Использование оптоволоконной техники для мониторинга состояния подземных теплопроводов тепловых сетей

Необходимость текущего контроля параметров режимов и состояния трубопроводов тепловых сетей

В условиях значительной протяженности сетей и переменных теплогидравлических режимов подачи воды особое внимание уделяется контролю за параметрами теплоносителя, а также состоянием трубопроводов и тепловой изоляции. При этом контроль за состоянием трубопроводов и тепловой изоляции имеет первостепенное значение с точки зрения надежности теплоснабжения в условиях подземных прокладок трубопроводов.

Для этой цели при бесканальной прокладке трубопроводов тепловых сетей с пенополиуретановой изоляцией в современных условиях применяется система оперативно-диспетчерского контроля. Однако в городах РФ прокладка трубопроводов традиционно производится в основном в непроходных каналах с изоляцией из минераловатных изделий, при которой контроль за состоянием трубопроводов и тепловой изоляции отсутствует. Поиски протечки трубопроводов при такой прокладке крайне затруднены, а современные методы поиска утечек не надежны. В эксплуатационных условиях это приводит к увеличению времени поиска мест нарушения плотности труб и времени ремонтов, что в свою очередь обуславливает значительную продолжительность отключений потребителей, а также дополнительные потери сетевой воды и тепла.

Соответственно, своевременное выявление и локализация повреждений приводят к значительной экономии дополнительных затрат при транспорте теплоносителя (при аварийных и нештатных ситуациях) и снижению, в конечном итоге, себестоимости транспорта тепловой энергии для теплоснабжающих предприятий.

Для повышения эффективности транспорта и распределения тепловой энергии и теплоносителя в тепловых сетях важное значение имеет также контроль за параметрами режимов. Он позволяет определить их неоптимальность: завышенные температуры в обратном трубопроводе и несоответствие температуры в подающей линии температурным графикам отдельных потребителей.

В настоящее время, как правило, регулярный контроль за параметрами режимов проводится только по данным на источниках тепла и, периодически, по данным обхода тепловых пунктов присоединенных потребителей. Кроме того, измерительная аппаратура с дистанционным выводом информации устанавливается на насосно-перекачивающих станциях (НПС) и в узлах установки регуляторов, обеспечивающих нормальные гидравлические режимы сетей. Можно сказать, что в настоящее время организация необходимого текущего контроля в тепловых сетях недостаточна для принятия обоснованных решений.

Это связанно, в первую очередь, с невозможностью установки требуемого количества первичных преобразователей по температуре и давлению (увеличение их количества связано с необходимостью установки дополнительных точек отбора параметров, приводящих к повышению повреждаемости трубопроводов) и, самое главное, отсутствием простых, надежных и сравнительно недорогих средств передачи большого количества измерительной информации на диспетчерские пункты тепловых сетей.

Решение проблемы мониторинга состояния трубопроводов, а также измерений параметров теплоносителя с передачей данных на диспетчерские пункты позволит повысить надежность и экономичность теплоснабжения за счет более обоснованного и своевременного принятия решений в различных ситуациях и обеспечения возможности контроля за выполнением принятых решений.

В качестве инновационной возможности решения проблемы измерения текущих параметров теплоносителя и мониторинга состояния тепловой изоляции предлагается рассмотреть использование в тепловых сетях перспективной системы измерения и передачи данных, основанной на оптоволоконной технике.

Такие системы позволяют по одному оптоволоконному проводу получать и передавать в контрольную точку (диспетчерский пункт) значительные объемы измерительной информации, что и может решить проблемы оценки состояния подземных теплопроводов и измерений параметров теплоносителя в тепловых сетях.

Принцип измерений и передачи данных Для контроля за состоянием тепловой изоляции целесообразно использовать систему распределенного измерения температуры, основанную на оптическом эффекте комбинационного рассеяния света в волоконно-оптическом световоде.

Чувствительным элементом данной системы является сам оптический кабель, который также выполняет и функции передачи информации к электронной части системы. Оптический кабель размещается в тесном контакте с измеряемым объектом. Мощность рассеянного светового импульса напрямую зависит от температуры оптического кабеля в точке рассеяния, что позволяет получать картину мгновенного распределения температуры по всей протяженности измеряемого участка в каждый момент времени.

При размещении оптического кабеля на поверхности тепловой изоляции или под трубопроводом такие системы позволяют определить изменения температуры в канале и диагностировать места повреждения трубопроводов с протечкой сетевой воды с точностью до десятков сантиметров с отображением этой ситуации на мониторе диспетчера. Это позволит существенно сократить время определения факта нарушения плотности трубопровода и достаточно точно указать место такого нарушения.

