Системы контроля дистанционного управления. Дистанционный контроль отопительного оборудования
Назначение
Система оперативного дистанционного контроля (СОДК) предназначена для проведения непрерывного контроля состояния теплоизоляционного слоя из пенополиуретана (ППУ) предизолированных трубопроводов в течение всего срока их службы. СОДК является одним из основных инструментов технического обслуживания трубопроводов, построенных по технологии «труба в трубе» с использованием сигнальных медных проводников. Комплекс приборов и оборудования СОДК позволяет своевременно и с большой точностью находить места повреждений. Применение СОДК способствует безопасной эксплуатации трубопроводных систем, позволяет значительно уменьшить затраты и время на ремонтные работы.
Принцип действия и организация системы
Система контроля основана на применении датчика увлажнения изоляции, распределенного по всей длине трубопровода. Сигнальные медные проводники (не менее двух), находящиеся в теплоизоляционном слое каждого элемента трубопровода, соединяются по всей длине разветвленной сети трубопровода в двухпроводную линию, объединенную на концевых элементах в единую петлю. Проводники любых ответвлений включаются в разрыв сигнального проводника основного трубопровода. Эта петля из медных сигнальных проводников, стальная труба всех элементов трубопровода и теплоизоляционный слой из жесткого пенополиуретана между ними и образуют датчик увлажнения изоляции. Электрические и волновые свойства этого датчика позволяют:
1. Контролировать длину датчика увлажнения или длину сигнальной петли и как следствие длину участка трубопровода охваченную этим датчиком.
2. Контролировать состояние влажности теплоизоляционного слоя участка трубопровода охваченного этим датчиком.
3. Осуществлять поиск мест увлажнения теплоизоляционного слоя или обрыва сигнального провода, на участке трубопровода охваченного этим датчиком.
Контроль длины датчика увлажнения необходим для получения достоверных сведений о состоянии влажности теплоизоляционного слоя по всей длине участка трубопровода, охваченного этим датчиком. Длина сигнальной петли (длина датчика увлажнения) определяется, как отношение общего сопротивления сигнальных проводников, соединённых в замкнутую цепь к их удельному сопротивлению. Длина участка трубопровода охваченная этим датчиком составляет половину.
При контроле состояния влажности применяется принцип измерения электрической проводимости теплоизоляционного слоя. С увеличением влажности увеличивается электропроводимость теплоизоляции и уменьшается сопротивления изоляции. Увеличение влажности теплоизоляционного слоя может быть вызвано утечкой теплоносителя из стального трубопровода или проникновением влаги через внешнюю оболочку трубопровода.
Поиск мест повреждений осуществляется на принципе отражения импульсов (метод импульсной рефлектометрии). Увлажнение изоляционного слоя или обрыв провода приводят к изменению волновых характеристик датчика увлажнения изоляции в конкретных локальных участках. Сущность метода отраженного импульса заключается в зондировании линии сигнальных проводников высокочастотными импульсами. Определение величины задержки между временем отправки зондирующих импульсов и временем получения импульсов, отраженных от неоднородностей волновых сопротивлений (намокание изоляции или повреждений сигнальных проводников) позволяет вычислить расстояния до этих неоднородностей.
Для оперативной работы с датчиком увлажнения изоляции предусмотрен вывод сигнальных проводников и «массы» тела стальной трубы из теплоизоляционного слоя. Данные выводы организуются с помощью специальных элементов трубопровода, в которых вывод сигнальных проводников осуществляется кабелем, проходящим через внешнюю изоляцию с помощью герметизирующего устройства. Эти кабели, выведенные в технологические помещения, наземные или настенные ковера, вместе с подключёнными к ним терминалами образуют на трассе точки контроля и коммутации - технологические измерительные пункты.
Различаются концевые и промежуточные измерительные технологические пункты.
В концевых измерительных пунктах применяются концевые элементы трубопровода с кабельными выводами. Кабели от подающей и обратной трубы подключаются к концевому терминалу установленному в технологических помещениях или сооружениях, наземных или настенных коверах.
В промежуточных пунктах обычно применяются элементы трубопровода с промежуточным кабельным выводом. Кабели от обоих трубопроводов выводятся в наземный ковер или технологические сооружения и подключаются к промежуточному или двойному концевому терминалу. Но в местах разрыва тепловой изоляции (в тепловой камере и т.п.) организация промежуточного измерительного пункта осуществляется с помощью концевых элементов с кабельными выводами. Кабели от всех элементов трубопроводов выводятся в наземный ковер или технологическое сооружение и подключаются к соответствующему терминалу.
Технологические измерительные пункты, установленные через определённые расстояния, позволяют оперативно производить поисковые измерения с достаточной точностью.
Состав оборудования
Система контроля разделяется на следующие части: трубная, сигнальная и дополнительные устройства.
Трубная часть - это все элементы трубопровода и комплектующие изделия, непосредственно образующие датчик увлажнения изоляции:
- Элементы трубопровода с двумя или более медными сигнальными проводниками.
- Промежуточные и концевые кабельные выводы.
- Концевые элементы трубопровода.
- Монтажно-соединительные комплекты для соединения сигнальных проводников при гидроизоляции стыков и для удлинения кабельных выводов.
Элементы трубопровода с двумя или более медными сигнальными проводниками это предварительно изолированные трубы, отводы, компенсаторы, тройники, шаровые краны, и т.п.
Сигнальные проводники, установленные внутри ППУ изоляции каждого элемента располагаются паралельно стальной теплонесущей трубе на расстоянии 16÷25 мм. от неё. При сборке труб проводники фиксируются в центраторах полиэтиленовой оболочки, которые устанавливаются на расстоянии 0,8÷1,2 м друг от друга. Эти проводники изготавливаются из медной проволоки сечением 1,5 мм 2(марка ММ 1,5).
Во всех элементах провода системы контроля располагаются в положении «без десяти минут два часа».
Концевой кабельный вывод устанавливается в местах окончания теплоизоляции. Конструктивно может выполняться в двух вариантах.
Первый вариант - концевой элемент трубопровода с кабельным выводом и металлической заглушкой изоляции (ЗИМ КВ). В данном элементе два провода трехжильного кабеля подключается к сигнальным проводникам на торце трубы, третий провод подключается к стальной трубе, а кабель выводится через герметизирующее устройство, установленное на заглушке изоляции. Этот вариант применяется для вывода сигнальных проводников внутрь инженерных сооружений и технологических помещений.
Второй вариант - концевой элемент трубопровода с металлической заглушкой изоляции и кабельным выводом (КВ ЗИМ). В данном элементе два провода трехжильного кабеля включаются в разрыв основного сигнального провода, третий провод подключается к стальной трубе, а кабель выводится через герметизирующее устройство, установленное на оболочке трубы. Этот вариант применяется для вывода сигнальных проводников в специальные технологические устройства (ковера), устанавливаемые снаружи инженерных сооружений и зданий.
Промежуточные кабельные выводы предназначены для разделения разветвленной сети трубопровода на участки определенной длины, что обеспечивает необходимую точность при поиске неисправностей системы контроля. Они устанавливаются по длине трассы через расстояния, определяемыми нормативной документацией (СП 41-105-2002) и согласованными с эксплуатирующими организациями. Промежуточный кабельный вывод выполняется в виде специального элемента трубопровода, в котором четыре провода пятижильного кабеля включаются в разрыв сигнальных проводов, пятый провод подключается к рабочей трубе, а сам кабель выводится через герметизирующее устройство установленное на оболочке трубы.
Концевые элементы трубопровода устанавливаются в местах окончания теплоизоляции и предназначены для объединения двухпроводной линии в единую петлю и защиты теплоизоляционного слоя от проникновения влаги. Соединение сигнальных проводников между собой на концевых элементах трубопровода произведено по торцу изоляционного слоя под заглушкой изоляции.
Сопротивление изоляции каждого сигнального проводника любого элемента не менее 10 Мом.
Монтажно-соединительные комплекты
Комплект соединения проводов СОДК (входит в комплекты материалов для заделки стыковых соединений) предназначен для соединения проводов СОДК и фиксации их на теплонесущей трубе на определённом расстоянии от неё.
Комплект поставки на 1 стык:
- держатель провода - 2 шт.
- обжимная муфта для соединения проводов - 2шт.
- припой, кол-во на 1 стык - 2г
- флюс или паяльная паста - 1г
- лента с клеящим слоем - по таблице:
| Наружный диаметр стальной трубы | Расход ленты с клеящим слоем на 1 стык |
| d, мм | м |
| 57 | 0,5 |
| 76 | 0,7 |
| 89 | 0,85 |
| 108 | 1,02 |
| 133 | 1,26 |
| 159 | 1,5 |
| 219 | 2,1 |
| 273 | 2,6 |
| 325 | 3,1 |
| 377 | 3,55 |
| 426 | 4,05 |
| 530 | 5,02 |
Комплект удлинения трёхжильного кабеля вывода применяется для удлинения трёхжильного кабеля системы ОДК на концевых кабельных выводах при монтаже трубопровода.
Комплект поставки:
Кабель трёхжильный - 5 м;
Термоусадочная трубка диаметром 25 мм L= 0,12 м;
Мастика ленточная "Герлен" - 0,2 м 2 ;
Изолента - 1 рулон на 10 комплектов;
Обжимная муфта для соединения проводов - 3 шт;
Термоусадочная трубка диаметром 6 мм L= 3см - 3 шт;
Расходные материалы (в комплект поставки не входят):
Припой - 3г.
- флюс или паяльная паста - 1,5г.
Комплект удлинения пятижильного кабеля вывода применяется для удлинения пятижильного кабеля системы ОДК на промежуточном кабельном выводе при монтаже трубопровода.
Комплект поставки:
Кабель пятижильный - 5 м;
Термоусадочная трубка диаметров 25 мм - 0,12 м;
Мастика ленточная " Герлен " - 0,2 м 2 ;
Изолента - 1 рулон 1 - 8 комплектов;
Обжимная муфта для сращивания проводов - 5 шт.
Термоусадочная трубка диаметром - 6 мм L= 3см - 5 шт
Расходные материалы (в комплект поставки не входят):
Припой - 5г.
- флюс или паяльная паста - 2,5г.
Сигнальная часть состоит из элементов сопряжения и приборов:
- Измерительные и коммутационные терминалы для подключения приборов в точках контроля и коммутации сигнальных проводников.
- Приборы контроля (детекторы, индикаторы) переносные и стационарные.
- Приборы поиска местонахождения неисправностей (импульсный рефлектометр).
- Измерительные приборы (тестер изоляции, мегомметр, омметр).
- Кабели для монтажного подсоединения терминалов и соединения терминалов со стационарными приборами контроля.
Для коммутации сигнальных проводников и подключения приборов к соединительным кабелям в точках контроля и коммутации применяются специальные коммутационные коробки - терминалы.
Терминалы разделяются на два основных вида: измерительные и герметичные .
Измерительные терминалы предназначены для оперативной коммутации сигнальных проводников при проведении измерений. Необходимая коммутация и измерения производятся с помощью внешних штекерных разъемов, без вскрытия терминала. Терминалы этого вида устанавливаются в сухих или хорошо проветриваемых инженерных устройствах (наземных или настенных коверах и т.п.) и технологических помещениях (ЦТП, ИТП и т.п.).
Герметичные терминалы предназначены для коммутации сигнальных проводников в условиях повышенной влажности. Необходимая коммутация и измерения производятся с помощью разъемов, установленных внутри терминалов. Для доступа к ним требуется снятие крышки терминала. Терминалы этого вида могут устанавливаться в любых технологических устройствах (наземных или настенных коверах и т.п.), сооружениях и помещениях (в тепловых камерах, в подвалах домов и т.п.)
