Срок службы пластмассовых трубопроводов

Диагностика тепловых сетей

Общие сведения

В зависимости от количества параллельно проложенных труб для теплоснабжения системы делятся на одно-, двух- и многотрубные. Для теплоснабжения населенных пунктов (городов и поселков) наибольшее распространение получили двухтрубные системы, в которых по одному трубопроводу подается тепло, а по другому возвращается отработанной теплоноситель.

Тепловая энергия, получаемая от ТЭЦ или котельных, распределяется между потребителями через центральные (ЦТП) или индивидуальные (ИТП) тепловые пункты, от которых к зданиям отходят четырехтрубные сети: две трубы для присоединения систем отопления и две – для присоединения систем горячего водоснабжения. Тепловые сети прокладываются в каналах (84%), бесканально (6%) или надземно (10%). Каналы бывают проходные, полупроходные и непроходные.

Водяные тепловые сети по назначению и диаметру подразделяют на магистральные и распределительные трубопроводы. К магистральным сетям относят теплопроводы больших диаметров (300 – 1000 мм), соединяющие источники тепла с районами потребления. Диаметры труб распределительных сетей (ответвлений или внутриквартальных), ведущих к потребителю, в зависимости от тепловой нагрузки колеблются от 50 до 250 мм. По различным данным на территории России находятся в эксплуатации от 160 до 260 тысяч км теплопроводов. Свыше 30% тепловых сетей находится в ветхом состоянии, в некоторых регионах доля изношенных теплопроводов составляет более 50%. Из-за ограниченного финансирования фактическая замена трубопроводов тепловых сетей обычно не превышает 1 – 4 % от их протяженности.

Удельная повреждаемость по регионам России колеблется от 0,5 до 10 повреждений на 1 км трубопровода ежегодно. Наиболее частой причиной повреждения трубопроводов тепловых сетей (до 80%) является наружная коррозия, вызванная в основном контактом металла труб с водой при периодическом или постоянном затоплении каналов грунтовыми или поверхностными водами из-за: отсутствия попутного дренажа, недостаточной высоты и прочности подвижных опор, применения малоэффективных антикоррозионных покрытий и теплоизоляции, отличающейся высоким водопоглощением, низкого качества герметизации каналов, отсутствия вентиляции каналов и тепловых камер. Наружная коррозия труб вызывается также блуждающими токами (утечки от городского и железнодорожного транспорта, работающего на постоянном токе, и т.д.).

Удельная повреждаемость в тепловых камерах больше в 10 – 20 раз, чем на остальных участках. Перекрытия тепловых камер расположены близко к поверхности земли, и вода практически всегда присутствует на дне тепловых камер, испаряясь и конденсируясь на перекрытии. Вместе с протечками через люки эта влага попадает на трубопроводы и приводит к их интенсивной коррозии. При расположении камер под дорогами на трубопроводы попадает не просто вода, а солевой раствор.

Наличие систем открытого водоразбора, процессов биокоррозии в трубопроводах горячего водоснабжения, а также низкое качество подпиточной воды на источниках тепла для систем закрытого водоразбора из-за больших утечек теплоносителя предопределяет повреждения от внутренней коррозии.

Повышенные тепловые потери объясняются не только тем, что в России в основном (90%) трубопроводы тепловых сетей имеют тепловую изоляцию из минеральной ваты, которая к тому же в 30 – 50% случаев повреждена или вообще разрушена, а также постоянным или периодическим затоплением каналов, т.к. при увлажненной тепловой изоляции в несколько раз повышается величина тепловых потерь.

В сложившейся ситуации в стране тратятся гигантские средства на содержание некачественных, а значит, и ненадежных тепловых сетей с фактическими тепловыми потерями от 20 до 50% от выработки тепла зимой и от 30 до 70% летом, с утечками теплоносителя, во много раз превышающими нормы в развитых странах, и с огромными затратами на ремонтно-восстановительные работы (создание дополнительных аварийных служб).

Фактический срок службы трубопроводов значительно ниже (магистральные сети – 12–15 лет, разводящие сети – 7–8 лет) нормативного (25 лет), что и увеличивает в несколько раз затраты, приведенные к году эксплуатации.