Для измерения параметров теплоносителя может эффективно использоваться система квазираспределенного измерения температуры и механических деформаций, основанная на зависимости резонансной длины волны волоконной Брэгговской решетки от температуры световода и прикладываемых к нему механических напряжений (давления). В данной системе чувствительным элементом является волоконная решетка показателя преломления (одна или несколько).

Последовательное или параллельное соединение нескольких чувствительных элементов, связанных оптоволоконным кабелем и размещаемых на внешней поверхности трубопровода (под тепловой изоляцией), позволяет получать квазираспределенную картину температур и давлений на участке трубопровода. При этом средой для передачи информации от чувствительных элементов до анализирующего оборудования также является одномодовое оптическое волокно.

Технические возможности испытываемой аппаратуры Для реализации указанных возможностей были созданы измерительно-вычислительные комплексы, позволяющие реализовать указанные принципы измерений и широко используемые в настоящее время в электрокабельных сетях МОЭСК.

Предлагаемые комплексы имеют следующие технические возможности.

• 1. Протяженность линий. Системы ПТС-1000 позволяют одновременно получать данные с участка протяженностью 10−15 км на одном канале. В системе ПКИ-50 расстояние от электронной части до чувствительного элемента может составлять до 20 км.
• 2. Передача информации. Сбор информации, запись и передача обработанных данных на рабочее место пользователя (диспетчерская) происходит автоматически. Существует возможность для интеграции с другим измерительным оборудованием.
• 3. Точность. Обе системы позволяют получать данные по температуре с точностью до 0,1 ^ОС. Система ПТС-1000 может получать данные с шагом до 0,5 м, в системе ПКИ-50 возможно размещение до 50 чувствительных элементов на одном канале. Также система ПКИ-50 позволяет получать данные о давлении или деформации в точке с хорошими точностью и динамическим диапазоном.
• 4. Визуализация. Обе системы имеют многофункциональный графический интерфейс с возможностью визуализации полученных данных.
• 5. Скорость получения данных. Время измерения данных по всей линии для системы ПТС-1000 не превышает 2 мин, а для системы ПКИ-50 составляет менее 1 с.
• 6. Эксплуатация. Для обеих систем характерны высокая надежность и коррозийная устойчивость.
• 7. Мультиплексирование. Возможность подключения к одной системе 3, 6 или 12 измеряемых участков.

Такие системы реализованы и успешно применяются в различных областях техники и, в том числе, на объектах с распределенной сетевой структурой.

Система мониторинга температуры ПТС-1000 широко используется в энергетике. На более тридцати подстанциях города Москвы установлены системы контроля температуры подземного силового кабеля из сшитого полиэтилена 110/220/500 кВ. Система позволяет: определить максимальную температуру в кабельной линии с указанием расстояния до точки измерения, посылать в диспетчерский пункт аварийно-предупредительные телесигналы, проводить расчет максимально допустимой нагрузки на кабельную линию во времени, визуализировать кабельные линии на карте с указанием температуры и местоположения выбранной точки, удаленный доступ к системе для наладки и работы, создавать отчеты.

Продолжительность успешной работы таких систем составляет более 5 лет.

Системы ПТС-1000 и ПКИ-50 применяются в газои нефтедобывающей отрасли. С помощью системы термометрии ПТС-1000 осуществляется постоянный температурный мониторинг по всей длине скважины. Это помогает определить: местоположение и поведение газовых и нефтяных слоев на месторождении, утечки газа из подземных хранилищ газа (ПХГ), оптимизировать и повысить добычу энергоносителей.

Система ПКИ-50 применяется в измерении давления и температуры в скважине, а также используется для контроля температуры погружных нефтяных насосов.

Опытное применение предлагаемой системы измерений для условий тепловых сетей С целью практического подтверждения возможности эффективного применения оптоволоконной техники представителями фирмы-разработчика совместно с сотрудниками ОАО «ВТИ» была проведена апробация указанного выше оборудования для условий тепловых сетей.

Для этого в тепловых сетях г. Москвы была реализована экспериментальная информационно-измерительная система, организованная на основе измерительно-вычислительных комплексов ТПС-1000 и ПКИ-50.

Проведенное опробование носило демонстрационный характер. Точные количественные оценки возможностей предлагаемой системы измерений требуют проведения специальных исследований, которые на данном этапе не проводились.

В качестве объекта демонстрации использовался участок одной из магистрали, прилегающий к насосно-перекачивающей станции тепловой сети, на которой и была установлена измерительная аппаратура.