Типы измерительных терминалов :
Концевой терминал (КТ-11, КИТ, КСП 10-2 и ТКИ, ТКИМ) - устанавливается в точках контроля на концах трубопровода;
Концевой терминал с выходом на стационарный детектор (КТ-15, КТ-14, ИТ-15, ИТ-14, КДТ, КДТ2, КСП 12-5 и ТКД) - устанавливается на конце трубопровода, в точке контроля, где предусмотрено подключение стационарного детектора;
Промежуточный терминал (КТ-12/Ш, ИТ-12/Ш, ПИТ, КСП 10-3, ТПИ и ТПИМ) - устанавливается в промежуточных точках контроля трубопровода и в точках контроля в начале боковых ответвлений.
Двойной концевой терминал (КТ-12/Ш, ИТ-12/Ш, ДКИТ, КСП 10-4 и ТДКИ) - устанавливается в точке контроля на границе разделения систем контроля сопрягаемых проектов;
Типы герметичных терминалов :
Концевой терминал герметичный - устанавливается в точках контроля на концах трубопровода;
Промежуточный терминал (КТ-12, ИТ-12, ПГТ и ТПГ) - устанавливается в промежуточных точках контроля трубопровода и в точках контроля в начале боковых ответвлений.
Объединяющий терминал герметичный (КТ-16, ИТ-16, ОТ6, ОТ4, ОТ3, КСП 13-3, КСП 12-3, ТО-3 и ТО-4)- устанавливается в тех точках контроля, где необходимо объединить в единую петлю несколько участков трубопровода или несколько отдельных трубопроводов;
Объединяющий терминал герметичный с выходом на стационарный детектор (КТ-16, ИТ-16, ОТ6, ОТ3, КСП 13-3, КСП 12-3 и ТО-3) - устанавливается в точке контроля, где необходимо объединить в единую петлю несколько отдельных трубопроводов, и в которой предусмотрено подключение кабеля от стационарного детектора;
Проходной терминал герметичный (КТ-15, ИТ-15, ПТ, КСП 12 и ТП) - устанавливается в местах разрыва ППУ изоляции (в тепловых камерах, в подвалах домов и т.п.) для коммутации соединительных кабелей или устройства дополнительной точки контроля при необходимости применения соединительных кабелей большой длины.
Соответствие терминалов производства НПК «ВЕКТОР», ООО «ТЕРМОЛАЙН», НПО «СТРОПОЛИМЕР», ЗАО «МОСФЛОУЛАЙН» и терминалов серии «ТермоВита»
| ООО «ТЕРМОЛАЙН» | НПК «ВЕКТОР» | НПО «СТРОЙПОЛИМЕР» | ЗАО «МОСФЛОУЛАЙН» | |
| КТ-11 | ИТ-11 | КИТ | КСП 10-2 | Терминал концевой. |
| КТ-12 | ИТ-12 | ПГТ | нет | ---- |
| КТ-12/Ш | ИТ-12/Ш | ПИТ, ДКИТ | КСП 10-3, КСП 10-4 | Терминал промежуточный, терминал двойной концевой |
| КТ-13 | ИТ-13 | КГТ | КСП 10 | ---- |
| КТ-15 | ИТ-15 | КДТ | КСП 12-5 | Терминал с выходом на детектор |
| КТ-14 | ИТ-14 |
КДТ2 | КСП 12-5 (2 штуки) | Терминал с выходом на детектор (2 штуки) |
| КТ-15 | ИТ-15 | ПТ, ОТ4 | КСП 12 | Терминал проходной |
| КТ-15/Ш | ИТ-15/Ш | КИТ4 | КСП 12-2, КСП 12-4 | ---- |
| КТ-16 | ИТ-16 | ОТ6, ОТ3 (2 штуки) | КСП 13-3, КСП 12-3 (2 штуки) | __ |
Терминалы присоединяют к проводникам ОДК с помощью соединительных кабелей: 3-х жильный кабель (NYM 3х1,5) для соединения терминалов на концевых участках теплотрассы и 5-ти жильный кабель (NYM 5х1,5) для соединения терминалов на промежуточных участках теплотрассы. Подключение и эксплуатация терминалов производится согласно технической документации предприятия-изготовителя.
Приборы контроля
Контроль состояния системы ОДК в процессе эксплуатации трубопроводов осуществляется с помощью прибора, называемого детектором. Этотприбор фиксирует электрическую проводимость теплоизоляционного слоя. При попадании воды в теплоизоляционный слой его проводимость увеличивается и это регистрируется детектором. Одновременно детектор измеряет сопротивление проводников, соединённых в замкнутую цепь.
Детекторы могут питаться от сети напряжением 220 Вольт (стационарные), либо от автономного источника питания 9 Вольт (переносные).
Стационарный детектор позволяет одновременно контролировать две трубы с максимальной длиной от2,5 до 5 км каждая, в зависимости от модели.
Таблица 1
Технические характеристики стационарных детекторов
| Параметры | Вектор-2000 | ПИККОН | СД-М2 | |||
| ДПС-2А | ДПС-2АМ | ДПС-4А | ДПС-4АМ | |||
| Напряжение питания, В | 220 (+10-15)% | 220 (+10-15)% | 220 (+10-15)% | |||
| Количество контролируемых участков трубопроводов, шт. | от 1 до 4 | 2 | 4 | 2 | ||
| до 2500 | до 2500 | 5000 | ||||
| более 600 | более 200 | более 150 | ||||
| Индикация намокания изоляции, кОм | менее 5 (+10%) | менее 5 (+10%) | Многоуровневый более 100 от30до100 от10до30 от3до10 менее 3 | |||
| 10 Постоянный ток | 8 Постоянный ток | 4 Переменный ток | ||||
| 30 | 30 | 120 (2 вт.) | ||||
| Эксплуатационная температура окружающей среды, С ˚ | -45 - +50 | -45 - +50 | -45 - +50 | -40 - +55 | ||
| не более 98 (25 °С) | 45÷75 | 45÷75 | Нет данных | |||
| Класс защиты от внешних воздействий | IP 55 | IP 55 | IP 67 | |||
| Габаритные размеры, мм | 145x220x75 | 170x155x65 | 220x175x65 | 180x180x60 | ||
| Масса, кг | не более 1 | не более 0,7 | не более 1 | 0,75 | ||
При использовании стационарного детектора СД-М2 возможна организация централизованной СОДК разветвленной теплосети значительной протяженности (до 5 км) из единого диспетчерского пункта. Для этого в стационарном детекторе предусмотрены контакты с гальванической развязкой по каждому каналу, которые замыкаются при возникновении неисправностей.
Подключение и эксплуатация стационарных детекторов производится согласно технической документации предприятия-изготовителя.
Переносной детектор позволяет контролировать трубу с максимальной длиной от 2 до 5 км в зависимости от модели. Одним детектором можно контролировать разные участки трубопроводов, которые не связанны между собой в единую систему. Переносной детектор на объекте стационарно не устанавливается, а подключается к контролируемому участку сотрудником, производящим обследование в порядке эксплуатации.
Таблица 2
Технические характеристики переносных детекторов
| Параметры | Вектор-2000 | ПИККОН ДПП-А | ПИККОН ДПП-АМ | ДА-М2 |
| Напряжение питания, В | 9 | 9 | 9 | |
| Длина одного контролируемого участка трубопровода, м | до 2000 | до 2000 |
5000 | |
| Индикация повреждения сигнальных проводов, Ом | более 600(+10%) | более 200(+10%) | 150 | |
| Контрольное напряжение на сигнальных проводах, В | 10 Постоянный ток | 8 Постоянный ток | 4 Переменный ток | |
| Индикация намокания ППУ-изоляции, кОм | менее 5 (+10%) | менее 5 (+10%) | Многоуровневый более 1000 от500до1000 от100до500 от50до100 от5до50 | Многоуровневый более 100 от30до100 от10до30 от3до10 менее 3 |
| Потребляемый ток в рабочем режиме, мА | 1,5 | 1,5 | Не более 20 | |
| Эксплуатационная температура окружающей среды, "С | -45 - +50 | -45 - +50 | -20 - +40 | |
| Эксплуатационная влажность окружающей среды, % | не более 98 (25 °С) | 45÷75 | Брызгозащищённый | |
| Габаритные размеры, мм | 70x135x24 | 70x135x24 | 135x70x25 | |
| Масса, г | не более 100 | не более 170 | 150 | |
Подключение и эксплуатация переносных детекторов производится согласно технической документации предприятия-изготовителя.
Приборы поиска повреждений
Для определения местонахождения повреждений используется импульсный рефлектометр , обеспечивающий приемлемую точность измерений. Рефлектометр позволяет определить повреждения на расстояниях от 2 до 10 км, в зависимости от применяемой модели. Погрешность измерений составляет приблизительно 1-2% от длины измеряемой линии. Точность измерений определяется не погрешностью рефлектометров, а погрешностью волновых характеристик всех элементов трубопровода (волнового сопротивления датчика увлажнения изоляции). В зависимости от величины увлажнения изоляции рефлектометр позволяет определить местоположение нескольких мест с пониженным сопротивлением изоляции.
Технические характеристики отечественных импульсных рефлектометров
| Наименование | РЕЙС-105 | РЕЙС-205 | РИ-10М | РИ-20М |
| Завод-изготовитель | НПП «СТЭЛЛ» г. Брянск | ЗАО «ЭРСТЕД» г. Санкт-Петербург | ||
| Диапазон измеряемых расстояний | 12,5 -25600 м |
12,5-102400м | 1- 20000 м | 1м-50км. |
| Разрешающая способность | Не хуже 0,02 м | 0,2 % на диапазонах от 100 до 102400 м | 1% от диапазона | 25 см... 250 м. (по дальности) |
| Погрешность измерения | Менее 1% | Менее 1% | Менее 1% | Менее 1% |
| Выходное сопротивление | 20 - 470 Ом, плавно регулируемое | от 30 до 410, плавно регулируемое | 20 - 200 Ом. | 30. . 1000 Ом. |
| Зондирующие сигналы | Импульс амплитудой 5 В, 7 нс - 10 мкс; | Импульс амплитудой 7 В и 22 В от10 до 30-10 3 нс | Импульс амплитудой 6 В, 10 нс - 20 мкс; | Импульс амплитудой не менее 10 В. 10 нс. .50 мкс. |
| Растяжка | Возможность растяжки рефлектограммы вокруг измерительного или нулевого курсора в 2,4,8, 16, …131072 раза | 0,1от диапазона | 0,025 от диапазона | |
| Память | 200 рефлектограмм; | до 500 рефлектограмм | 100 рефлектограмм | 16 Мбайт. |
| Интерфейс | RS-232 | RS-232 | RS-232 | RS-232 |
| Усиление | 60 дБ | 86 дБ | -20... +40 дБ. | -20... +40 дБ. |
| Диапазон установки КУ (v/2) | 1.000...7.000 | 1.000...7.000 | 1.00...3.00 (50 м/мкс... 150 м/мкс). | |
| Дисплей | ЖКИ 320x240 точек с подсветкой | ЖКИ 128х64 точек с подсветкой | ЖКИ 240х128 точек с подсветкой | |
| Питание |
встроеный аккумулятор - 4,2÷6В сетевое - 220÷240 В, 47-400 Гц сеть постоянного тока - 11÷15В | встроеный аккумулятор - 10,2-14 сеть постоянного тока - 11÷15В сетевое - 220÷240 | встроеный аккумулятор - 12 В; сетевое - 220В 50гц, через адаптер Время непрерывной работы от аккумулятора не менее 6 час (с подсветкой). | встроеный аккумулятор - 12 В; сетевое - 220В 50гц, через адаптер Время непрерывной работы от аккумулятора не менее 5 час (с подсветкой). |
| Потребляемая мощность | Не более 2,5 Вт | 5 Вт | 3 ВА | 4ВА |
| Диапазон рабочих температур | - 10 °С + 50 °С | - 10 °С + 50 °С | -20С...+40С | -20С...+40С |
| Габаритные размеры | 106x224x40 мм | 275х166х70 | 267х157х62 | 220х200х110 мм |
| Масса | Не более 0,7 кг (со встроенными аккумуляторами) | Не более 2 кг (со встроенными аккумуляторами) | не более 2.5 кг(со встроенными аккумуляторами) | |
РЕЙС-205
Рефлектометр РЕЙС-205 наряду с традиционным методом импульсной рефлектометрии
, при котором надежно и точно определяется длина линии, расстояние до мест короткого замыкания, обрыва, низкоомной утечки и продольного увеличения сопротивления (например, в местах скрутки жил и.т.п.), дополнительно реализует мостовой метод измерения.Что
позволяет с высокой точностью измерять сопротивление шлейфа, оммическую асимметрию, емкость линии, сопротивление изоляции, определить расстояние до места высокоомного повреждения (понижения изоляции) или обрыва линии.