Для повышения уровня технического обслуживания эксплуатирующими организациями и для разработки мероприятий по продлению ресурса действующих трубопроводов должно быть организовано фирменное обслуживание – службы контроля и анализа технического состояния трубопроводов, в задачи которых входят:

§ распределение тепловых сетей на территориальные участки;

§ контроль фактического состояния трубопроводов (диагностика) и оценка интенсивности коррозионных разрушений труб тепловых сетей на участках, где зафиксирована опасность коррозии трубопроводов (осмотры, электрические измерения, шурфовки, аэрофотосъемка, контроль водного и бактериального режима, установка датчиков коррозии и др.);

§ регистрация и анализ коррозионных повреждений тепловых сетей в отопительный сезон и при гидравлических испытаниях;

§ выявление вредных факторов, влияющих на процессы коррозии, с составлением карт их распределения, определение причин их возникновения и разработка мероприятий по их предотвращению;

§ ведение паспортов на каждый участок теплосети;

§ разработка объемов технического обслуживания для каждого участка теплосети;

§ проведение испытаний на тепловые и массовые потери;

§ оптимизация трассировки и диаметров тепловых сетей;

§ экономический расчет необходимых работ по текущему и капитальному ремонту, включая мероприятия по продлению ресурса;

§ ресурсное распределение тепловых сетей (с ответственностью за вывод в капитальный ремонт участков, имеющих значительный ресурс);

§ подготовка технических заданий на капитальный ремонт тепловых сетей с учетом реальных условий их эксплуатации и анализа причин сокращения нормативного срока службы;

§ отражение в техническом задании комплексного подхода к защите от коррозии на всем территориальном участке;

§ приборный контроль качества строительно-монтажных и ремонтно-восстановительных работ.

Данные виды работ могут выполняться как подразделениями, специально созданными в эксплуатирующих организациях, так и специализированными организациями по договору.

Стоимость замены трубопроводов тепловых сетей очень высока, поэтому ранняя диагностика, проведение работ по продлению ресурса, локальная замена наиболее прокорродировавших участков позволят значительно продлить срок службы тепловых сетей, снизить количество внезапных отказов и получить значительную экономию средств.

На сегодняшний день применяется следующее оборудование для определения местоположения течи и диагностики коррозионного повреждения труб и разрушения тепло- и гидроизоляции:

1. Приборы контроля состояния металла стенок трубопровода:

§ акустические приборы для диагностики коррозионного состояния металла труб («Вектор-2001» – НПК «Вектор», Россия, «Теаккорр-4000» - НПФ «Электроника ЛТД», Украина);

§ аппаратура с электронно-акустическим принципом действия («A-LINE» фирма «Интерюникс», «Локус» фирма «ЛТЕСТ», «AMSY-4», «Panatest»);

§ внутритрубные дефектоскопы (магнитный энтроскоп ЗАО «Энтроско», «Рокот-1м» – НПО «Тарис», Россия, «ЭТГ, ЭТЖ» – ЗАО «Омтех», Россия);

§ ультразвуковые толщиномеры ("УТ-80" – "Техно-АС", Россия, "Взлет УТ" ЗАО "Взлет", "Sonagage II" – ЗАО «Энерготест», Россия, "26DL Plus", "26 MG" – "Panametric", США, "Sonatest" – Англия);

2. Приборы для измерения температурных полей (измерение температур поверхности грунта над эксплуатируемыми теплопроводами):

§ контактного действия ("ПТ-13Д" - МНПО "Спектр", "Питон" – Институт физики металлов РАН, "Termohydrolux HL-2000T" – "Seba dynatronic", Германия);

§ дистанционного действия («Диелтест» - ВНИИОФИ, Россия, «С-7» –«Интекс», Россия, «Кельвин 200ЛЦ» – «Диполь», Россия, "Thermopoint TRT2-4, TRT20-50, TRT80" - "Agema Infrared System", Швеция);

3. Акустические приборы для поиска течи:

§ акустические течеискатели – шумофоны («ИСТД» – АО «Ленэнерго», «ПТ-13ДМ» – МНПО «Спектр», «Пеленг – 1» - ООО «Абигар», «Hydrolux HL2000 – «Seba dynatronic», Германия, «FD-7», «FSB-7», «HG-10» - Fuji Tecom Inc, Япония);

§ течеискатели корреляционного действия («Коршун» – Украина, «А-КОР» – Россия, «Кондор АТК-5» - Россия);

4. Приборы для определения нарушения гидроизоляционного защитного слоя бесканальных теплопроводов («АНПИ» - г. Петрозаводск, «ПККИ-200» – АО «Мособлгаз», «C-Scan» – Германия);

5. Приборы для определения остаточной намагниченности металла труб (индикатор концентрации напряжений «ИКН-1М» «Энергодиагностика»);

6. Приборы для определения стекания блуждающих токов (цифровые мультиметры).