Трубопроводы на участке для обеспечения доступности проложены в проходном канале. Диаметр трубопроводов Dу 1000 мм по подающей и обратной линиям. В качестве тепловой изоляции применена навесная изоляция из минераловатных изделий с покрытием сеткой «рабица» и наружным слоем штукатурки.

Для опробования на выделенном участке было проложено измерительное кольцо оптоволоконного кабеля общей протяженностью 652 м (326 м по подающему и 326 м по обратному трубопроводам). Оптоволоконный кабель был проложен по поверхности теплоизоляционной конструкции трубопроводов (в верхней части) и использовался для измерения поверхностной температуры тепловой изоляции.

При этом, наряду с диагностическими возможностями, проводилась также проверка точности измерений температуры.

Диагностические возможности предлагаемой системы измерений оценивались на основании имитации различных нарушений, путем полива поверхности изоляции с оптоволоконным кабелем водой различной температуры.

Так разрыв трубопровода имитировался поливом измерительного кабеля горячей водой в нескольких точках. При этом измерительной системой фиксировались величина изменения температуры поверхности изоляции, и определялось место предполагаемого нарушения.

Затопление или внешнее увлажнение изоляции имитировалось поливом кабеля холодной водой с фиксацией температуры поверхности изоляции и места увлажнения.

Для демонстрации возможностей и удобства использования предлагаемой системы результаты измерения температур передавались по радиоканалу на монитор, расположенный непосредственно в кабинете начальника подразделения тепловых сетей.

Для удобства восприятия измерительной информации была разработана специальная система ее отображения, в предположении вывода этой информации в первую очередь на монитор диспетчерской службы. Предлагается 3 уровня отображения, характеризующие различные аспекты имающейся ситуации.

На 1-м уровне на диспетчерский (или любой другой) монитор выводится схема тепловых сетей в привязке к плану города. Для участков на этом уровне выводятся опознавательная маркировка, изменение температуры по отношению к прошлой фиксации результатов измерений, статус (предполагаемое состояние) по результатам измерений и протяженность участка. При выходе величины отклонения измеряемой температуры за допустимые значения участок тепловой сети, на котором это произошло, окрашивается красным (при повышении температуры) или синим (при ее понижении) цветами с возможностью сопровождения этой ситуации звуковым сигналом.

На 2-м уровне отображается подробная схема подающего и обратного трубопроводов с указанием мест расположения оборудования: опор, запорной и регулирующей арматуры, колодцев и др. При этом красной точкой на подающем или обратном трубопроводе отмечается место со значимым изменением температуры, измеряемой оптоволоконным кабелем. При таком отображении сразу становится известно место предполагаемого нарушения.

При 3-м уровне отображения на монитор выводятся непосредственно результаты измерений, которые отображаются в виде графиков распределения температур по длине выбранного участка и ее изменения во времени во всех точках измерений по длине оптоволоконного кабеля. По результатам этого уровня может быть сделан окончательный вывод о значимости зафиксированного отклонения температуры и его причине.

Для проверки возможностей предлагаемой системы квазираспределенного измерения температуры ПКИ-50 по измерению температуры теплоносителя в фиксированных точках на этом же участке были проложены дополнительные оптоволоконные кабели и в нескольких точках размещены датчики на основе волоконной Брэгговской решетки. С целью получения температуры, близкой к температуре сетевой воды, эти датчики наклеивались на поверхность непосредственно трубопровода с последующим закрытием мест установки тепловой изоляцией (под изоляцию). Данные по результатам измерений температуры металла трубопровода сопоставлялись с данными штатных измерений температуры воды в опытном трубопроводе по показаниям приборов на диспетчерском пульте района.

Данные по результатам измерений также обрабатывались аппаратурой, расположенной на НПС, и передавались на монитор в кабинете начальника района.

Опробование было проведено в период с 10 по 14 октября 2011 года и показало следующие результаты.

Измерения температуры поверхности изоляции. Предварительно было проведено контрольное измерение температур и сопоставление результатов по температурам поверхности изоляции.

Контрольные измерения температуры поверхности изоляции проводились аттестованным термометром сопротивления из комплекта измерителя плотности теплового потока ИПП-2 (с погрешностью измерений по температуре 1%) с датчиком для поверхностных измерений. Контрольные замеры проводились в указанный выше период времени в первом колодце по подающей линии.

По результатам сопоставления отклонение температуры, измеренной при помощи оптоволоконного кабеля с измерениями термометром не превышали 1,0−1,5 ^ОС. Система позволяет корректировать показания температуры оптоволоконного кабеля с учетом поправки на реальные показания измерений температуры.