Подключение и эксплуатация импульсных рефлектометров производится согласно технической документации предприятия-изготовителя.
Дополнительные устройства
Наземные и настенные ковера
Назначение
Ковер, как наземный, так и настенный, предназначен для размещения в них коммутационных терминалов и предохраняет элементы системы контроля от несанкционированного доступа.
Ковер представляет собой металлическую конструкцию с надежным запорным устройством. Внутри ковера предусмотрено место для крепления терминала.
Проектирование
Проектирование систем необходимо осуществлять с возможностью присоединения проектируемой системы к системам контроля действующих трубопроводов и трубопроводов, планируемых в будущем. Максимальная длина разветвленной сети трубопроводов для проектируемой системы контроля выбирается исходя из максимального диапазона действия приборов контроля (пять километров трубопровода).
Выбор вида приборов контроля для проектируемого участка должен производиться исходя из возможности подвода (наличия) напряжения 220 В к проектируемому участку на все время эксплуатации трубопровода. При наличии напряжения необходимо использовать стационарный детектор повреждений, а при отсутствии напряжения - переносной детектор, имеющий автономное питание.
Выбор количества приборов для проектируемого участка должен производиться с учетом протяженности проектируемого участка трубопровода.
Если протяженность проектируемого участка больше максимально контролируемой одним детектором длины (см. характеристики в паспорте), то необходимо разбить теплотрассу на несколько участков с независимыми системами контроля.
Количество участков определяется по формуле:
N = Lnp/Lmax,
где /_ пр -длина проектируемой теплотрассы, м;
L ^ ax -максимальный диапазон действия детектора, м.
Полученное значение округлять до целого числа в большую сторону.
Примечание. Одним переносным детектором можно контролировать несколько независимых участков теплосетей.
Контрольные точки предназначены для того, чтобы эксплуатирующий персонал имел доступ к сигнальным проводам с целью определения состояния трубопровода.
Контрольные точки подразделяются на концевые и промежуточные. Концевые точки контроля располагаются во всех конечных точках проектируемого трубопровода. При длине участка менее 100 метров допускается устройство только одной контрольной точки, с закольцовкой сигнальных проводников под металлической заглушкой на другом конце трубопровода.
Точки контроля располагаются таким образом, чтобы расстояние между двумя соседними контрольными точками не превышало 300 м. В начале каждого бокового ответвления от основного трубопровода, если его длина 30 м и более (вне зависимости от расположения других точек контроля на основном трубопроводе), ставится промежуточный терминал.
На границах сопрягаемых проектов тепловых сетей, в местах их соединения, необходимо предусматривать точки контроля и устанавливать двойные концевые терминалы, которые позволяют объединять или разъединять систему ОДК этих участков.
При последовательном соединении проводников системы ОДК в местах окончания изоляции (проход трубопроводов через тепловые камеры, подвалы зданий и т. п.) соединение проводников требуется выполнять только через терминалы.
Максимальная длина кабеля от трубопровода до терминала не должна превышать 10 м. В случае необходимости применения кабеля с большей длиной требуется установить как можно ближе к трубопроводу дополнительный терминал.
В комплект каждой точки контроля должны входить:
- элемент трубопровода с кабелем вывода;
- соединительный кабель;
- коммутационный терминал.
Контрольные точки в тепловых камерах размещать не рекомендуется из-за влажности в камере, однако допускается только в тех случаях, когда размещение наземного ковера связано с какими-либо сложностями (порча внешнего вида города, влияние на безопасность движения и т. п.). В этих случаях терминалы, размещаемые в тепловых камерах, должны быть герметичны. В подвалах домов размещение контрольных точек не рекомендуется, если проектируемая теплотрасса и дом принадлежат разным ведомствам, так как в этих случаях возможен конфликт при эксплуатации трубопроводов (из-за проблем с доступом к точкам контроля и сохранностью элементов системы ОДК). В этих случаях рекомендуется оснащать контрольную точку наземным ковером, устанавливаемым в 2 - 3 метрах от дома.
Установка терминалов в промежуточных и концевых точках контроля осуществляется в наземных или настенных коверах установленного образца. В концевых точках трубопровода допускается установка терминалов в ЦТП.
Правила проектирования систем контроля
(в соответствии с СП 41-105-2002)
- В качестве основного сигнального провода используется провод маркированный, расположенный справа по направлению подачи воды к потребителю на обоих трубопроводах (условно луженый). Второй сигнальный проводник называется транзитным.
- Проводники любых ответвлений должны включаться в разрыв основного сигнального проводника основного трубопровода. Запрещается подключать боковые ответвления к медному проводу, расположенному слева по ходу подачи воды к потребителю.
- При проектировании сопрягаемых проектов в местах соединения трасс устанавливаются промежуточные кабельные выводы с двойными концевыми терминалами, которые позволяют объединить или разъединить системы контроля этих проектов.
- На концах трасс единичного проекта устанавливаются концевые кабельные выводы с концевыми терминалами. Один из этих терминалов может иметь выход на стационарный детектор.
- Вдоль всей трассы через расстояния, не превышающие 300 метров, устанавливаются промежуточные кабельные выводы с промежуточными терминалами.
- Промежуточные кабельные выводы на теплотрассах должны дополнительно устанавливаться на всех боковых ответвлениях длиной более 30 метров, независимо от расположения других терминалов на основной трубе.
- Система контроля должна обеспечивать проведение измерений с обеих сторон контролируемого участка при его длине более 100 метров.
- Для трубопроводов или концевых участков длиной менее 100 метров допускается установка одного концевого или промежуточного кабельного вывода и соответствующего ему терминала. На другом конце трубопровода линия сигнальных проводников соединяется в петлю под металлической заглушкой изоляции.
- При последовательном соединении сигнальных проводников, в местах окончания ППУ изоляции (проход через камеры, подвалы зданий и т.п.), а также при объединении систем контроля разных труб (подающей с обратной, теплосеть с горячим водоснабжением), соединение кабелей между участками трубопроводов производить только с помощью проходных, объединяющих или герметичных терминалов.
- В спецификации необходимо указывать длину кабеля для конкретной точки, с учетом глубины заложения теплотрассы, высоты ковера, расстояния его (ковера) выноса на материковый грунт и 0,5 метра запаса.
- Максимальная длина кабеля от трубопровода до терминала не должна превышать 10 метров. В том случае, когда требуется применить кабель с большей длиной, необходима установка дополнительного проходного терминала. Терминал устанавливается как можно ближе к трубопроводу.
- Установка стационарных детекторов на трубопроводах, которые входят в технологические помещения с постоянным доступом обслуживающего персонала, обязательна.
Схема системы контроля
Схема системы контроля состоит из графического изображения схемы соединения сигнальных проводников, повторяющего конфигурацию трассы.
На схеме показываются:
F места установки кабельных выводов и точек контроля с указанием типов терминалов, детекторов и видов коверов (наземные или настенные) в графическом виде;
F указываются условные обозначения всех используемых на схеме системы контроля элементов;
F указываются характерные точки, соответствующие монтажной схеме: ответвления от основного ствола теплотрассы (включая спускники); углы поворотов; неподвижные опоры; переходы диаметров; кабельные выводы.
К схеме прилагается таблица данных по характерным точкам с указанием следующих параметров:
F номера точек по проектной документации;
F диаметр трубы на участке;
F длина трубопровода между точками по проектной документации для подающего трубопровода;
F длина трубопровода между точками по проектной документации для обратного трубопровода;
F длина трубопровода между точками по схеме стыков (отдельно для основного и транзитного сигнальных проводников каждого трубопровода);
F длину соединительных кабелей во всех точках контроля (отдельно для каждого трубопровода).
Дополнительно схема контроля должна содержать:
F схемы подключения соединительных кабелей к сигнальным проводникам;
F схемы подключения кабелей к терминалам и стационарным детекторам;
F спецификацию применяемых приборов и материалов;
F эскизы маркировок внешних и внутренних разъемов по направлениям.
Проект системы контроля должен быть согласован с организацией, принимающей теплотрассу на баланс.
Монтаж системы ОДК
Монтаж системы ОДК выполняется после сварки труб и проведения гидравлического испытания трубопровода.
При монтаже элементов трубопровода на строительной площадке, пе-ред началом сварки стыка, трубы должны быть ориентированы таким обра-зом, чтобы обеспечить расположение проводов системы ОДК по боковым частям стыка, а выводы проводов одного элемента трубопровода располагались напротив выводов другого, обеспечивая тем самым возможность соединения проводов по кратчайшему расстоянию.Не допускается располагать сигнальные провода в нижней четверти стыка.
Одновременно производится проверка монтируемых элементов трубопровода по состоянию изоляции (визуально и электрически) и целостности сигнальных проводников. А все элементы трубопровода с кабельными выводами требуют дополнительного измерения цепи желто-зелёного провода выводного кабеля и стальной трубы. Сопротивление должно быть ≈ 0 оМ.
При проведении сварочных работ торцы пенополиуретановой изоляции следует защитить съемными алюминиевыми (или жестяными) экранами для предупреждения повреждения сигнальных проводов и изоляционного слоя.
Во время проведения монтажных работ проводить точные измерения длин каждого элемента трубопровода (по стальной трубе), с занесением результатов на исполнительную схему стыковых соединений.
Соединение сигнальных проводников производится строго согласно проектной схеме системы контроля.
Проводники любых ответвлений должны включаться в разрыв основного сигнального проводника основного трубопровода. Запрещается подключать боковые ответвления к медному проводу, расположенному слева по ходу подачи воды к потребителю.
В качестве основного сигнального провода используется маркированный провод, расположенный справа по направлению подачи воды к потребителю на обоих трубопроводах (условно луженый).
Сигнальные проводники смежных элемен-тов трубопроводов должны соединяться посредством обжимных муфточек с последующей пайкой места соединения проводников. Обжим муфточек со вставленными проводами производить только специальным инструментом (обжимными клещами). Обжим производить средней рабочей частью инстру-мента с маркировкой 1,5. Запрещается производить опрессовку обжимных муфточек нестандартными инструментами (кусачки, пассатижи и т.п.)
Пайка должна вы-полняться с использованием неактивных флюсов. Рекомендуемый флюс ЛТИ-120. Рекомендуемый припой ПОС-61.
При соединении проводов на стыках все сигнальные провода фиксируются на держателях проводов (стойках), которые крепятся к трубе при помощи скотча (клеящей ленты). Запрещается применение хлорсодержащих материалов. Так же запрещается пускать изоляцию поверх проводов, закрепляя стойки и провода од-новременно.
При монтаже элементов трубопровода с кабельными выводами свободный конец сигнального кабеля от подающего трубопровода промаркировать изоляционной лентой.
М онтаж проводников системы ОДК во время работ по изоляции стыков
1. Перед монтажом сигнальных проводов стальную трубу очищают от пыли и влаги. Пенополиуретан на торцах трубы зачищают: он должен быть сухим и чистым.
3. Выправить провода.
4. Обрезать соединяемые провода, предварительно отмерив необходимую длину. Зачистить провода шлифовальной шкуркой.
5. Соединить провода на противо-положном конце элемента трубопровода или смонтированного участка и проверить их на отсутствие замыкания на трубу.
6. Подсоединить оба провода к прибору и замерить сопротивление: оно недолжно превышать 1,5 Ом на 100 м проводов.