В состав работ по техническому обслуживанию входят эксплуатационные мероприятия по снижению влияния вредных факторов, интенсифицирующих процессы коррозии:

- откачка воды из тепловых камер и каналов с помощью переносных или стационарных насосов;

- планировка теплотрассы с целью предотвращения попадания поверхностных вод в каналы и камеры;

- чистка тепловых камер и каналов (в доступных местах) от илистых отложений и заносов грунтом;

- чистка дренажей механическими способами;

- поиск утечек теплоносителя через арматуру и их устранение;

- определение жесткости воды по квартальным ответвлениям трубопроводов для поиска неплотных подогревателей;

- проверка заполнения зависимых систем отопления сетевой деаэрированной водой.

Если эксплуатационные мероприятия, направленные на предотвращение прямого контакта влаги с поверхностью трубопровода, оказываются недостаточно эффективными, то реальную защиту металла труб можно обеспечить или при радикальном изменении условий контакта агрессивной среды и поверхности металла (путем нанесения антикоррозионных покрытий и гидроизоляции в доступных местах), или при проведении ряда мероприятий по продлению ресурса, таких как:

§ герметизация крышек люков тепловых камер и смотровых колодцев;

§ герметизация стыков плит перекрытий тепловых камер и каналов в доступных местах;

§ искусственное снижение уровня грунтовых вод;

§ установка вентиляционных вытяжек;

§ организация электрохимической защиты тепловых сетей.

При нанесении антикоррозионных покрытий и гидроизоляции в доступных местах (тепловых камерах, проходных и полупроходных каналах) может выполняться два комплекса работ:

§ при наличии на трубопроводах изоляции для защиты ее от увлажнения наносится гидроизолирующий слой (например, мастика "Вектор 1214 Б", НПК "Вектор");

§ при отсутствии на трубопроводах изоляции проводится антикоррозионная защита металла труб, неподвижных опор, компенсаторов покрытиями, не требующими специальной подготовки поверхности труб (например, полимерные мастики "Вектор 1025", "Вектор 1214", НПК "Вектор"), восстановление тепловой изоляции и асбоцементной штукатурки с последующим нанесением гидроизолирующего слоя (например, мастика "Вектор 1214 Б", НПК "Вектор").

Анализ конструктивных решений и схем вентиляции каналов тепловых сетей указывает на их большое разнообразие, как по диаметрам и высоте труб, так и по конструкциям приточных и вытяжных отверстий. Обычно шахта устанавливается на верхней плите перекрытия тепловых камер. Для этого пробивается отверстие и монтируется металлическая труба, основание которой бетонируется. Сверху труба имеет крышку, по бокам прорези для прохода воздуха.

При защите тепловых сетей получила широкое применение электрохимическая защита (ЭХЗ), осуществляемая катодной поляризацией от внешнего источника постоянного тока (станции катодной защиты – СКЗ) или путем соединения с металлом (протектором), имеющим более положительный потенциал. Применение данных видов ЭХЗ является единственным способом значительного снижения скорости коррозии наружных поверхностей подтопляемых и заиленных труб теплосетей до уровня 0,05 – 0,1 мм/год, предотвращения влияния блуждающих токов и, соответственно, увеличения рабочего ресурса действующих трубопроводов тепловых сетей.

На абонентских вводах тепловых сетей на объекты, являющиеся источниками блуждающих токов (объекты трамвайной сети, метрополитена, электрифицированных железных дорог – депо, тяговые подстанции, ремонтные базы), устанавливаются электроизолирующие фланцы, обеспечивающие уменьшение влияния источников блуждающих токов на трубопроводы тепловых сетей.

Самыми надежными являются водно-химические методы предотвращения внутренней коррозии: повышение рН, снижение содержания кислорода, применение ингибиторов, т.к. они обеспечивают защиту всего оборудования теплосети сразу после их внедрения. Одним из самых эффективных способов предотвращения развития язв на внутренней поверхности трубопроводов теплосети является нейтрализация в них кислой среды путем:

§ постоянного увеличения рН сетевой воды до 9,5–10,0;

§ периодического увеличения рН сетевой воды до 10,0–11,0 во время температурных испытаний.

