Примеры применения измерительных приборов и особенности методики измерений

В табл. 4-1 приведены описание объекта, средств, режимов и результатов для двух характерных вариантов коррозионных обследований. Целью первого варианта является общее коррозионное обследование заданного участка тепловой трассы, включая влияние импульсной компоненты блуждающих токов (рис.4-1, 4-2). Во втором варианте (рис.4-3, 4-4)к этой задаче добавлена оценка влияния работы системы катодной защиты смежных подземных сооружений (газовой сети).

 

                                                                                      Таблица 4-1.

Описание объекта, средств, режимов и результатов для двух характерных вариантов коррозионных обследований.

 

№	Описание объекта и цель измерений	Средства измерений	Схема и режим измерений	Результаты обработки данных	Интерпретация полученной информации
1	Участок трассы тепловой сети протяженностью 1,6 км; на участке 16 тепловых камер.	5 приборов КОРИПС, 15 измерительных электродов	Измерялись потенциалы «труба – земля» вблизи 5 тепловых камер, в которых к трубам подключались кабели от положительных клемм приборов. Вблизи каждой из этих камер размещались три измерительных электрода на расстояниях 5 м, 25 м и 50 м от камеры.	Результаты измерений потенциалов электродами, расположенными на расстоянии 25 м от камер показывают: 1. Потенциалы на большинстве секций участка смещены в положительную сторону. 2. Значительное влияние импульсной составляющей блуждающих токов. 3. Характер влияния импульсной составляющей зависит от расположения точки на трассе: вблизи ТК-4 импульсы блуждающих токов вызывают анодное смещение потенциала, тогда как вблизи ТК-16 – ярко выраженное катодное смещение.	Необходимо применение ЭХЗ на всем рассмотренном участке тепловой трассы. Для компенсации импульсных воздействий установки катодной защиты должны быть автоматическими, управляемыми сигналами электродов сравнения.
2	Участок трассы тепловой сети протяженностью 0,95 км; на участке 12 тепловых камер.	5 приборов КОРИПС, 15 измерительных электродов	Измерялись потенциалы «труба – земля» вблизи 4 тепловых камер. Расположение измерительных электродов как в п.1. Дополнительно были выполнены измерения напряженности электрического поля. Для оценки влияния установки катодной защиты, производилось выключение ее питания программируемым прерывателем.	Результаты измерений потенциалов электродами, расположенными на расстоянии 25 м от камер показывают: 1. Потенциалы на большинстве секций участка смещены в положительную сторону, за исключением ТК-39, участок вблизи которой защищен т коррозии благодаря действию установки катодной защиты на газопроводе. 2. Влияние импульсной составляющей наиболее значительно вблизи ТК-29. 3. В районе ТК-29 – ТК-33 работа установки катодной защиты вызывает смещение потенциала в направлении положительных значений, т.е. ухудшает коррозионное состояние трубопроводов.	1. Необходимо применение ЭХЗ на большей части участка (за исключением секции вокруг ТК-39). Оптимальное решение (организационное): обеспечить включение тепловых трасс в систему совместной защите от коррозии (вместе с газопроводной сетью)

 

Общей особенностью выполненных измерений является использование регистраторов КОРИПС в режиме синхронных измерений. С этой целью перед началом измерений выполнялась синхронизация приборных часов с часами компьютера. В результате выполнения этой операции показания приборных часов отличались не более чем на 1 с. При установке одинакового момента включения регистрации эта величина определяет точность синхронизации моментов измерений. Благодаря применению указанных регистраторов полученные данные о влиянии на участки тепловых трасс как блуждающих токов, так и работы установок катодной защиты смежных подземных сооружений обладают высокой достоверностью и, следовательно, доказательной силой.

     Полученные данные могут быть использованы как исходные на стадии проектирования при оптимизации как расположения установок катодной защиты вдоль трасс трубопроводов, так и выходных параметров этих установок.

 

           4.6. Обеспечение качества процесса диагностирования разводных мостов

Разводные мосты в Санкт-Петербурге разрушаются коррозией. При выполнении эксплуатации и дорогостоящих ремонтных работ не учитывают, что основной причиной электрокоррозии мостов является утечка тока с рельсов через шпалы в путевое основание и попадание блуждающих токов из земли через опоры моста. Для выявления степени влияния блуждающих токов, необходимо периодически проводить диагностику металлоконструкций мостов, которая до настоящего времени не проводится [16].

В соответствии с ГОСТ 9.602-89, п.2.6 опасным действием блуждающих токов считается наличие знакопеременного (знакопеременная зона) или изменяющегося во времени положительного (анодного) смещения разности потенциалов между подземным сооружением и электродом сравнения. Таким образом, смещение потенциала мост-электрод сравнения в сторону отрицательных значений, при протекании блуждающих токов не является опасным действием. В основу оценки электрокоррозионного состояния арматуры мостовых конструкций положена плотность тока утечки, которая не должна превышать безопасного значения. Однако непосредственно измерить плотность тока утечки практически невозможно. Поэтому оценку электрокоррозийной опасности осуществляют косвенно по общему току утечки с моста. Ток утечки с моста, в свою очередь, определяется потенциалами рельсовой сети на мосту и сопротивлением элементов конструкции моста и опор до внешней среды (воды). Поскольку непосредственно ток измерять из-за неразрывности цепи утечки невозможно, для его оценки применяется компенсационный метод, путем соединения рельсов с мостом через шунт с присоединением к нему вольтметра. Если рельсы электрически соединены с мостом, сопротивление рельс-мост R _р-м стремится к нулю. Расчет допустимого тока утечки со всей конструкции моста определяется по формуле

где  0,1- коэффициент который вводится из-за возможной неравномерности стекания тока с опор моста,  S - площадь поверхности арматуры, с которой стекает ток, м².