Для демонстрации возможности измерения температуры воды по температуре поверхности трубопровода по тепловой изоляции на испытательном участке проложен также оптоволоконный кабель для системы ПКИ-50, по которому производится передача измерительного сигнала в 2-х фиксированных по подающему трубопроводу и по обратному трубопроводу. В качестве первичных датчиков используются волоконные Брэгговские решетки.

Результаты измерений на основании системы ПКИ-50 составили:

¦ по подающей линии — 70,0 ^ОС;

¦ по обратной линии — 40,0 ^ОС.

По результатам измерений штатными термометрами по диспетчерским данным температура сетевой воды в этот период составила:

¦ по подающей линии — 71,0 ^ОС;

¦ по обратной линии — 39,0 ^ОС.

Таким образом, расхождения составляют:

¦ по подающей линии +1,0 ^ОС;

¦ по обратной линии -1,0 ^ОС.

Разница в показаниях при различных способах измерения температуры незначительна и система ПКИ-50 может использоваться для контроля за температурой теплоносителя по длине трубопроводов в фиксированных точках. В то же время применяемая аппаратура также позволяет корректировать показания температуры оптических датчиков с учетом поправки на реальные показания измерений температуры, что позволяет повысить точность измерений в реальных условиях эксплуатации.

Опробование диагностических возможностей. Для определения возможностей по диагностике при применении оптоволоконной техники проведены следующие измерения, целью которых является возможность выявления факта нарушения и оценки места (координаты) нарушения теплового режима трубопровода.

На первом этапе определялась возможность оценки факта и места прорыва трубопровода. С этой целью на поверхность изоляции в месте крепления оптоволоконного кабеля вливалась вода с высокой температурой, близкой к температуре воды в трубопроводе.

Увлажнение изоляции горячей водой было проведено в 11 ч 56 мин в 5 метрах от неподвижной опоры по обратному трубопроводу.

Ниже приведены отображаемые на мониторе картинки для указанной ситуации.

Произошедшие изменения, в первую очередь, были зафиксированы на схеме сети выделением соответствующего участка, см. рис. 1.

Результаты отображения рассматриваемой ситуации на других уровнях отображения приведены на рис. 2, на котором подающий трубопровод и его температуры на поверхности тепловой изоляции окрашены синим цветом, аналогичные данные для обратного трубопровода представлены желтым цветом.

На рис. 2 первоначально приведен график зависимости температуры по длине трубопровода, полученный на основании измерений при помощи комплекса ПТС-1000 для данного момента времени. На рис. 2 видно пик изменения температуры на поверхности изоляции, обусловленный поливом горячей воды и отмеченный красными точками. На второй части рисунка показано конкретное место изменения температуры, расположенное вблизи неподвижной опоры.

При фиксации такого нарушения в условиях реальной эксплуатации в показанном месте следует проводить раскопку трубопровода с целью устранения течи.

Как видно из рис. 2 начало повышения температуры зафиксировано комплексом в период времени 11:56:53. Координата точки нарушения по данным измерений составила 235 м от начала участка или 3,2 м от опоры.

В предлагаемой системе имеется возможность вывода на монитор как абсолютных значений температур на поверхности тепловой изоляции, как это показано на рис. 2, так и в виде разностей температур предыдущего и текущего измерений. Последний график по длине трубопроводов представлен на рис. 3 снизу. Как следует из рис. 3 он является наиболее информативным с точки зрения выявления нарушений, поскольку результаты измерения абсолютных значений температуры зависят от многих факторов и, в частности, от локальной толщины и качества тепловой изоляции, а также от плотности прилегания кабеля к поверхности изоляции трубопровода.

Как показали результаты опробования, время начала нарушения определено достаточно точно. Отклонение определяемой по результатам измерений координаты точки нарушения от истинного значения составило 0,2 м.

Аналогичное опробование проводилось при поливе поверхности тепловой изоляции в месте крепления оптоволоконного кабеля по обратной линии холодной водой.

Результаты измерений и их отображение на диспетчерском мониторе по схеме сети и на испытываемом участке приведены на рис. 4 и 5 соответственно.

Как видно из рис. 5, полив холодной водой производился на отметке 162 м.

Абсолютное значение температуры составило 19 ^ОС (верхний график), относительное изменение температуры относительно соседних точек составило -12 ^ОС.