Существуют следующие пути попадания кислорода в сетевую воду:

§

§ подпиточная вода (некачественная работа вакуумных деаэраторов);

§ присосы водопроводной воды в абонентских подогревателях из-за неплотности;

§ аэрация воды в аккумуляторных баках открытых систем теплоснабжения и баках запаса подпиточной воды в закрытых системах;

§ аварийная подпитка тепловых сетей недеаэрированной (сырой) водой.

Защита металла от коррозии и воды от аэрации в аккумуляторных баках открытых систем теплоснабжения и баках запаса подпиточной воды в закрытых системах осуществляется по двум направлениям:

1) комбинированным путем с использованием для обеих целей одного и того же материала (герметизирующих жидкостей, например, АГ–4И или АГ–4);

2) раздельными способами с применением для защиты стенок бака от коррозии лакокрасочных или металлизационных покрытий (цинк-силикатная композиция "Барьер 1П", пенополиуретановая эмаль "Хемопур-Э" U 2081 (Словакия), цинк-наполненная композиция марки ЦВЭС, водно-дисперсионные двухкомпонентные эпоксидные краски НПФ "Рекон" (г. Казань), эмаль ЭП - 5287 НПО "Спектр") и для предотвращения аэрации воды в баках плавающих шариков, порошковых материалов (крезосферы и гидрофобный мел), подвижного покрытия из вспенивающегося полистирола марок ПСВ, ПСВ-С, ПСВ-П.

Также одним из способов защиты внутренней поверхности трубопроводов тепловых сетей от коррозионных повреждений является применение ингибиторов коррозии. Несмотря на достаточно большой выбор ингибиторов для нейтральной и слабощелочной воды, санитарным требованиям удовлетворяют только два: силикат натрия и цинковый комплекс оксиэтилидендифосфоновой кислоты (ОЭДФЦ).

Коррозия стальных труб ГВС обусловлена не только общеизвестной кислородной электрохимической коррозией, но и менее известной микробиологической (биокоррозией). Практически не существует действенных способов уничтожения бактерий в системах ГВС. В открытых системах теплоснабжения с непосредственным отбором воды из теплосети на горячее водоснабжения для снижения процессов биокоррозии можно порекомендовать периодическое повышение рН сетевой воды (9,7-9,9) с помощью дозирования едкого натра и мероприятия по ликвидации застойных зон в трубопроводах.Существует устойчивое заблуждение, что тепловые сети всегда были и будут самым ненадежным элементом теплоснабжения. Но на сегодняшний день существует большое количество методов, конструкций, элементов и др., полностью обеспечивающих надежную работу тепловых сетей в течение 25 лет и более.

Безусловно, при использовании новых более надежных конструкций неизменно возрастает стоимость тепловых сетей. Однако за счет большей их долговечности стоимость работ по прокладке, приведенная к одному году эксплуатации, уменьшается. Поэтому одним из основных факторов экономической эффективности применения новых конструкций следует считать не их стоимость, а увеличение срока службы трубопроводов и снижение затрат на их техническое обслуживание, поскольку, как правило, более дорогостоящие мероприятия существенно повышают эксплуатационную надежность трубопроводов.

Для прокладки тепловых сетей должны применяться новые конструкции высокотехнологичных теплопроводов и оборудования. Самого серьезного внимания заслуживают стальные трубопроводы с ППУ - изоляцией (производители, например, ЗАО «Мосфлоулайн», «АВВ Alstom Power» и др.), представляющие конструкцию типа «труба в трубе» и увеличивающие срок службы тепловых сетей до 30-50 лет. В качестве теплоизоляционного слоя используется жесткий пенополиуретан (снижение тепловых потерь до 2-3 %), наружная защитная оболочка выполнена из полиэтилена, что позволяет вместо сооружения дорогостоящего канала укладывать трубы непосредственно в траншею на песчаную подсыпку.