     При расчете площади поверхности арматуры, с которой стекает ток, во внимание принимается, либо половина внешней поверхности арматуры в подводной части моста, с которой стекает ток (анодная зона потенциалов рельсов), либо половина внешней поверхности арматуры в надводной части моста (катодная зона потенциалов рельсов). Зависимость допустимого тока утечки от площади внешней поверхности арматуры моста, с которой может стекать ток приведена на рис.4-4.

Рис. 4-4 Зависимость допустимого тока утечки в зависимости от площади арматуры моста, с которой может стекать ток

 

           При диагностике мостов с целью выявления степени влияния блуждающих токов, должны быть проведены синхронные электрические измерения. В ходе измерении определяется разность потенциалов между водой и металлоконструкцией моста, между водой и рельсом и разность потенциалов между мостом и рельсом. Для получения этих данных применяются медносульфатные электроды сравнения, которые опускаются в воду у опор моста. Расположение электродов сравнения представлено на рис.4-5. У каждой опоры устанавливается по два электрода сравнения: первый для определения потенциала между рельсом и водой, а второй для определения потенциала между мостом и водой.

 

Рис.4-5. Модель проведения диагностики разводных мостов

 

           Измерение и запись данных осуществляется регистрирующими четырехканальными вольтметрами типа “Корипс-3А”.

                                          

 

4.7. Системы оперативного дистанционного контроля тепловых сетей

           В настоящее время в России при создании новых тепловых сетей бесканальной прокладки (т.е. укладываемых непосредственно в грунт) нормативными документами предписано использовать стальные трубы с индустриальной тепловой изоляцией из пенополиуретана (ППУ) в полиэтиленовой оболочке, оснащенные проводниками системы оперативного дистанционного контроля (ОДК) увлажнения изоляции. Их применение направлено на повышение экономичности и надежности тепловых сетей и основывается на технологиях зарубежных фирм (Alstom Power, ABB, EMS). Технология включает диагностирование, состоящее в выявлении изменения электрического сопротивления при появлении влаги в ППУ изоляции между трубой и сигнальным проводником, проложенным вдоль всего трубопровода, и локализации места увлажнения методом локации.

Такое диагностирование теплопроводов позволяет обнаруживать возникающие в процессе строительства и эксплуатации дефекты, производить локализацию мест их возникновения. Обнаружение и локализация дефектов может производиться при помощи специальных приборов тремя способами.

1. Переносным детектором – определение наличия и типа дефекта. Периодичность - 1 раз в 2 недели. Переносным локатором – локализация места возникновения дефекта. Периодичность - по результатам измерений детектором.

2. Стационарным детектором – определение наличия и типа дефекта. Периодичность – постоянно 24 часа в сутки. Переносным локатором – локализация места возникновения дефекта.  Периодичность - по результатам срабатывания детектора с учетом регламентного времени прибытия оператора с локатором.

3. Стационарным локатором – определение наличия и типа дефекта с локализацией места его возникновения. Периодичность - зондирующие импульсы один раз в 4 минуты (постоянно 24 часа в сутки).

Два первых способа определения дефектов тепловых сетей ППУ изоляции, оснащенных проводниками ОДК, при помощи переносных локаторов превращается в трудоемкую операцию, не всегда приводящую к корректным результатам. Это обусловлено следующими факторами:

- отсутствием в требованиях нормативных документов соблюдения параметра -комплексного сопротивления (импеданса) трубы ППУ с ОДК, как электрического элемента;

 - несоблюдением расстояния от металлической поверхности элемента до проводников ОДК в трубах и фасонных изделиях;

- отсутствием устройств согласования линии опроса проводников ОДК локаторами;

- применением кабелей типа NYM для соединения проводников ОДК трубопроводов и терминалов.

Из за наличия давления в трубопроводе, протечки распространяются с высокой скоростью и зафиксировать их при помощи первых двух способов определения дефектов представляется проблематичным. Динамика развития повреждения может быть высокой (dV / dt = минуты~ часы, где V – объем между трубой и оболочкой; против dV / dt = недели~ месяцы при повреждении полиэтиленовой оболочки). Теплоноситель успевает пропитать значительные пространства вспененного полеуретана между трубой и полиэтиленовой оболочкой, прежде чем прибудет оператор с переносным локатором и попытается локализовать место утечки. В таких случаях локализация утечки возможна с большой погрешностью, если оператор успеет прибыть в первые минуты развития дефекта. Для повышения оперативности и точности определения мест утечки теплоносителя из за повреждения металла труб в системах теплоснабжения с открытым водоразбором, на наиболее ответственных участках тепловых сетей необходимо применять стационарные локаторы повреждений (3-ий способ). При этом необходимо использовать другие подходы к проектированию, монтажу и эксплуатации приборов и цепей контроля проводников систем ОДК.