тепловой сеть трубопровод измерение Предложения по организации системы измерений в тепловых сетях на основе рассматриваемой технологии Предлагаемая система измерений и передачи информации на основе оптоволоконной технологии позволяет достаточно просто решить следующие первоочередные и актуальные задачи, связанные с организацией экономичного и надежного теплоснабжения.

а. Обеспечить текущий оперативный контроль состояния тепловой изоляции трубопроводов с обнаружением места протечки через повреждения или подтопления с точностью не более 1 м.

С этой целью оптоволоконный измерительный кабель может быть проложен в период ремонтов или при новом строительстве по поверхности тепловой изоляции в нижней части теплопровода или непосредственно под ним.

Предполагается использование системы ПТС-1000, у которой оптоволоконный кабель является одновременно и первичным преобразователем температуры и средством передачи измерительной информации.

Наличие протечек вызовет локальное значительное повышение температуры изоляции, что мгновенно будет зафиксировано системой и позволит своевременно определить место протечки в реальном времени. На основании полученного сигнала максимально быстро производится выезд ремонтной бригады и ликвидация повреждения.

Фиксация наличия подтоплений и намокания изоляции по иным причинам позволит своевременно наладить и контролировать качественную работу дренажных систем, а при длительном воздействии обоснованно прогнозировать места возможных повреждений трубопроводов изза наружной коррозии.

Для указанных целей высокая точность измерения температуры не требуется, поскольку фиксируются в основном изменения температуры по сравнению с предыдущими измерениями, которые должны иметь достаточно большую величину.

б. Постоянный текущий контроль за температурой в подающей линии для определения фактического снижения этой температуры при транспортировке, позволяющий контролировать температуру, подаваемую потребителям, также для возможности контроля перетоков по закольцовкам в магистралях и между соседними районами.

в. Постоянный текущий контроль за температурой в магистралях обратной линии позволит своевременно определять места и величину ее завышения для принятия мер к потребителям, нарушающим режим теплопотребления, связанный с увеличением расхода воды из тепловой сети.

Для реализации пп. б и в прокладка оптоволоконного кабеля, используемого только для передачи информации, производится также по поверхности изоляции с размещением локальных датчиков температуры в виде волоконной Брэгговской решетки непосредственно по металлу трубопровода под тепловой изоляцией, что позволит повысить точность измерений температуры на поверхности трубопровода, которая с незначительной погрешностью будет соответствовать температуре воды в трубопроводе.

Точки установки преобразователей температуры целесообразно разместить в узловых камерах и по трубопроводам с шагом 200−300 м. Для этих измерений может быть использован измерительный комплекс ПКИ-50.

Наличие регулярных измерений температуры сетевой воды и температуры поверхности тепловой изоляции со временем (с накоплением статистики) позволят проводить ретроспективный анализ теплоизолирующих свойств тепловой изоляции и оценивать увеличение уровня тепловых потерь в процессе эксплуатации.

Одной из благоприятных с точки зрения создания системы измерений на основе оптоволоконной техники особенностей является возможность сращивания оптоволоконного кабеля в процессе наращивания системы или после его разрыва.

Для объективной проверки такой возможности были проведены следующие действия.

Оптоволоконный кабель системы ПТС-1000 на опытном участке по подающей линии был разрезан в точке 160 м. Непосредственно до разрезания кабеля была зафиксирована температура на поверхности изоляции в указанной точке (после места разрыва). Величина этой температуры составила 35,5 ^ОС.

После этого целостность кабеля была восстановлена путем сварки оптических волокон. Величина температуры в контрольной точке после восстановления составила 35,7 ^ОС.

По данным контрольного поверхностного термометра величина этой температура составляла 35,6 ^ОС.

Приведенные данные свидетельствуют о высокой ремонтопригодности предлагаемых систем измерения и возможности постепенного наращивания этих систем при прокладке оптоволоконного кабеля по мере проведения ремонтов и перекладок тепловых сетей.

Выводы

• 1. Применение в тепловых сетях современной оптоволоконной техники позволит определять места утечек с высокой степенью точности и достоверностью получаемых результатов, что приводит к значительному снижению затрат времени на их обнаружение, локализацию и ремонт.
• 2. Качественно подтверждены возможность и целесообразность применения имеющихся систем измерения на базе оптоволоконной техники, которые могут быть внедрены при условии определенной доработки программного обеспечения диагностирования нарушений и уточнения способов отображения измерительной информации.
• 3. На основе предлагаемого оборудования в действующих тепловых сетях могут постепенно, по мере проведения ремонтов и перекладок трубопроводов, создаваться целостные и комплексные системы по мониторингу подземных теплопроводов при их прокладке в непроходных и проходных каналах.