Также при данном способе прокладки отпадает необходимость в строительстве камер для установки запорной арматуры. Краны также тепло- и гидроизолируются и устанавливаются непосредственно в грунте. Управление задвижками осуществляется через смотровые колодцы. Для удобства штоки изготовляются переменной длины (в зависимости от глубины заложения) для обеспечения доступа к головкам кранов. При надземной прокладке трубопроводов в качестве гидроизоляционного слоя используется оболочка из оцинкованной стали (согласно требованиям пожарной безопасности). Все это снижает капитальные затраты на строительство в 1,2-1,5 раза. Конструкция трубопроводов с ППУ-изоляцией выгодно отличается от остальных трубопроводов еще и тем, что имеет систему оперативного дистанционного контроля – ОДК, стоимость которой составляет 1% от стоимости трубопровода. Наличие системы ОДК на трубопроводах с ППУ-изоляцией позволяет своевременно обнаружить возникший дефект и при оперативном его устранении обеспечить нормативный срок службы этого трубопровода. За счет этого эксплуатационные расходы снижаются в 9 раз. На таких трубопроводах должен осуществляться двухступенчатый контроль.

На первом уровне необходим постоянный контроль трубопроводов для определения состояния изоляции (производится детекторами повреждений с минимальным участием эксплуатационного персонала). Контроль с использованием детекторов позволяет только определить наличие и вид дефекта, но не позволяет определить местоположение обнаруженного дефекта.

На втором уровне контроль должен осуществляться с использованием импульсного рефлектометра и только высококвалифицированными, специально обученными сотрудниками. Данные виды работ могут производиться специалистами по фирменному обслуживанию. Для контроля за состоянием ППУ-изоляции применяются следующие приборы (производители ЗАО «Мосфлоулайн», НПК «Вектор»):

1. стационарные и переносные детекторы повреждений;

2. импульсный рефлектометр;

3. мегаомметр используется для определения наличия влаги в ППУ-изоляции при проведении полного углубленного обследования;

4. мультиметр служит для определения целостности сигнальных проводов в трубопроводе, также с его помощью можно определить существуют ли места слабого контакта сигнальных проводов – места потенциального возникновения обрыва сигнальных проводов.

Табл.5.1Для предупреждения коррозионных повреждений целесообразно применять на трубопроводах ГВС трубы с внутренним силикатно-эмалевым покрытием (например, составы эмалей № 20С - 5,8,16 и др.). Снаружи трубы можно защитить материалами, менее дорогостоящими, чем стеклоэмаль. Однако широкое применение эмалированных труб для трубопроводов ГВС тормозилось, поскольку в полной мере не отработанны технологии защиты внутренней поверхности сварных стыков в трассовых условиях. В настоящее время эти проблемы во многом решены. Положительные результаты по защите сварных соединений получены в АО "Самаранефтегаз", АО "Пензаводпром", НПК «Вектор». По поводу применения данных покрытий для трубопроводов тепловых сетей необходимо отметить, что для них требуется высочайшая надежность, т.к. малейшее нарушение сплошности покрытия будет приводить к интенсивному локальному разрушению металла в месте нарушения. Для трубопроводных систем ГВС начато применение неметаллических труб (например, стеклопластиковые, полиэтиленовые, полипропиленовые). Главным для неметаллических труб являются прочностные характеристики при повышенных температурах, экологические характеристики и долговечность. Применение находят в системах горячего водоснабжения (с температурой теплоносителя до 75^о С и давлением до 0,75 МПа) индустриально изолированные трубы из полипропилена (ППРС). В зависимости от условий эксплуатации для горячей воды используются трубы PN 10, PN 20, а также армированные алюминиевой фольгой. Срок службы пластмассовых трубопроводов зависит от давления и температуры теплоносителя (см. табл. 5.1).

 

Таблица 5.1

Аварийное состояние; 2 -высокие теплопотери (аварийно-опасное состояние); 3 - повышенные теплопотери (нарушенная или влажная изоляция); 4 - нормированные теплопотери (г. Королев Московской обл., декабрь 1996 г.)

Следует подчеркнуть, что тепловая съемка, выполняемая для оценки состояния подземных тепловых сетей, только на первый взгляд решает чисто технические задачи, так как позволяет обнаруживать места утечек теплоносителя. В реальности постоянные утечки из тепловых сетей создают целый ряд взаимосвязанных экологических проблем.