7. Зачистить участок стальной трубы от ржавчины и окалины. Подсоединить один кабель прибора к трубе, второй к одному из сигнальных проводников. При напряжении 250 В сопротивление изоляции любого элемента трубопровода должно быть не менее 10 Мом, а сопротивление изоляции участка трубопровода длинной 300м не должно быть менее 1 Мом. С увеличением длины проводников их сопро-тивление будет уменьшаться. Фактическое измеренное сопротивление изоляции должно быть не менее значения, определенного по формуле:
R из = 300/ L из
R из - замеренное сопротивление изоляции, МОм
L из - длина измеряемого участка трубопровода, м.
Слишком малое сопротивление указывает на повы-шенную влажность изоляции или на наличие контакта между сигнальными проводами и стальной трубой.
8. Зафиксировать провода на стыке с помощью стоек и клеящей ленты. Запрещается пускать клеящую ленту поверх проводов, закрепляя стойки и провода од-новременно.
9. Соединить провода согласно инструкции «Соединение проводников системы ОДК».
10. Выполнить теплогидроизоляцию стыка. Тип теплогидроизоляции определяется проектом.
11. По окончании работ проверить сопротивление изоляции и сопротивление петель проводов системы ОДК смонтированных участков. Результаты измерений занести в «Журнал проведения работ».
Если сигнальный провод поломался на выходе из изоляции, нужно удалить ППУ-изоляцию вокруг обломанного провода на участке, достаточном для надежного соединения проводов. Соединение производится с использованием обжимных гильз и пайки. Наращивание коротких проводов производить таким же способом.
При монтаже проводов сигнальной системы на каждом стыке выполняется контроль сигнальной цепи и сопротивления изоляции в соответствии с указанной ниже схемой:
После гидроизоляции проверить сопротивление изоляции и сопротивление петель проводов системы ОДК смонтированных участков, и полученные данные занести в акт выполненных работ или протокол измерений.
Контрольные измерения параметров сис- темы ОДК на элементах трубопроводов
1. Выпрямить выводы проводов и уложить их таким образом, чтобы они располагались параллельно трубе. Тщательно осмотреть провода - на них не должно быть трещин, надрезов и заусенцев. При проведении измерений на кабельных выводах снять внешнюю изоляцию кабеля на расстоянии 40 мм. от его конца и изоляцию каждой жилы на 10-15 мм. Зачистить концы проводов с по-мощью наждачной шкурки до появления характерного медного блеска.
2. Замкнуть два провода на одном конце трубы. Убедиться, что контакт между проводами надежен и провода не касаются металлической трубы. Аналогичные операции выполнить для проверки проводов в отводах. Для Т-образных ответвлений провода должны быть замкнуты на обоих концах ос-новной трубы, образуя единую петлю. При окончании участка трубопровода элементом с кабельным выводом произвести соединение соответствующих кабельных жил, уходящих в одном направлении.
3. К проводникам на незамкнутом конце подсоединить прибор для измерения сопротивления изоляции и контроля целостности цепей (STANDARD 1800 IN или аналогичный) и измерить сопротивление проводов: сопротивление должно быть в пределах 0,012-0,015 Ом на каждый метр проводника.
4. Зачистить трубу, подсоединить к ней один из кабелей прибора, второй кабель подсоединить к одному из проводов. При напряжении 500 В, если изоляция сухая, прибор должен показать бесконечность. Допустимое сопротивление изоляции каждой трубы или другого элемента трубопровода должно быть не менее 10МОм.
5. При измерении сопротивления изоляции участка трубопровода состоящего из нескольких элементов измерительное напряжение не должно превышать 250 В. Сопротивление изоляции считается удовлетворительным при значении 1 Мом на 300 метров трубопровода. При измерении сопротивления изоляции участков трубопроводов с различными длинами следует учитывать, что сопротивление изоляции обратнопропорционально длине трубопровода.
Монтаж точек контроля
Наземные ковера устанавливаются на материковый грунт рядом с трубопроводом в точках, указанных на схеме системы контроля. Место установки наземного ковера в конкретной точке определяется по месту строительной организацией, с учётом удобства обслуживания. Внутренний объем наземного ковера должен быть засыпан сухим песком от основания до уровня 20 сантиметров от верхнего края.
После установки ковера, проводится его геодезическая привязка. При устройстве коверов на теплотрассах прокладываемых в насыпных грунтах следует предусмотреть дополнительные меры по защите ковера от просадки и повреждения сигнального кабеля.
При устройстве ковера на теплотрассах, прокладываемых в насыпных грунтах, необходимо предусматривать дополнительные меры по защите ковера от просадки грунта.
Наружная поверхность ковера защищается антикоррозионным покрытием.
Настенный ковер крепится к стене здания, либо с наружной стороны, либо с внутренней. Крепление настенного ковера осуществляется на 1,5 метров от горизонтальной поверхности (пол здания, камеры или земли).
Соединительные кабели от элементов трубопровода с герметичным кабельным выводом до ковера прокладываются в трубах (оцинкованных, полиэтиленовых) или в защитном гофрированном шланге. Прокладку соединительного кабеля внутри зданий (сооружений) до места установки терминалов также необходимо осуществить в оцинкованных трубах или в защитных гофрированных шлангах, которые закрепляются на стенах. Возможно применение ПЭ труб. Прокладку соединительного кабеля в месте разрыва тепловой изоляции (в тепловой камере и т.п.) также необходимо осуществлять в оцинкованной трубе, закрепленной на стене.
Монтаж терминалов и детекторов производить в соответствии с приведенной маркировкой на прилагаемых схемах и сопроводительной документации на эти изделия.
По окончании монтажа провести маркировку шильдиков (бирок-табличек) на каждом терминале согласно эскизам маркировки разъёмов по направлениям.
На внутренней стороне крышки каждого ковера сваркой нанести номер проекта и номер точки, где этот ковер установлен.
По окончании работ проверить сопротивление изоляции и сопротивление петель проводов системы ОДК и результаты измерений оформить актом обследования параметров системы контроля. В этом же акте следует зафиксировать длины сигнальных линий каждого участка трубопровода и соединительных кабелей в каждом измерительном пункте, отдельно для подающего и обратного трубопроводов. Измерения проводить при отключенном детекторе.
Приемка системы ОДК в эксплуатацию.
Приемка системы ОДК должна осуществляться представителями эксплуатирующей организации. В присутствии представителей технического надзора, строительной организации и организации, производившей монтаж и наладку системы ОДК при комплексной проверке, производятся:
Измерение омического сопротивления сигнальных проводников;
Измерение сопротивления изоляции между сигнальными проводниками и рабочей трубой;
Запись рефлектограмм участков теплосети с использованием импульсного рефлектометра для использования в качестве эталонного при эксплуатации. Рекомендуется создать первичный банк данных путём снятия рефлектограмм каждого провода между ближайшими измерительными пунктами со встречных направлений;
Правильности настройки контрольных приборов (локаторов, детекторов) передаваемых в эксплуатацию для данного объекта.
Все данные измерений и исходная информация (длина трубопроводов, длины соединительных кабелей в каждой контрольной точке, и т.п.) заносятся в акт приемки системы ОДК.
Система ОДК считается работоспособной, если сопротивление изоляции между сигнальными проводниками и стальным трубопроводом не ниже 1 МОм на 300 м теплотрассы. Для контроля сопротивления изоляции следует использовать напряжение 250в. Сопротивление петли сигнальных проводников должно быть в пределах 0,012 - 0,015 Ом на каждый метр проводника, включая соединительные кабели.
Правила эксплуатации систем ОДК.
Для оперативного выявления неисправностей систем ОДК необходимо обеспечить регулярный контроль состояния системы.
Контроль состояния системы ОДК должен производится постоянно стационарным детектором. Переносные детекторы применяются только на участках теплотрасс где нет возможности установки стационарного детектора (отсутствие сети 220 в.) или во время производства ремонтных работ. Во время производства ремонтных работ система контроля ремонтируемого участка между ближайшими измерительными пунктами выводится из общей системы. Общая система контроля разделяется на локальные участки. На время ремонта контроль состояния системы ОДК каждого из этих участков, отделённого от стационарного детектора, производится переносным детектором.
Контроль состояния системы ОДК включает:
1. Контроль целостности петли сигнальных проводников.
2. Контроль состояния изоляции контролируемого трубопровода.
При обнаружении неисправности системы ОДК (обрыв или увлажнение) необходимо проверить наличие и правильность подключения разъёмов терминалов во всех точках контроля, после чего провести повторные измерения.
При подтверждении неисправностей систем ОДК теплотрасс, находящихся на гарантии строительной организации (организации, осуществляющей монтаж, наладку и сдачу системы ОДК) эксплуатирующая организация уведомляет о характере неисправности строительную организацию, которая проводит поиск и определение причины неисправности.
Поиск мест повреждений
Поиск мест повреждений осуществляется на принципе отражения импульсов (метод импульсной рефлектометрии). Сигнальный провод, рабочая труба и изоляция между ними образуют двухпроводную линию, обладающую определенными волновыми свойствами. Увлажнение изоляции или обрыв провода приводят к изменению волновых характеристик этой двухпроводной линии. Работы по поиску неисправностей системы контроля осуществляются инструментальным способом с применением импульсного рефлектометра и мегомметра в соответствии с технической документацией на эти приборы. Эти работы состоят из следующих этапов:
1. Определяется единичный участок трубопровода с обрывом сигнального провода или с пониженным сопротивлением изоляции с помощью индикатора (детектора) или мегомметра. Под единичным участком принимается участок теплосети между ближайшими измерительными пунктами.
2. Производится раскоммутация проводов системы ОДК на выделенном участке.
3. Далее производится снятие рефлектограмм каждого провода отдельно со встречных направлений. При наличии первичных рефлектограмм, снятых при сдаче системы ОДК, производится их сравнение с вновь полученными рефлектограммами.
4. Полученные данные накладываются на схему стыков. То есть производится соотношение расстояний по рефлектограммам с расстояниями, имеющимися на схеме стыков.
5. По результатам анализа данных производится откопка трубопровода для проведения ремонтных работ. После откопки возможно проведение контрольных вскрытий изоляции в районе прохождения сигнальных проводов для снятия уточняющей информации.
Виды неисправностей, фиксируемые системой контроля на трубопроводах с ППУ изоляцией.
А. Обрыв сигнального провода
По параметрам системы ОДК характеризуется отсутствием или повышенной величиной сопротивления петли.
1. Механические повреждения внешней изоляции трубопроводов и соединительных кабелей.
2. Усталостный обрыв сигнальных проводов при тепловых циклах в местах механических воздействий (надрезы, надломы, вытягивание и.т.п.)
3. Окисление мест соединения сигнальных проводов внутри внешней изоляции трубопроводов и в местах подсоединения или наращивания соединительных кабелей (отсутствие пайки, перегрев паяного соединения, применение активных флюсов без промывки соединения.)
4. Коммутационные обрывы на терминалах (дефекты паяных соединений, окисление, деформация и усталость пружинных контактов коммутационных разъемов, ослабление винтовых зажимов соединительных колодок).
Б. Намокание ППУ изоляции.
По параметрам системы ОДК характеризуется пониженным сопротивлением изоляции.
1. Негерметичность внешней изоляции.
а. Механические повреждения внешней изоляции и соединительных кабелей (порывы и пробои).
б. Дефекты сварных швов полиэтиленовой оболочки фитингов (не провары, трещины).
в. Негерметичность изоляции стыков (не провары, отсутствие адгезии клеевых материалов).
2.Внутреннее намокание.
а. Дефекты сварных швов стальных труб.
б. Свищи от внутренней коррозии.
В. Замыкание сигнального провода на трубу.
По параметрам системы ОДК характеризуется очень низким сопротивлением изоляции.
Причины:
Разрушение пленки из ППУ компонентов между трубой и сигнальным проводом при тепловых циклах. Производственный дефект - приближение провода к трубе. Обнаружение трудностей не представляет и производится аналогично поиску мест увлажнения.
