Отложение оксидов железа, кремния, солей жесткости и пр. на теплообменных поверхностях при нагреве воды создают массу трудностей эксплуатационным службам – для восстановления теплотехнических показателей стандартного оборудования аппараты через 2-3 месяца приходится останавливать на чистку и ремонт, что часто бывает связано с демонтажем и монтажом порой многотонных теплообменников в ограниченных пространствах. В условиях активного отложения включений на ряде предприятий приходится иметь до 300 % запаса поверхности традиционных подогревателей, что резко увеличивает и без того высокие затраты на содержание традиционного теплообменного оборудования.

Известна простая и наглядная формула, описывающая интенсивность теплообмена в системе вода-стенка-вода:

где

– коэффициент теплоотдачи от воды 1 к стене,

– коэффициент теплоотдачи от воды 2 к стене,

– толщина металла стенки,м

• - коэффициент теплопроводности металла стенки,

– толщина слоя накипи на стенке,м

– коэффициент теплопроводности накипи и пр., на стенке,

Максимальные коэффициенты теплоотдачи от воды к стенке при вынужденном турбулентном движении в каналах находятся на уровне коэффициентов теплоотдачи от конденсирующегося водяного пара к стенке и достигают 15000 . Коэффициенты теплопроводности применяющихся металлов теплопередающей поверхности находятся в диапазоне 100-16 , где большая величина соответствует латуни, а меньшая – нержавеющей стали. Таким образом, максимальный коэффициент теплопередачи теплообменника на системе вода- металлическая стенка-вода может достигать (при толщине стенки канала =1 мм) =7000 в случае латунной стенки и =5100 для нержавеющей.

Приведенные результаты получены для системы без учета накипи на теплообменной поверхности. Коэффициент теплопроводности накипи на поверхности теплообменной поверхности не превышает 2 , таким образом при толщине накипи 0,1 мм с каждой стороны стенки, общий коэффициент теплопередачи составит для латуни = 4100 , а для нержавеющей стали = 3400 . Если толщина слоя накипи достигнет 0,5 мм с каждой стороны, коэффициенты теплопередачи будут выглядеть следующим образом: = 2500 , = 2250 . При дальнейшем возрастании слоя накипи “интенсивность” теплопередачи выравнивается для всех теплообменников с материалом стенки различной теплопроводности и зависит только от величины слоя накипи, например, для толщины накипи =1 мм, с каждой стороны стенки, коэффициенты теплопередачи аппаратов с латунными и нержавеющими стенками равны и не превышают К = 900 , т.е. ниже первоначальной интенсивности в 5-8 раз (1).

Методы борьбы с засорами труб

Одним из направлений в создании и усовершенствовании теплообменных аппаратов является проблема борьбы с коррозией, особенно актуальная в отношении кожухотрубных теплообменников, основным материалом для изготовления которых является углеродистая сталь. В настоящее время для борьбы с коррозией применяется газотермическое напыление трубных досок, труб пароперегревателей. Пластинчатые же теплообменники, изготовляемые, как правило, из нержавеющей стали, проблеме образования коррозии подвержены в меньшей степени.

Конструкции пластинчатых теплообменников продолжают совершенствоваться. Основной задачей при проектировании таких аппаратов, является максимально возможное уменьшение габаритов теплообменной системы (веса, размера) при одновременном увеличении ее эффективности. Наиболее перспективный путь решения этой проблемы – интенсификация теплообмена. Для достижения подобных результатов используются различные способы комбинации пластин при фиксировании расстояний между ними, а также скоростей движения жидкостей-теплоносителей. Однако при любой конструкции теплообменника со временем происходит засорение отложениями солей, уменьшающих сечения труб и снижающих теплопроводность стенок. Особенно важен этот фактор для пластинчатых теплообменников, оборудованных каналами с очень малым сечением. Термодинамические параметры таких теплообменников снижаются даже при минимальных слоях накипи. Инновационные разработки не обошли стороной и эту проблему. Одними из вариантов борьбы с солевыми отложениями являются химические методы, где для растворения отложений в теплообменник подаются специальные составы. Но этот способ малоэффективен в отношении кремниевых отложений. Наиболее популярным в настоящее время инновационным способом защиты труб и каналов теплообменников от солевых отложений является ультразвуковой способ, уменьшающий скорость образования накипи. Впрочем, в пластинчатых теплообменниках, ввиду высокой турбулентности потоков теплоносителей, обеспечивающейся благодаря специальной обработке пластин теплообменника, их рифлением, отложение накипи и так происходит чрезвычайно медленно.