Тепловые сети – характерный элемент практически всех крупных городов, они имеют большую протяженность и плотность. Так, общая протяженность теплосетей в Москве составляет более 3000 км при плотности в среднем более 3 погонных километров на один км² (в центре города – до 5-10 пог. км). По данным 2000 г., суммарный расход циркулирующей воды в сетях, обслуживаемых самыми крупными производителями тепла – АО "Мосэнерго" и МГП "Мостеплоэнерго", составляет 250 тыс. и 120 тыс. м³/ч соответственно, что суммарно в 7 раз превышает расход воды р. Москвы. Общая величина утечек воды из сетей АО "Мосэнерго" – 5000–6000 м³/ч, из сетей МГП "Мостеплоэнерго" – 2700–3000 м³/ч. Этот огромный объем воды просачивается в грунт. Принимая во внимание, что вода в сетях имеет высокую температуру (70-150°С) и находится под высоким давлением (до 1,5 МПа), можно уверенно утверждать, что утечки являются одним из наиболее интенсивных источников воздействия на окружающую среду, негативно проявляясь в различных ее аспектах. Утечки теплоносителя вызывают нарушение теплового режима подземных вод, почв и верхней части грунтов, изменение химического, газового и бактериального состава подземных вод. Повышение уровня грунтовых вод под воздействием утечек приводит в свою очередь к подтоплению и заболачиванию территорий, к развитию и активизации карстовых и оползневых процессов. Долго живущие утечки размывают контактирующие с теплопроводом грунты (техногенная суффозия) с образованием провальных воронок, наполненных горячей водой, представляющих опасность для людей и техники. С другой стороны, утечки приводят и к энергетическим затратам, так как объем воды должен быть восполнен, при этом вновь закачанную воду нужно подогреть, а это не только дополнительное топливо, но и дополнительный дым, выпускаемый в атмосферу. Таким образом, задача контроля состояния тепловых сетей тесно переплетается с большим набором чисто экологических задач. Особое значение имеет тот факт, что тепловая съемка является единственным дистанционным методом, позволяющим решать эти задачи, так как в тепловом поле находят проявление как источники воздействия на окружающую среду (утечки), так и вызванные ими негативные изменения.

ИК-аэросъемка выполняется два раза в год (осенью и весной, т.е. в начале и в конце отопительного сезона). Традиционными заказчиками этих работ в Москве являются Управление топливно-энергетического хозяйства Правительства Москвы, МГП "Мостеплоэнерго", "Тепловые сети", АО "Мосэнерго", Москомприрода. Используя материалы ИК-аэросъемки, заказчики имеют возможность не только быстро окупить свои затраты, но и получить прибыль, причем экономический эффект тем выше, чем в более короткий срок пользователь сумеет освоить полученную информацию и на ее основе принять обоснованные управленческие и технические решения. Так, например, стоимость съемки и полного цикла обработки тепловой ИК-аэросъемки на 1 км² составляет столько же, сколько перекладка 3 погонных метров среднего магистрального теплопровода. Кроме того, существенный эффект приносит своевременное выявление и ликвидация аварийных участков, уменьшение подпитки и т.п. Совместный анализ результатов тепловой съемки и данных наземной проверки эксплуатационными службами МГП "Мостеплоэнерго" за 1995-98 гг. показывает, что за каждый сезон тепловая съемка позволяет обнаруживать от120 до 204 свищей, т.е. таких мест, где реально ожидать разрыв теплотрасс в отопительный период или при опрессовке. При этом процент подтверждения утечек тепла составляет от 70 до 86%, что для дистанционного метода является очень высоким показателем. На отдельных площадях и при удачном подборе условий съемки этот показатель может быть выше. Так, по данным 4-го района Тепловых Сетей филиала АО "Мосэнерго", из 121 участков, выявленных тепловой съемкой на площади 39 км², 117 оказались проблемными.

Важным достоинством метода является его высокая производительность и оперативность. Съемка выполняется с борта вертолета (самолета) с высоты 1000 м при ширине захвата около 2000 м. Следовательно, при средней производительной скорости 80 км/ч за один вылет может быть обследована площадь 500-700 кв.км. Визуализация теплового изображения в процессе съемки позволяет передавать Заказчику оперативную информацию о состоянии контролируемых объектов незамедлительно (в случае обнаружения очага возгорания). Первичная информация в виде файлов помаршрутных изображений передается через несколько дней. Плановая обработка получаемых материалов, включающая сшивку отдельных маршрутов в площадное тепловое поле и выделение потенциально пожароопасных участков, осуществляется в течение 5-10 дней.