Никки Бишоп (Nikki Bishop) – [email protected], Аарон Круз (Aaron Crews) - [email protected]
Автоматизированный контроль ключевых технологических активов повышает надежность производственного оборудования и сокращает издержки на его техническое обслуживание. Дистанционный контроль обеспечивает мгновенную передачу сигналов предупреждения, удаленную диагностику и позволяет круглосуточно отслеживать состояние ключевых технологических активов.
Развитие коммуникационных технологий в последние годы позволило мгновенно устанавливать связь с кем угодно практически в любой точке мира. Эти технологии можно также применять в заводских цехах для того, чтобы находящееся там оборудование могло сообщать о своем состоянии персоналу. Теперь производственные активы могут «общаться» с диспетчерской. Более того, нужный человек получит оповещение именно тогда, когда оборудованию необходимо уделить внимание.
Но прежде чем перейти к обсуждению дистанционного контроля, необходимо рассмотреть вопрос о том, как выбрать наиболее эффективную стратегию контроля технологических активов. Правильная стратегия автоматизированного мониторинга - это фундамент, на котором строится инфраструктура эффективного дистанционного контроля (рис. 1).
Рис. 1. Автоматизированный контроль позволяет точно и эффективно планировать ремонты
Не секрет, что правильная стратегия профилактического технического обслуживания повышает общую надежность и помогает достичь установленных целевых показателей эксплуатационной готовности производства. Однако не все стратегии профилактического обслуживания дают одинаковый результат. Профилактическое техническое обслуживание, основанное на периодическом и, возможно, нечастом сборе данных, не предоставляет полной информации о работоспособности активов в реальном времени. Периодические данные могут появляться в результате «обходов с планшетом», когда сотрудники через определенные интервалы времени отправляются на места эксплуатации оборудования, чтобы вручную собрать данные. Это может происходить раз в смену, раз в сутки, а может быть и еще реже.
Такой способ обеспечивает получение лишь «моментального снимка» данных о состоянии оборудования, и раннего предупреждения о надвигающихся проблемах может не произойти. Более того, отправка сотрудников для сбора данных вручную на места, где эксплуатируется оборудование, может угрожать их безопасности.
При слабом или полном отсутствии понимания, какие производственные активы на самом деле нуждаются во внимании, возможна ситуация, когда ресурсы тратятся на обслуживание оборудования, которому оно не требуется. Исследования показали, что более 60% обычных выездов технических специалистов по проверке контрольно-измерительных приборов либо не приводят ни к каким действиям, либо приводят к незначительным изменениям конфигурации, которые можно было бы провести, не выезжая на место.
Секреты эффективного техобслуживания
Автоматизированный контроль обеспечивает индикацию работоспособности производственных активов в режиме реального времени и позволяет определять условия технологического процесса, которые могут непреднамеренно или без ведома персонала привести к неисправности оборудования. Операторы вносят корректировки в работу оборудования, связанного с технологическим процессом, что позволяет избежать его отказов. При наличии развитой системы предупреждения персонал, осуществляющий техническое обслуживание, может работать именно с тем оборудованием, которое в нем на самом деле нуждается, а не терять время на поиски проблем, проводя контроль вручную.
Оценка важности того или иного технологического актива часто определяет и подход к управлению. Если контроль (и защита) в реальном времени критически важного оборудования, такого как большие компрессоры или турбины, является обычной практикой на многих производственных площадках, то онлайн-контроль оборудования второго уровня, такого как насосы, теплообменники, вентиляторные установки, небольшие компрессоры, градирни и теплообменники с воздушным охлаждением (с вентиляторами и оребрением), традиционно считается чрезмерно дорогим, чтобы его реализовывать, или слишком сложным. Даже несмотря на то, что эти не охваченные контролем или контролируемые вручную активы могут быть изначально не классифицированы как «критические», их выход из строя или неисправность может привести к серьезному нарушению технологического процесса или его остановке. В результате - простой и возросшая нагрузка на персонал производственного участка, который будет вынужден заняться внеплановым неотложным ремонтом. Такие активы можно назвать «ключевыми технологическими активами» (рис. 2).
Рис. 2. Ключевые активы обычно не имеют уже установленных систем контроля, но последствия их отказов могут быть серьезными
Решения по контролю в режиме реального времени повышают их общую надежность, одновременно сокращая издержки на техническое обслуживание.
Слагаемые эффективного контроля технологических активов
Контроль технологических активов - это не только сбор данных (рис. 3). Сбор информации, прежде всего, закладывает основу для стратегии контроля активов. Можно использовать существующие средства измерения или легко добавить новые беспроводные каналы измерения. После того как инфраструктура измерений создана, предварительно разработанные решения контроля (используются в режиме «подключи и работай», Plug&Play) принимают необработанные данные и посредством анализа преобразуют их в содержательные предупреждающие сигналы. Данные о технологическом процессе и активах можно объединять для определения условий, которые могут привести к неисправности оборудования. Можно скорректировать условия технологического процесса таким образом, чтобы вовсе исключить подобный вид отказов.
Рис. 3. Cбора данных недостаточно для эффективного контроля. Чтобы программа успешно работала, необходимо сочетание сбора данных, анализа, информированности и действий
Предупреждающие сигналы, которые формируются путем анализа данных и их объединения, полезны только в том случае, если они вовремя доходят до тех сотрудников, которым они предназначены. Организация процесса информирования - очень важная составляющая автоматизированной системы контроля. Подобной информированности можно достичь разными способами, наиболее эффективный из которых - автоматическое оповещение. Предупреждающие сигналы в форме текстовых сообщений или электронной почты гарантируют, что информация сразу же дойдет до нужного человека.
После того как предупреждающий сигнал принят, ответственный сотрудник приступает к решению возникших проблем. Удаленный доступ через планшетный компьютер или смартфон позволяет практически мгновенно провести диагностику и начать действовать. При необходимости можно оповестить узких специалистов, которые смогут также дистанционно войти в систему и оказать помощь в диагностике проблемы. Благодаря автоматизированной системе оповещения возможно также периодическое формирование и рассылка отчетов. Эти отчеты могут включать в себя тенденции, отражающие изменение эксплуатационной готовности активов, по которым можно увидеть ухудшение работы и предотвратить приближающийся отказ.
Таким образом, автоматизированный мониторинг в сочетании с автоматически формируемыми сигналами предупреждения и возможностью дистанционного доступа представляет собой мощное средство контроля эксплуатационных характеристик технологических активов.
Критические производственные активы и дистанционный контроль в действии
Одной из площадок, где реализованы преимущества дистанционного контроля технологических активов, является университетский исследовательский городок Дж. Дж. Пикла Техасского университета в Остине (США). Здесь реализуется исследовательская программа Separations, в которой участвуют представители промышленности и ученые. В рамках программы проводятся фундаментальные исследования для химических, биотехнологических, нефте- и газоперерабатывающих, фармацевтических и пищевых компаний.
В настоящее время один из исследовательских проектов Separations - удаление углекислого газа из дымовых газов. Этот технологический процесс включает в себя абсорбционную и отпарную колонны и связанное с ними оборудование: насосы, вентиляторы и теплообменники. Технологический процесс не предполагает резервирования оборудования, поэтому важно наладить его надлежащее техническое обслуживание и поддержку рабочего состояния. Потеря одного элемента означает остановку всего технологического процесса до завершения ремонта.
Чтобы снизить риск внепланового простоя, были успешно внедрены стратегии контроля критических активов для насосов, теплообменников и вентиляторов. Теперь персонал получает информацию о работоспособности производственных активов в режиме реального времени и контролирует условия технологического процесса (рис. 4). Когда они становятся такими, что могут привести к ухудшению работоспособности оборудования, предпринимаются корректирующие действия, призванные не допустить повреждения или отказа в дальнейшем. Например, сигналы предупреждения об усиливающейся вибрации говорят о надвигающихся отказах и дают время на проведение обслуживания до того, как такие отказы произойдут.
Рис. 4. Беспроводной датчик вибрации, установленный на насосе, обеспечивает ценными данными автоматизированную систему контроля
Для обеспечения своевременной передачи сигналов предупреждения надлежащим сотрудникам ученые Техасского университета сделали еще один шаг вперед, создав инфраструктуру дистанционного контроля. Предупреждающие сигналы о таких событиях, как засорение теплообменника, обнаружение резонансной частоты вращения, утечки углеводородов и кавитации насоса, могут автоматически направляться персоналу на производственной площадке, а также удаленным экспертам (узкоспециализированным опытным специалистам), когда состояние, приводящее к отказу, еще только начинает проявлять себя.
Помимо мониторинга оборудования технологического процесса, система дистанционного контроля, известная как система интеллектуальных центров управления (Intelligent Operations Center, iOps), проверяет исправность системы управления и выдает такие сигналы предупреждения, как, например, сигнал о перегруженном ПК или отказавшем резервном контроллере. Эти предупреждающие сигналы автоматически могут быть отправлены текстовым сообщением или на электронную почту. Через удаленное соединение эксперты могут дистанционно оказывать помощь в диагностике проблем оборудования и помогать в проведении соответствующих корректирующих мероприятий. Входить в систему они могут, используя защищенный доступ к виртуальной частной сети. При доступе в систему с помощью планшетного компьютера или смартфона функции диагностики становятся доступны мгновенно.
Используя инфраструктуру дистанционного контроля, можно периодически формировать отчеты в соответствии с потребностями заказчика и автоматически рассылать их. Эти отчеты содержат тенденции изменения работоспособности технологических активов и систем и ясно указывают на то, какое оборудование или системы требуют внимания. В Техасском университете удаленные эксперты снабжены информацией и готовы принять меры при возникновении неблагоприятных условий, будь то кавитация в насосе или перегрузка ПК. Это и можно назвать автоматизированным дистанционным контролем.
На рис. 5 показан процесс дистанционного контроля, реализованный в Техасском университете. В центре рисунка - производственная установка и диспетчерская с операторами. Стратегии контроля реализованы для насосов, теплообменников и вентиляторов, и эти решения используют данные от работающего оборудования, чтобы формировать предупреждающие сигналы и передавать их в диспетчерскую. Но что происходит, если оператор не в диспетчерской или он отвлекся от экрана? Даже если оператора нет на месте, центр iOps способен круглосуточно контролировать любые предупреждающие сигналы посредством установленных средств дистанционного контроля.
Рис. 5. Процесс автоматизированного дистанционного контроля, реализованный в Техасском университете
Если имеется проблема с насосом, например кавитация, система контроля ключевых технологических активов обнаружит ее, собрав, объединив и проанализировав данные об оборудовании и технологическом процессе. Предупреждающий сигнал и информация о работоспособности оборудования в процентном значении будут направлены в устройство дистанционного контроля, а затем в центр iOps, после чего центр связывается с местной службой на объекте, а при необходимости и с удаленным экспертом. Эксперт входит в систему, диагностирует проблему и предлагает меры по исправлению ситуации. Совместно с местной службой они определяют необходимые действия, а затем оператор в Остине выполняет корректирующие мероприятия и устраняет неисправность, прежде чем она превратится в отказ. Такой способ гарантирует, что неисправность не останется незамеченной и проблемы будут решаться быстро и эффективно.
* * *
При использовании новейших достижений в области беспроводных систем и технологий связи эра дистанционного онлайнового контроля производственного оборудования становится реальностью. Беспроводные технологии позволяют легко и экономично добавлять недостающие каналы измерения для ключевых технологических активов. Системы контроля работают по типу Plug&Play и обеспечивают простой сбор и анализ данных. Дистанционный контроль и автоматизированные предупреждающие сигналы гарантируют, что сигналы, сформированные системами контроля, не пропадут и корректирующие мероприятия будут проведены до возникновения незапланированного простоя из-за отказа оборудования.
Более подробная информация об управлении технологическими активами предприятия и системе управления размещена на сайте www.emersonprocess.com/ru/DeltaV .
