра тубы, марки стали, толщины стенки и скорости коррозии. В методике были рассмотрены режимы давлений, проникновения коррозии и изменения толщины стенки для характерного случаев труб 219 х 6, 530 х 8 и трубы 1220 х 11 мм.

На рис 3. представлены линии равных напряжений - изострессы (предлагаемый термин: изос - равный; стресс - напряжение (греч.)). Эти линии построены как отдельно для каждого номинального диаметра, так и для каждой марки стали в координатах: испытательное давление - толщина стенки. Рассматривая крайний случай - максимальную скорость коррозии (1 мм/год) получим и наибольшую величину утонения стенки h_i (h_i = 0,63 мм/год). Откладывая соответственно от точек (A₁.A₂.A₃) вправо текущую толщину стенки h_и на изострессах относящихся к соответствующей марки стали получаем точки B₁, B₂, B₃ которые соответствуют давлению разрушения при опрессовках.

Например для трубы теплопровода из Ст. 2 и соответствующих остаточных толщин стенок (1 мм, 1,1 мм и 1.2 мм) получаем следующие давления опрессовок:

Dу = 200 мм p_и = 24 ати

Dу = 200 мм p_и = 15,8 ати

Dу = 200 мм p_и = 11,3 ати

Давление имеет явно выраженную тенденцию к уменьшению при увеличении диаметра.

На рис. 4,5 показана структурная схема, и порядок действий, позволяющий определять испытательное давление при опрессовках по:

1) толщине стенки в рассматриваемый момент

2) скорости коррозии

3) Величине D_у

4) Марке стали трубы теплопровода

Предлагается следующая последовательность действий.

Действие №1: На рис. 4 на оси ОV выбирается соответствующая скорость коррозии (мм/год) и из начала координат (точка О₁ рис. 4) соединяется с этой точкой, при этом тангенс угла с вертикальной осью прямо пропорционален скорости коррозии.

Действие №2: На оси h_и (рис. 5) откладывается начальная толщина стенки параллельно направлению определенному в п. 1 проводится прямая до пересечения с опорной прямой А.

Действие №3: Через полученную точку пересечения проводится вертикальная прямая до пересечения с соответствующей изострессой, построенной для соответствующего D_у и марки стали.

Ордината точки пересечения покажет максимальное давление опрессовки.

Из изложенного анализа можно сделать следующие выводы:

1. В результате коррозионного утонения стенки трубы растягивающее напряжение при опрессовках в ее теле может достигать пределы текучести, вызывая пластические деформации, ускоряя коррозионные процессы.

2. Из статистического анализа повреждений теплопровода в отопительный период и в период летних гидравлических испытаний следует, что значение частот отказов примерно одинаковы. Это означает, что процесс вскрытия повреждений во время прессовок приводит к сокращению отказов в отопительный период, компенсируется встречным процессом активизации коррозии трубопровода.

3. Учитывая что в основном труба не подвержена коррозии, а повреждения сконцентрированы локально, не желательно подвергать весь теплопровод ужесточенным испытаниям, а рекомендуется выбирать давления опрессовки в зависимости от диаметра трубопровода.

4. Учитывая протекание двух процессов: уменьшение толщины стенки трубы, обусловленное коррозией, и возникновение пластических деформаций в теле трубы при высоких испытательных давлениях, которые снижают ее прочностные характеристики, следует, что при давлении в 2.0 МПа и средней скорости продвижения коррозии (0,5 мм/год) пластические деформации возникают примерно через 10 лет службы, а при 2.4 МПа через 8 лет. Это приводит к сокращению времени до разрушения трубы.

5. Проведение летних испытаний на повышенное давление требует осторожного подхода и желательно располагать хотя бы предварительными оценками скорости коррозии.

Литература

1. Типовая инструкция по периодическому техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации РД 153-34. 020.522-22 СПО ОРГРЭС М.; 2000

2. Физические величины. Справочник/ под ред. И.С. Григорьева, Е.З. Мелихова, М.; Энергоиздат, 1991. - 1232 с.

3. Н.К. Громов Городские теплофикационные системы, Энергия, 1974 г.

4. РАО «ЕЭС РОССИИ» Типовая инструкция по периодическому техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей в процессе эксплуатации. РД 153-34.0-20. 522-99

Размещено на Allbest.ru