Накопленный большой опыт применения аппаратурно-программного комплекса дистанционного инженерного и экологического мониторинга открывает широкие возможности использования получаемых материалов специалистами городских коммунальных служб, комитетов по охране окружающей среды, администрациями разных уровней. Цифровой характер полученных данных позволяет интегрировать их в любые геоинформационные системы (ГИС).

Рис. 5.2. Схема измерений параметров теплоснабжения

Как видно из рис. 5.2, с помощью всего двух четырехканальных логгеров, с использованием подключаемых термометров, штатных расходомеров и дифференциального манометра можно получить практически всю совокупность данных, характеризующих качественные и количественные режимы теплоснабжения на протяжении всего отопительного сезона. В рассматриваемом примере собирается информация о температурах окружающего воздуха, подающей и обратной теплофикационной воды, температуре ГВС, температуре воды в контуре отопления после гидроэлеватора, о расходах теплоносителя в системе отопления и ГВС, располагаемом напоре.

Аналогичным образом, с помощью логгеров и с использованием штатных или накладных трансформаторов тока можно исследовать режимы работы электропотребляющего оборудования. Описанные приборы обладают рядом дополнительных удобств для пользователя. Это прежде всего возможность передачи информации в компьютер с помощью промежуточных накопителей – шаттлов. Другие достоинства – программируемый интервал между измерениями и отсроченное время старта, что позволяет одновременно начать измерения всеми установленными датчиками с заданным интервалом (от 0,5 с для быстротекущих процессов до 9 ч).

Для обработки полученных массивов данных используется специальное программное обеспечение. Программа ВохСаrРrо, поставляемая на лазерном диске стоимостью около 50 долл., позволяет работать в средах Мicrosoft Ехсеl или Lotus 1-2-3 с использованием графических возможностей компьютера.

А аналогичными приборами других фирм США представлены на сайтах

§ http://www.arccsystems.com;

§ http://www.dicsonweb.com;

§ http://www.archerergy.com.

Выпуск аналогичных приборов освоен на российском предприятии НПО "Системотехника" г. Иваново (http://www.syst.ru) – ведущий российский разработчик и производитель приборов и систем для автоматизации технологических процессов.

Основные направления производства: программируемые контроллеры, комплектные АСУ ТП энергетическим оборудованием, распределенные АСУ ТП предприятий, приборы энергоучета и системы АСКУЭ, приборы для энергоаудита, заказные СУ.

 

 

Рис. 5.3. Регистратор температуры автономный ТЛ-01

Регистратор температуры автономный ТЛ-01 (рис. 5.3) предназначен для измерения температуры окружающего воздуха (от –40 до +80° С, шаг – 0,5° С) с указанным интервалом (кратно 1 мин), архивирования измерений, сбора статистики по замерам и регистрации выхода температуры за установленные пределы. Глубина архива составляет 2048 измерений. При переполнении архива в зависимости от настроек архивирование прекращается (сохраняя первые 2 тысячи замеров) или начинается циклическая перезапись архива (сохраняя последние 2 тысячи замеров). Сбор статистики замеров производится в виде гистограмм. Диапазон температур делится на 63 сектора (от -40.0 до -38.5, от -38.0 до -36.5 и т.д.). Для каждого сектора имеется счетчик, показывающий количество замеров, соответствующих по температуре. Таким образом, можно получить распределение замеров по температурам за отчетный период. Максимальная величина счетчика 65535 замеров, что позволяет накапливать статистику за длительный период. В процессе регистрации прибор ведет 2 архива аварий, т.е. выходов значения температуры за установленные пользователем пределы. В каждом архиве имеется по 12 записей для регистрации выходов за верхний и нижний порог. В каждой записи сохраняется номер замера с начала регистрации, при котором началась аварийная ситуация (фактически, время начала аварии) и длительность аварии (до 255 интервалов измерения). Если длительность аварии превышает 255 интервалов, открывается следующая запись в архиве. При заполнении 12 записей регистрация соответствующих аварий прекращается. При появлении первой в приборе устанавливается флаг соответствующей аварии. Интервал измерений устанавливается пользователем от 1 до 255 минут (4 часа 15 мин). Запуск регистрации производится программно (от компьютера) или от кнопки на приборе. Возможно указать задержку старта от 1 до 65535 минут (более 45 суток). Пользователь может установить в приборе идентификатор - число от 0 до 65535, и краткое описание - текст до 30 символов.