Emerson Process Management, одно из подразделений Emerson, работает в области автоматизации технологических процессов производства для различных отраслей промышленности. Компания разрабатывает и производит инновационные продукты и технологии, консультирует, проектирует, осуществляет управление проектами и сервисное обслуживание для максимально эффективной работы предприятия.
Министерство образования Российской Федерации Кузбасский государственный технический университет Кафедра электропривода и автоматизации
МЕСТНЫЙ И ДИСТАНЦИОННЫЙ КОНТРОЛЬ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ
Методические указания к лабораторной работе по курсу «Технические средства автоматизации»
для студентов направления 551800
Составитель В.А. Старовойтов Утверждены на заседании кафедры Протокол № 3 от 30 марта 1999 г. Рекомендованы к печати методической комиссией по направлению 551800 Протокол № 2 от 24 сентября 1999 г. Электронная копия находится в библиотеке главного корпуса КузГТУ
Кемерово 2000
1. ЦЕЛЬ РАБОТЫ
Изучение методов и принципов действия устройств для измерения уровня жидкостей, а также приобретение навыков в определении уровня имеющимися на стенде приборами.
2.1. Ознакомление с измерительными устройствами, преобразователями и приборами, установленными на стенде.
2.2. Заполняя последовательно резервуар водой и затем сливая ее, произвести 5-6 измерений уровня с помощью всех предназначенных для этого технических средств.
2.3. Оценить точность измерений, считая измерения, произведенные мерной линейкой, образцовыми.
2.4. Представить данные для тарировки шкал измерительных приборов в единицах уровня.
3. УКАЗАНИЯ К ОТЧЕТУ
Поскольку работа предполагает одновременное участие 2-3 студентов, составляется один (общий) отчет с указанием названия работы, цели ее проведения и фамилий участников. Кроме того он должен содержать необходимые экспериментальные и расчетные данные.
4. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Значительная часть объектов управления, в качестве которых можно рассматривать разнообразные конструкции машин и аппаратов, требует постоянного контроля или оперативного регулирования уровня жидких сред, находящихся в них.
Устройства для измерения уровня жидкостей называют уровнемерами. Выбор метода измерения и типа уровнемера в каждом конкретном случае определяется условиями его работы и назначением.
Для измерения уровня жидкости наибольшее распространение получили указательные стекла, поплавковые, гидростатические, электрические, ультразвуковые и акустические уровнемеры.
В настоящей работе используются первые четыре из вышеуказанных типов уровнемеров.
Работа указательных стекол для жидкостей основана на принципе сообщающихся сосудов. Указательное стекло соединяют с сосудом нижним концом (для открытых сосудов) или обоими концами (для сосудов с избыточным давлением или разрежением). Наблюдая за положением уровня жидкости в стеклянной трубке, можно судить об изменении уровня в сосуде.
Указательные стекла снабжают вентилями или кранами для отключения их от сосуда и для продувки системы. В арматуру указательных стекол сосудов, работающих под давлением, обычно вводят предохранительные устройства, автоматически закрывающие каналы в головках при случайной поломке стекла.
Существуют | ||||||||
зательные | ||||||||
ходящего (рис. 1 а) и |
||||||||
отраженного (рис. 1 б) |
||||||||
Указательное |
||||||||
отраженного |
||||||||
представляет | ||||||||
ную пластину, на по- |
||||||||
верхности которой, об- |
||||||||
ращенной | жидкости, |
|||||||
вой области и проходят внутрь в область заполнения жидкостью. При этом часть стекла, соприкасающегося с жидкостью, кажется темной, а часть стекла, соприкасающегося с парами или газом, - серебристобелой. Плоские указательные стекла рассчитаны на давление до 2,94 МПа и температуру до 300 °С.
В поплавковых уровнемерах перемещение поплавка на поверхности жидкости передается на показывающее устройство или преобразователь для преобразования перемещения или силы в выходной сигнал.
На рис.2 показано простейшее уст- |
|||||
ройство с поплавком постоянного погру- |
|||||
жения (x = const ). | Поплавок 1 подвешен на |
||||
гибком тросе, перекинутом через ролики 2. |
|||||
На другом конце троса укреплен груз 3 для |
|||||
поддержания постоянного натяжения тро- |
|||||
са. На тросе закреплена стрелка, показы- |
|||||
вающая на шкале 4 уровень жидкости. Та- |
|||||
ким простым устройством можно измерять |
|||||
уровень с достаточной для большинства |
|||||
2. Схема про- | случаев точностью. |
||||
стейшего | поплавкового | Недостатки | простого поплавкового |
||
уровнемера - перевернутая шкала (с ну- |
|||||
измерителя уровня | лем у верхнего края бака), погрешность из- |
||||
за изменения силы, натягивающей трос (при подъеме уровня к силе тяжести противовеса добавляется сила тяжести троса). В более сложных конструкциях эти недостатки устранены .
Широкое распространение, и особенно для герметичных аппаратов, работающих при больших давлениях, получили поплавковые уровнемеры переменного погружения, называемые также буйковыми из-за специфической формы поплавка (отклонение диска к диаметру более трех при длине цилиндра до 1,6 м).
На рис. 3 приведена схема перемещения цилиндрического поплавка переменного погружения.
Для положения, показанного на рис. 3 а, условие равновесия по-
где S - площадь поперечного сечения поплавка;ρ п - плотность материала поплавка;g - ускорение свободного падения;Z - жесткость пружины.
Для положения, показанного на рис 3 б, условие равновесия имеет
После вычитания из уравнения (1) уравнения (2) получим | |||||||||
(Н - х) Sρ g = LZ - (L - х) Z, | |||||||||
Из выражения (3) следует, что перемещение поплавка пропорционально изменению уровня жидкости; коэффициент пропорциональности меньше единицы (равен единице при Z = 0) и зависит от жесткости пружины. С увеличением жесткости пружины относительное перемещение поплавка снижается.
Для дистанционного измерения уровня жидкости применяют буйковые уровнемеры с унифицированными выходными сигналами постоянного тока 0-5 и 0-20 мА (типа УБ-Э) или давления воздуха 0,002-0,1 МПа (тип УБ-П) . Для преобразования перемещения буйка в унифицированный электрический или пневматический сигналы используют преобразователи, аналогичные рассмотренным в книгах
На рис. 4 показана схема поплавкового (буйкового) уровнемера с пневматической передачей показаний на расстояние. Уровнемер при-
соединяют к объекту с помощью фланцев. Поплавок 1 подвешен к рычагу 2, на конце которого находится уравновешивающий груз 3. Этим грузом уравновешивается начальная сила тяжести поплавка, когда
жидкости в резервуаре нет (Н = 0 иρ вых = 0,1 МПа). Функции первичного преобразователя выполняют сопло 5 и заслонка 6. Сильфон 4 реа-
лизует обратную связь.
Для уровнемеров с пневматическим выходным сигналом применяют любые вторичные приборы, имеющие диапазон измерения
0,02-0,1 МПа.
Уровнемеры типа УБ-Э могут работать в комплекте с любыми миллиамперметрами. Недостатки поплавковых уровнемеров: большая металлоемкость, недостаточные надежность и точность из-за наличия кинематических узлов.
В гидростатических уровнемерахизмерение уровня жидкости сводится к измерению давления, создаваемого столбом жидкости, т.е. Р = Ηρ g. Существуют гидростатические уровнемеры с непрерывной продувкой воздуха или газа (пьезометрические уровнемеры) и с непосредственным измерением столба жидкости как с помощью дифференциальных манометров , так и с помощью разработанных в последнее время преобразователей типа «Сапфир22ДГ» .
Пьезометрические уровнемеры (рис. 5) применяют для измерения самых разнообразных, в том числе агрессивных и вязких, жидкостей в открытых резервуарах и в сосудах под давлением. Сжатый воздух или газ, пройдя дроссель 1 и ротаметр 2, попадает в пьезометрическую трубку 3, находящуюся в резервуаре. Давление воздуха (газа), измеряемое манометром 4, характеризует положение уровня жидкости в резервуаре. С начала подачи воздуха давление будет повышаться до тех пор, пока не станет равным давлению столба жидкости высотой Н. В момент выравнивания этих давлений из трубки в жидкость начнет выходить воздух, расход которого регулируют так, чтобы он пробулькивал отдельными пузырьками (примерно один пузырек в секунду). Расход воздуха устанавливают регулируемым дросселем 1 и контролируют ротаметром 2.
При измерении уровня жидкостей следует учитывать возможность образования при определенных условиях статического электричества. В связи с этим при контроле легковоспламеняющихся и взрывоопасных жидкостей (сероуглерода, бензола, масел и др.) в качестве сжатого газа применяют двуокись углерода, азот, дымовые газы или устанавливают специальные пьезометрические уровнемеры.
Другим видом гидростатических уровнемеров является дифманометр любой системы, измеряющий давление столба жидкости в сосуде. Дифманометрами можно измерять уровень в открытых и закрытых сосудах, т. е. в сосудах, находящихся под давлением и разрежением. На рис. 6 a показана схема при измерении уровня в открытом резервуаре и установке дифманометра ниже дна резервуара.
При использовании дифманометров для измерения уровня обязательно устанавливают уравнительный сосуд, наполненный до определенного уровня жидкостью, находящейся в резервуаре. Назначение уравнительного сосуда - обеспечение постоянного столба жидкости в одном из колен дифманометра. Высота столба жидкости во втором колене дифманометра меняется с изменением уровня в резервуаре. Каждому значению уровня в резервуаре соответствует определенный пере-
пад давлений, что позволяет по величине перепада, показываемого дифманометром, судить об уровне жидкости в резервуаре.
На рис. 6 б показана схема измерения уровня жидкости в резервуаре, находящемся под давлением, при установке дифманометра ниже резервуара. В этом случае уравнительный сосуд устанавливают на высоте максимального уровня и соединяют с контролируемым резервуаром.
В рассмотренных выше схемах гидростатических уровнемеров для измерения давления или перепада давлений можно использовать бесшкальные измерительные преобразователи, имеющие на выходе унифицированные пневматические или электрические сигналы, что позволяет обеспечить дистанционный контроль и управление.
В этом плане весьма перспективны измерительные преобразователи унифицированной системы типа «Сапфир-22» и преобразователь гидростатического давления (уровня) «Сапфир-22ДГ» (рис. 7), в частности. Все преобразователи системы состоят из измерительного блока
и электронного устройства, а «Сапфир-22ДГ» отличается от других
лишь наличием фланца |
|||
с «открытой» мембра- |
|||
ной для монтажа непо- |
|||
средственно | |||
технологического | |||
зервуара . Из- |
|||
мерительный блок соб- |
|||
ран на основании 1 с |
|||
фланцем 2. | Внутренняя |
||
полость 3, ограниченная |
|||
двумя мембранами 4 и |
|||
тензопреобразователем, |
|||
заполнена | кремнийор- |
||
ганической | жидкостью. |
||
Тензопреобразователь |
|||
представляет собой фи- |
|||
гурную металлическую |
|||
Рис. 7. Схема преобразователя гидростати- | мембрану 5 с закреп- |
||
ленной на ее поверхно- |
|||
ческого давления (уровня) «Сапфир-22ДГ» | сти пластиной из моно- |
||
кристаллического сапфира с кремниевыми пленочными тензорезисто-
рами 6. Измеряемый параметр (в нашем случае столб жидкости) воздействует на мембрану 4 со знаком «+» и прогибает ее. При этом происходит перемещение связанных с мембраной штока 7 и тяги 8, а также деформация тензорезисторов.
Таким образом, в измерительном блоке измеряемый параметр линейно преобразуется в изменение электрического сопротивления тензорезисторов тензопреобразователя, а электронное устройство преобразователя преобразует его в унифицированный токовый выходной сигнал (0-5; 0-20 или 4-20 мА).
В электрических уровнемерах изменение уровня жидкости преобразуется в какой-либо электрический сигнал. Из электрических уровнемеров наиболее распространены емкостные и омические. В емкостных уровнемерах используются диэлектрические свойства контролируемых сред, в омических - свойство контролируемой среды проводить электрический ток.