Результатом применения таких подходов, будет готовность тепловых сетей, как объекта автоматизации, к внедрению стационарных локаторов в комплексе со средствами телеметрии систем ОДК.

Исходя из стоимости устранения аварийных дефектов на тепловых сетях различного диаметра и требований к надежности магистральных и распределительных трубопроводов предлагается использовать для разных типов теплопроводов следующие способы обнаружения и локализации дефектов при помощи систем ОДК:

1. Магистральные тепловые сети, прокладываемые из труб ППУ большого условного диаметра (400-1400 мм) должны оснащаться стационарными локаторами мест увлажнения изоляции непрерывного действия (период локации проводников ОДК которых не превышает 20 минут), размещать локаторы необходимо в котельных, ЦТП, ИТП и других местах с ограниченным доступом при наличии диспетчерского пункта и службы дежурного оператора с круглосуточным пребыванием обслуживающего персонала.

2. Распределительные тепловые сети, прокладываемые из труб ППУ имеющих условные диаметры от 100 до 350 мм, должны оснащаться стационарными детекторами увлажнения изоляции непрерывного действия, размещать детекторы необходимо в котельных, ЦТП, ИТП и других местах с ограниченным доступом, а также в специально оборудованных контрольно-измерительных пунктах (КИП) имеющих выводы аварийной сигнализации увлажнения изоляции трубопровода на диспетчерский пункт

3. Распределительные тепловые сети прокладываемые из труб ППУ имеющих условные диаметры от 32 до 80 мм должны оснащаться контрольно-измерительными пунктами (КИП) с внешними выводами от проводников системы ОДК с терминалами для подключения переносных локаторов и детекторов увлажнения изоляции трубопроводов.

           В связи с отсутствием в России систем ОДК на базе стационарных локаторов и объединения их системой телемониторинга, инновационная технология решает задачи

- применения технических средств, разработанных западными фирмами, их адаптации к российским условиям;

- организации телеметрии по GSM -каналу на центральный компьютер;

- создания системы телемониторинга с компьютерной поддержкой ЛПР по планированию ресурсов и принятию решений при эксплуатации ППУ-тепловых сетей региона.

     Система ОДК представляет собой совокупность оборудования и программного обеспечения, позволяющую своевременно диагностировать повреждение трубопровода. Принцип действия системы состоит в следующем. Все укладываемые в землю трубы снабжаются электрическими проводниками, проходящими вдоль трубы. Эти проводники электрически соединяются между собой таким образом, чтобы образовался контур проводов. К выводам этого контура на периферийном пункте (ПОСТ) подсоединяется стационарный локатор. Локатор посылает с заданным периодом опроса в контур зондирующий сигнал и получает обратно отраженный сигнал. По форме и электрическим параметрам исходного сигнала и его отражения прибор делает вывод о состоянии обслуживаемого трубопровода. Прибор может обслуживать одновременно четыре контура. Для каждого контура он может диагностировать неисправность самого контура (обрыв, короткое замыкание) и увлажнение (прорыв трубы или повреждение изоляции). 

Для контроля состояния трубопровода используется электронная система, построенная на непрерывном или периодическом измерении ее параметров. Система состоит из стальной трубы и голого (непокрытого изоляцией, например, луженного) медного провода, проложенного в теплоизоляционном слое между стальной трубой и полиэтиленовой гидрозащитной оболочкой. Теплоизоляционный слой реализуется путем заполнения свободного пространства пенополиуретаном, а стальная труба и медный провод образуют контрольные проводники системы.

Наращивание длины системы осуществляется путем каскадного соединения подобных участков (секций) через согласующие устройства, представляющие собой два широкополосных трансформатора, соединенных между собой двумя отрезками коаксиального кабеля (Рис.4-6).

Генератор импульсов формирует импульсный сигнал с внутриимпульсной частотной модуляцией.

Рис.4-6. Структурная схема системы контроля состояния трубопровода.

 

 

     Прибор через дополнительный контроллер связан с GSM-модемом. Программное обеспечение контроллера позволяет в случае диагностирования неисправности формировать и отправлять SMS-сообщение в центральный диспетчерский пункт (ЦПИ).

     Структурная схема ПОСТ приведена на рис.4-7.

 

                                                                                                                                                                                   К ЦПИ

 

 

 

 

К объектам

(4 контура трубопроводов)

Рис.4-7. Структурная схема ПОСТ.

 

В качестве прибора-детектора/локатора применен рефлектометр, имеющий следующие основные технические характеристики:

Внешние размеры: 330 x 230 x 111 mm
Класс защиты: IP 53

Вес: 7 kg

Диапазон температур: -20 °C до +40 °C

Выходной сигнал: Кодированные импульсы

Измеряемые секции: Соединение 4 измеряемых секций.