Этот миниатюрный прибор позволяет:

§ исследовать температуры в производственных и жилых помещениях;

§ определить температурные режимы работы оборудования (в шкафах, корпусах, на поверхностях);

§ проверить условия хранения продуктов питания, лекарств, и др. товаров;

§ контролировать реальные температуры при перевозке грузов.

Регистратор выполнен в виде брелока в ударопрочном корпусе. Индикаторы показывают текущее состояние регистрации (см. рис.5.3).

Для регистрации температуры надо нажать кнопку на регистраторе (если он еще не запущен с компьютера). Чтение данных, их анализ, а также программирование регистратора осуществляется с персонального компьютера с помощью программы TLOG. Программа TLOG, работающая под OS Windows, позволяет программировать регистратор, отображать, архивировать и анализировать результаты измерений (рис. 5.4).

 

 

Рис. 5.4. Использование программы TLOG для представления и анализа результатов измерений

В памяти регистратора выделено 32 байта, которые пользователь может использовать по своему усмотрению. Например, для хранения условного номера регистратора, места установки или другой служебной информации. Соединение регистратора с компьютером производится через адаптер RS232/ТЛ-01 (рис. 5.5), подключаемый к СОМ-порту компьютера (RS 232).

 

Рис. 5.5. Адаптер RS232/ТЛ-01

Технические характеристики регистратора ТЛ-01

 

* Измеряемая температура		от -40°С до +85°С
* Дискретность измерения		- 0.5°С
* Относительная влажность воздуха		не более 80% при t = 35°С
* Дискретность измерения температуры		0,5°С
* Погрешность измерения температуры- в диапазоне от -10° С до +40° С- в остальном диапазоне		± 1.0°С,± 2.0°С;
* Программируемый интервал между измерениями температуры		от 1 до 255 минут
* Программируемая задержка старта		от 1 до 65535 минут
* Часы реального времени(формат BCD)		отсчет секунд, минут, часов, дней недель, числа, месяца, года с коррекцией високосных лет
* Погрешность часов		± 5с в сутки
* Память архивов температуры		2048 измерений
* Память пользователя		32 байта
* Память событий		24 события
* Память гистограмм		63 поддиапазона с шагом 2°С
* Напряжение питания встроенной литиевой батареи CR2032		3 В (±10%)
* Время работы без замены батареи		10 лет при t = 20°С
* Степень защиты		IP-20
* Наработка на отказ		100000 час
* Вес		не более 50 г
* Габаритные размеры		14х37х84 мм

Насосы

Техническое обслуживание насосов предусматривает производство следующих работ: контроль за отсутствием посторонних шумов и стуков, ненормальныхвибраций, за температурой подшипников, уровнем, давлением и температурой масла и охлаждающей воды, качеством (цветом) масла, температурой и давлением воздуха по ступеням; проверку внешнего состояния оборудования; правильности работы доступных для осмотра движущихся частей; контроль за исправным состоянием и правильным положением запорной аппаратуры и предохранительных клапанов, за соблюдением экономичных и безопасных режимов работы; отключение неисправного оборудования.

Кроме того, по отдельным видам оборудования проводятся следующие работы:

а) центробежные насосы:

проверка осевого разбега и свободного вращения вала, состояния соосности насоса с приводным электродвигателем, а также состояния пальцев соединительной муфты; проверка работы приемного и обратного клапанов; устранение течи между секциями в многоступенчатых секционных насосах; подтяжка направляющих болтов;

б) поршневые паровые насосы:

осмотр и проверка наружного механизма парораспределения, состояния всасывающих и нагнетательных клапанов; перенабивка сальников; очистка приемной сетки и проверка фланцевых соединений.

 

[править]Типовая номенклатура ремонтных работ при текущем ремонте

Текущий ремонт насосов производится на месте установки данного оборудования, и только оборудование малой массы ремонтируется в специализированных цехах (участках) предприятия.

Типовая номенклатура ремонтных работ при текущем ремонтевключает в себя операции технического обслуживания, частичную разборку оборудования с ремонтом и заменой наиболее быстроизнашивающихся деталей. Кроме