Преобразователь емкостного уровнемера является электрическим конденсатором, емкость которого зависит от уровня жидкости. Преобразователи емкостных уровнемеров выполняют цилиндрического и пластинчатого типов, а также в виде жесткого стержня. Широкое распространение на практике получили датчики-реле уровня емкостные типа ЭСУ-1М, ЭСУ-2М, называемые также сигнализаторами уровня. Они состоят из датчика (двух датчиков для ЭСУ-2М) и электронного блока, соединенных между собой коаксиальным кабелем длиной до 3 м. Датчики могут быть стержневыми и пластинчатыми, с изолированным и неизолированным электродом (рис. 8). Датчики устанавливаются на стенке или крышке резервуара.
Электронный блок устанавливается обычно в зоне обслуживания резервуара на расстоянии до 10 м и представляет собой электронное реле, содержащее генератор высокой частоты, собранный на лампе 6Н6П (рис. 9). Последние модификации ЭСУ выполнены на современной элементной базе. При любой конструкции ЭСУ имеют один или несколько выходов, используемых для дистанционного автоматического управления.
Рис. 8. Датчики ЭСУ-1М: а - стержневой с изолированным электродом; б - стержневой без изолятора; в - пластинчатый
Рис. 9. Сигнализатор уровня электронный ЭСУ-1М: а - внешний вид электронного блока; б - принципиальная электрическая схема
В анодную цепь лампы включено исполнительное реле МКУ-48. Генератор настраивается таким образом, что при некотором увеличе-
Система централизованного автоматического контроля типа КМ-1 фирмы «Аутроника» (Норвегия) работает по принципу совместного использования датчиков в устройствах сигнализации, индикации, регистрации и является системой непрерывного контроля параметров (рис. 4.32) . Она включает в себя индивидуальную и обобщенную АПС параметров, цифровую и шкальную индикацию, регистрацию отклонений параметров за допустимые параметры, а также исполнительную сигнализацию о работе механизмов.
Конструктивно система состоит из расположенных на горизонтальной панели пульта контроля 14 кассет, содержащих отдельные модули, которые включают сигнальные лампы, кнопки вызова параметров на индикацию и кнопки квитирования сигналов. На верхней панели пульта в центральном пульте управления находится мнемосхема энергетических установок, на которой имеются лампы сигнальной и исполнительной сигнализации, а также табло цифровой индикации. Система централизованного автоматического контроля охватывает 271 точку контроля и сигнализации главного двигателя и основных ВМ, а также осуществляет контроль 20 параметров (температуры и давления) по дистанционным приборам.
Система централизованного автоматического контроля должна быть постоянно включена и подавать оптические и акустические предупредительные сигналы при возникновении следующих неполадок:
Неисправности системы безопасности (общий предупредительный сигнал уменьшения частоты вращения, остановки), системы дистанционного управления (общий предупредительный сигнал), датчика температуры рамового подшипника, детектора масляного тумана;
Большого перепада давления масла и топлива на фильтрах;
Недостаточного давления масла и охлаждающей воды перед дизелем, топлива, морской воды, пускового воздуха, управляющего воздуха (устройство аварийного выключения);
Повышенной температуры смазочного масла и охлаждающей воды перед дизелем, охлаждающей воды после цилиндров, охлаждающей воды форсунок, наддувочного воздуха, рамового подшипника;
Пониженной температуры смазочного масла перед дизелем, а также наддувочного воздуха;
Высокой концентрации масляного тумана (по показаниям детектора масляного тумана), недостатка охлаждающей воды форсунок, закрытия выходного запорного клапана охлаждающей воды, слишком высокой (слишком низкой) вязкости топлива, большого отклонения среднего значения температуры выпускных газов.
Сигнал по пониженной температуре наддувочного воздуха срабатывает с задержкой времени до 30 мин, в диапазоне низких частот вращения он отключается (при наполнении топливом ниже 50 %). Сигнал тревоги «Отклонение среднего значения отработавших газов» также отключается при температуре ниже 200 °С.
На ПУ установлены указатели: давления смазочного масла и охлаждающей пресной воды перед дизелем, масла перед коромыслами клапанов и ТК, охлаждающей воды форсунок перед дизелем, топлива, морской охлаждающей воды, наддувочного воздуха, пускового и управляющего воздуха; температуры смазочного масла перед дизелем, охлаждающей воды после дизеля, наддувочного воздуха после ВО.
В состав системы аварийной безопасности энергетических установок с двумя среднеоборотным дизелем, работающими на один винта регулируемого шага, входят ручное аварийное выключение для каждого дизеля и автоматическое выключение муфт сцепления с пультом управления и с мостика по четырем критериям остановки с автоматическим выключением муфт сцепления на каждый дизель, по двум критериям уменьшения нагрузки на каждый дизель и по одному критерию остановки с автоматическим выключением муфты сцепления на обоих дизелях.
После выключения обоих дизелей шаг ГВ должен автоматически перейти в нулевое положение, а также должны включиться блокировка дистанционного пуска и блокировка сцепления на каждый дизель.
Остановка главного двигателя с последующим выключением муфт сцепления (выход общего сигнала остановки) происходит из-за превышений номинальной частоты вращения или допускаемой температуры рамового подшипника (без временной задержки), недостаточного давления смазочного масла перед дизелем (с задержкой 4 с), перед ТК (с задержкой 4 с) и в редукторе (с задержкой 15 с).
Выключение муфт сцепления главного двигателя происходит из-за неисправности системы распределения нагрузки между дизелями (с задержкой 30 с), повышенной концентрации масляных паров в картере (без временной задержки с последующим уменьшением частоты вращения), недостаточного давления масла в редукторе (с задержкой времени 15 с с последующим уменьшением частоты вращения). Уменьшение нагрузки главного двигателя путем автоматического снижения шага ГВ (с выходом общего сигнала уменьшения) происходит в случае недостаточного давления охлаждающей воды перед дизелем (с задержкой 4 с) и превышения температуры охлаждающей воды после цилиндра (без временной задержки). Общий сигнал тревоги «Неисправность в системе безопасности» включается при отказе датчика частоты вращения коленчатого вала, а также при обрыве провода.
Сигнализационно-контрольное устройство типа КМ-1 фирмы «Аутроника» (см. табл. 4.9) включает в себя контактные датчики (с разомкнутыми контактами), платиновые термосопротивления типа Pt-100 для измерения температуры, термисторные датчики типа Т-802 для измерения температуры, термопары типа NiCr-Ni вместе с усилителями типа GA-3 для измерения температуры, манометрические датчики типа GT-1, датчики разницы давлений типа GT-2. Устройство КМ-1 снабжено магнитоэлектрическим измерителем аналоговых величин или цифровым измерителем с датчиками разных типов в любой необходимой комбинации. Устройство КМ-1 содержит одну или более кассет, каждая из которых включает определенное количество контактных элементов, каналовый модуль и прочие элементы. Питание модулей - постоянный ток 8-40 мА напряжением 24 В, измеряемые датчиками температуры 0-100, 0-160, 0-300, 0-600 °С, давления 0-0,1; 0-0,25; 0-0,4; 0-0,6; 0-1; 0-16; 0-4; 0-6 МПа, разности давлений 0-0,1; 0-0,6 МПа.
Отсчет показаний производится во всем рабочем интервале измерительных приборов. Точность измерения и точность сигнализации тревоги составляют ±2 % полного интервала, гистерезис каналового пакета - около 0,5 %, задержка сигнализации тревоги: аналоговые каналовые модули в стандартном исполнении - около 0,5 с; каналовые модули с контактным датчиком в стандартном исполнении - около 2 с. В каждой кассете, входящей в состав устройства КМ-1, имеются обычный плавкий предохранитель и стабилизатор напряжения 24/16 В постоянного тока. Стабилизатор напряжения является типичным стабилизатором с ограничителем тока, он предусмотрен для питания постоянным током напряжением 24 В от аккумулятора или выпрямителя. На выходе получается стабилизированное напряжение 16 В.
Измерительный прибор КВМ-1 предназначен для измерения величины сигналов, подаваемых от аналоговых датчиков, подключенных к устройству КМ-1.
Модуль сигнализации помех КМЕ-1 служит для обнаружения разрывов и коротких замыканий в кабелях аналоговых датчиков, а также перебоя в питании устройства. Каналовые модули типов КМС-2, КМС-16 и КМС-17 используют при совместной работе с аналоговым датчиком в случае, когда требуется отдельная установка предельных значений тревоги. Модули отсчета для сигнализации отклонения от среднего значения и тревоги при высокой температуре типа KMR-1/т предназначены для температур 0-600 °С, измеряемых при помощи термоэлементов и усилителя GA-3, применяются вместе с каналовыми модулями типа КМС 2/т2, вырабатывающими для них предельные значения тревоги.
Каналовый модуль типа КМС-3 применяют для контактных датчиков, имеющих в нормальном состоянии сомкнутые контакты без напряжения (например, датчики давления или уровня). Модуль типа КМХ-1 предназначен для коммутации входного аналогового сигнала в каналовые модули типов КМС-1 и КМС-2, чтобы контролировать вызов тревоги при установленных предельных значениях сигнала.
Все устройства КМ-1 приспособлены для группирования тревог. Поэтому вверху каждой кассеты находится специальная группирующая плата, которую можно подключить к 20 каналовым пакетам. Все сирены и зуммеры выключаются при отключении из центральном пульте управления. При отключении из каюты старшего механика или вахтенного механика все зуммеры утихают, за исключением сирены в машинном отделении зуммера в центральном пульте управления. При помощи других отключений затихают только зуммеры соответствующей панели.
Детектор масляного тумана (контрольная система картера) «Визатрон ВН-115» позволяет определять концентрацию масляных паров в картере дизеля, повышающуюся, например в результате нагрева подшипников коленчатого вала, и тем самым предупредить отказ главного двигателя его своевременной аварийной остановкой.
Рассмотрим принцип действия детектора. Если циркуляционное масло, применяемое для смазки подшипников дизеля, перегреется, то образуется избыточное количество смеси масляных паров и масляного дыма (масляного тумана). Некоторая часть масляного тумана поглощается разбрызгиваемым маслом, а остальная часть повышает концентрацию масляного тумана в атмосфере картера. Масляный туман поглощает свет. В зависимости от концентрации степень поглощения различна (световая абсорбция пропорциональна степени концентрации масляного тумана, что и используется для контроля). Образующийся в картере масляный туман всасывается специальным устройством. Поток масляного тумана проходит камеру, в которой создается световой пучок. С помощью полупроводника и фотодиода измеряется плотность света, прошедшего через пробу масляного тумана. Степень изменения его плотности имеет свое предельное значение, при достижении которого подается сигнал тревоги в системе предупредительной сигнализации дизеля. Непрозрачность (величина абсорбции) масляных паров незначительно зависит от температуры и с увеличением концентрации масляных паров стремится к точке насыщения по экспоненте. При уменьшении концентрации на 1/2 непрозрачность падает на 1/4 (рис. 4.33).
Пробы масляного тумана отбираются от отдельных картерных секций и направляются в общую собирательную трубу, где они перемешиваются. Установка не имеет никаких подвижных механических частей. Разрежение (100-150 Па, но не более 250 Па), создаваемое воздушным эжекторным насосом, вызывает отсос паров масла из картера. Пары из картера по собирательным трубкам (рис. 4.34) попадают в общую камеру прибора, затем проходят сепаратор, в котором под влиянием центробежной силы отделяются крупные частицы масла.
Отсепарированное масло поступает по каналам непосредственно в воздушный насос (эжектор) и выводится из прибора, что предохраняет его от загрязнения маслом. Из сепаратора контрольный масляный туман направляется по каналу в оптическую измерительную щель. Загрязнения, образующиеся на окошечке, могут ухудшить точность подачи сигнала тревоги, в связи с чем яркость источника света имеет систему регулировки.
Технические характеристики прибора следующие: питание постоянным током напряжением 18-30 В (блок электропитания держит эксплуатационное напряжение стабильным); максимальное потребление тока 0,25 А, допустимая остаточная неравномерность выпрямленного тока 1 В; защита от перенапряжения: до 60 В за 1 с, до 250 В за 5 мс; защита от неправильной полярности через диод до 400 В; давление рабочего воздуха около 0,06 МПа, потребление воздуха 0,5 м 3 /ч (при? = 0,08 МПа); чувствительность прибора регулируется по величине абсорбции от 5 до 30 %, что соответствует концентрации масляного тумана от 0,453 до 3 мг/л (нижняя граница для взрывоопасной смеси - около 50 мг масла на 1 л воздуха); масса прибора около 7 кг; габариты 175?435?122 мм; испытан при вибрации частотой 6 Гц; относительная влажность воздуха до 90 % при t = 70 °С; допустимая эксплуатационная температура от 0 до 75 °С. Демпферная платформа выполнена из стали, кожух измерительной приставки - из легкого металла.
А.А. Александров, технический директор, ООО «Российские мониторинговые системы»,
В.Л. Переверзев, генеральный директор, ЗАО «Санкт-Петербургский Институт Теплоэнергетики», г. Санкт-Петербург
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, оснащенных проводниками системы оперативного дистанционного контроля (СОДК) увлажнения изоляции. Их применение направлено на повышение экономичности и надежности тепловых сетей и основывается на технологиях зарубежных фирм. Технология включает в себя диагностирование, состоящее в определении изменения электрического сопротивления при появлении влаги в ППУ-изоляции между трубой и сигнальным проводником, проложенным вдоль всего трубопровода, и локализацию 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 для определения наличия и типа дефекта (периодичность - 1 раз в 2 недели). Переносным локатором для локализации места возникновения дефекта (периодичность - по результатам измерений детектором).
2. Стационарным детектором для определения наличия и типа дефекта (периодичность -постоянно 24 часа в сутки). Переносным локатором для локализации места возникновения дефекта (периодичность - по результатам срабатывания детектора с учетом регламентного времени прибытия оператора с локатором).
3. Стационарным локатором для определения наличия и типа дефекта с одновременной локализацией и фиксацией места его возникновения (периодичность - зондирующие импульсы один раз в 4 минуты (постоянно 24 часа в сутки)).
В настоящее время в России, согласно СП 41-105-2002, применяются только два первых
способа определения дефектов тепловых сетей в ППУ-изоляции, оснащенных проводниками ОДК. Эффективность этих способов вызывает много вопросов у специалистов, обслуживающих теплосети, а локализация мест возникновения дефектов при помощи переносных локаторов превращается в трудоемкую операцию, не всегда приводящую к корректным результатам. Чтобы определить причину низкой эффективности существующих в России систем ОДК, был проделан сравнительный анализ принципов построения импортных и отечественных СОДК, из которого можно выделить основные отличия принципиального характера:
Отсутствие в требованиях нормативных документов соблюдения параметра - комплексного сопротивления (импеданса) трубы ППУ с ОДК как электрического элемента;
Несоблюдение расстояния от металлической поверхности элемента до проводников ОДК в трубах и фасонных изделиях (более того в нормах установлен переменный параметр расстояния - от 10 до 25 мм );
Отсутствие устройств согласования линии опроса проводников ОДК с локаторами (рефлектометрами);
Применение кабелей типа NYM с высоким коэффициентом затухания зондирующего импульса для соединения проводников ОДК трубопроводов и терминалов.
Для определения эффективных способов поиска дефектов изоляции предизолированных трубопроводов ППУ специалистами ООО «РМС», ЗАО «СПб ИТЭ» и ГУП «ТЭК СПб» были проведены испытания различных опросных линий системы ОДК (с использованием кабеля типа NYM, коаксиального кабеля и различных рефлектометров) на натурной модели трубопровода с воспроизведением типовых дефектов изоляции.
На территории филиала «ЭАП» ГУП «ТЭК СПб» смонтирован участок ППУ трубопровода тепловой сети условного диаметра Ду57 с применением фасонных изделий, сильфонного компенсатора и концевого элемента (рис. 1, фото 1).
Для моделирования дефектных участков тепловой сети на модели были оставлены незаделанные стыки с желобами из жести (фото 2). Остальные стыки выполнены методом заливки вспенивающихся компонентов с использованием термоусаживаемых муфт.
При монтаже системы ОДК согласно СП 41-105-2002 (кабель типа NYM) использовали 10-метровый кабель отточки подключения рефлектометра до трубопровода и 5-метровый кабель на промежуточном концевом элементе.
Монтаж системы ОДК согласно технологии фирмы EMS (АВВ) (с использованием соединительного коаксиального кабеля и согласующих трансформаторов линии «соединительный провод - сигнальный проводник») был выполнен 10-метровым коаксиальным кабелем отточки подключения рефлектометра до трубопровода (фото 3).
Для снижения потерь в линии опроса соединение рефлектометра с кабелем осуществлялось при помощи коаксиальных фитингов.
Измерения проводились рефлектометрами РЕЙС-105 и mTDR-007 (снятие рефлектограмм) при моделировании наиболее вероятных видов дефектов на тепловой сети: обрыв, короткое замыкание проводника на трубу, однократное и двойное увлажнение изоляции (в разных местах).
В рамках данного эксперимента были исследованы возможности комбинированного применения различных кабелей при монтаже линии опроса сигнальных проводников СОДК (наличие проходного терминала) в следующей последовательности: коаксиальный кабель - проводник ОДК - кабель NYM - проводник ОДК с разрывом проводников в конце линии опроса.
В результате проведенных испытаний и измерений можно сделать следующие выводы.
1. Затухание зондирующего импульса в кабеле типа NYM (рис. 2б) в несколько раз выше, чем в коаксиальном кабеле (рис. 2а). Это снижает длину обследуемого участка, ограничивая эффективное применение локатора на участках от камеры до камеры (150-200 м).
2. В связи с большими потерями мощности зондирующего импульса, при его прохождении по кабелю NYM необходимо повышать его энергию за счет увеличения длительности импульса, что приводит к снижению точности определения расстояния до места дефекта трубопровода.
3. Отсутствие согласующих элементов на переходах «кабель - труба», «труба - кабель» приводит к изменению формы отраженных импульсов, сглаживает их фронты и снижает точность определения места дефекта изоляции (рис. 3).
Российские трубы в ППУ-изоляции имеют отличные от импортных волновые свойства и параметры. Комплексное электрическое сопротивление (импеданс) труб и фасонных изделий на практике варьируется от 267 до 361 Ом (трубы ABB имеют импеданс 211 Ом), поэтому применение зарубежных согласующих устройств на наших трубах невозможно (ООО «РМС» разработаны согласующие устройства для труб ППУ, выпущенных по российским стандартам, имеется положительный опыт их практического применения на реальных объектах).
На данном пункте выводов следует остановиться особо, ввиду его важности для эксплуатации СОДК.
Разброс импеданса для различных трубоэле-ментов приводит к варьированию так называемого коэффициента укорочения для этих трубоэле-ментов. Как известно, измерения проводят при одном общем для всего трубопровода коэффициенте укорочения. Таким образом, имея вдоль трубопровода участки с различными коэффициентами укорочения, мы получим несоответствие измеренных электрических параметров – реальным физическим параметрам трубопроводов, причем несоответствие будет тем больше, чем длиннее трубопровод и чем больше на нем фасонных изделий (из практики несоответствие достигает до 5 м на 100-метровом участке трубопровода).
Для качественного оформления исполнительной документации по СОДК необходимо проводить контроль не только сопротивления изоляции и омического сопротивления петли проводников, но и измерение коэффициента укорочения каждого монтируемого трубоэлемента при помощи рефлектометра, фиксируя результаты измерений на исполнительной схеме трубопровода. В противном случае ошибки при поиске обрывов проводников и увлажнения изоляции, приведут к увеличению стоимости производства ремонтных работ за счет значительного увеличения объема земляных и восстановительных работ.
Отсутствие нормирования импеданса позволяет недобросовестным производителям при производстве труб в ППУ-изоляции применять в качестве проводников ОДК медный лакированный обмоточный провод. Это позволяет получать при монтаже превосходные электрические характеристики и «вечно исправный» трубопровод не зависимо от любого увлажнения изоляции. Система ОДК, в таком случае, является бесполезным, бутафорским приложением.
Так как импеданс зависит от диэлектрической проницаемости среды и расстояния от трубы до проводника, то применение нестандартных методов производства труб приводит, как правило, к увеличению импеданса и как следствие коэффициента укорочения трубоэлемента. Нормирование импеданса позволило бы осложнить доступ некачественных труб на рынок.
5. Применение кабелей NYM в качестве линии связи между локатором и трубопроводом ППУ с СОДК, а также в качестве соединителей между различными участками трубопроводов, полностью исключает применение стационарных специализированных локаторов повреждений (рис. 4) и не позволяет рассматривать тепловую сеть в качестве объекта автоматизации и диспетчеризации, оставляя значительные расходы на обходчиков и обслуживающий персонал (табл. 1).
6. Применение на одном контролируемом участке трубопровода различных типов соединительных кабелей неэффективно.
Наиболее эффективными являются системы ОДК, основанные на применении коаксиальных кабелей с согласующими устройствами. Такие системы ОДК полностью совместимы с приборами контроля проводников труб ППУ (использование которых предписывает СП 41-105-2002) и позволяют значительно повысить эффективность их применения.
Использование коаксиальных кабелей связи между трубопроводами откроет возможность применения специализированных стационарных локаторов повреждений для тепловых сетей. Что, в свою очередь, позволит:
Объединить в последствии локальные системы ОДК в единую сеть с необходимой иерархией;
Отображать состояние локальных СОДК на центральном диспетчерском пункте с указанием конкретного места дефекта сети (примером реализации подобной системы может служить опыт ГУП «ТЭК СПб»);
Оперативно принимать меры по ликвидации дефектов на начальной стадии их возникновения;
Снизить расходы на эксплуатацию систем ОДК (табл.1);
Экономить значительные средства на аварийном ремонте тепловых сетей (табл. 2);
Повысить надежность сетей за счет уменьшения аварийных отключений;
Получать объективную информацию о дефектах и состоянии тепло- и гидроизоляции на тепловой сети за счет устранения влияния субъективного человеческого фактора в подобного рода вопросах.
В заключение следует отметить, что система ОДК трубопроводов только на первый взгляд кажется простой и даже примитивной в монтаже. Большинство строительных организаций доверяют монтаж СОДК обычным электрикам, которые монтируют СОДК как обычные осветительные сети или подземные кабельные прокладки. В результате вместо эффективного средства контроля организации, эксплуатирующие тепловые сети, получают бесполезное приложение к тепловой сети.
Также необходимо отметить, что грамотно смонтированные системы ОДК позволяют реализовать все преимущества трубопроводов с ППУ-изоляцией, в частности максимально автоматизировать поиск мест увлажнения и повреждения изоляции трубопроводов, повысить точность определения этих мест. Трубопроводы с другими типами изоляции (АПб, ППМ и т.п.) в принципе не обладают подобными преимуществами.
Монтаж СОДК должны вести профессиональные организации, понимающие все тонкости и нюансы в обнаружении дефектов при помощи рефлектометров, имеющие необходимое оборудование, практический опыт строительства и наладки систем. Только профессионалы способны создавать эффективно работающие системы -СОДК не является исключением из этого правила.
Литература
1. СП 41-105-2002. Проектирование и строительство тепловых сетей бесканальной прокладки из стальных труб с индустриальной тепловой изоляцией из пенополиуретана в полиэтиленовой оболочке.
2. СНиП 41-02-2003. Тепловые сети.
3. Слепченок В.С. Опыт эксплуатации коммунального теплоэнергетического предприятия. Уч. пособие - СПб., ПЭИпк, 2003 г., 185 с.