Одним из правил и норм эксплуатации теплообменников является проведение регулярной очистки теплообменников. Под очисткой теплообменников обычно подразумевается удаление с внутренних поверхностей накипи и налета, а также устранение скопившихся отложений(5).

Налет, оседающий на внутренних стенках теплообменника, может стать причиной ухудшения теплопроводности системы, что приведет к существенному снижению эффективности и увеличению расходов на поддержание заданных температурных параметров(2). Кроме этого, скапливающиеся в нижней части теплообменника отложения затрудняют циркуляцию теплоносителя, что опять же приводит к понижению эффективности и возможному выходу из строя системы. Регулярная очистка теплообменника является единственной достаточной мерой, способной исключить дополнительные расходы, капитальный ремонт или замену теплообменника.

Разборная механическая очистка и безразборная гидрохимическая очистка теплообменников

Сегодня разделяют два основных метода очистки теплообменников различных как по принципу действия так и по степени эффективности — разборная механическая очистка и безразборная гидрохимическая очистка теплообменников(3). Разборную очистку теплообменников относят к крайним мерам, необходимость в которых возникает только в самых запущенных случаях, в то время как безразборная гидрохимическая очистка теплообменников считается мерой, подходящей для регулярного сервисного обслуживания любых теплообменников.

Под разборной очисткой теплообменников обычно подразумевается механическая очистка, которой необходим разбор и извлечение из теплообменника загрязненных элементов. В этом случае очистка теплообменника предполагает промывку блоков или пластин теплообменника струей воды под высоким давлением. При необходимости может быть добавлена такая мера, как химическая очистка теплообменников, при которой загрязненные детали помещаются в емкость с чистящим средством на определенный промежуток времени.

После завершения химической промывки теплообменника извлеченные детали промываются водой и помещаются в систему. Преимуществом разборной химической очистки теплообменника является ее высокая эффективность — подобным методом возможно удалить практически все скопившиеся загрязнители любого характера. Основным же минусом этого метода очистки теплообменников является его большая стоимость в сравнении с безразборной химической очисткой теплообменников.

Альтернативой разборной промывки является безразборная химическая очистка теплообменников, которая не требует разбора системы и промывки ее по частям. В основе безразборной химической очистки теплообменников лежит работа специальных устройств — бустеров для промывки теплообменников. Очистка теплообменников при помощи специальных установок представляет собой введение в систему специальных чистящих средств, которые циркулируют в системе под определенным давлением и температурой.

Установки для очистки теплообменников представляют собой устройства, состоящие из нескольких основных блоков: насоса, напорного бака и нагревательного оборудования. В напорный бак заливается раствор для очистки теплообменников, который нагревается ТЭН — трубчатыми электронагревателями — до определенной температуры, после чего установка для очистки теплообменников подключается через сливные отверстия к теплообменнику. После подключения установка для очистки теплообменников к системе включается специальный насос, который перегоняет жидкость в теплообменник и создает необходимое для эффективной очистки теплообменника давления. В течении нескольких часов ( в зависимости от размеров теплообменника и степени ее загрязнения) чистящее средство циркулирует через пластины или трубы теплообменника, в результате чего с внутренних поверхностей удаляется накипь и другие загрязнители.

По истечении определенного времени насос для очистки теплообменников переключается в режим реверса потока и удаляет из системы чистящее средство вместе с содержащимися в нем загрязнителями. На этой стадии установка для очистки теплообменников переключается в режим промывки водой, и насос через сливные отверстия подает на пластины или в трубы теплообменника воду. Эта мера является необходимой, так как в состав большинства средств для очистки теплообменников входят различного рода агрессивные химические реагенты, длительный контакт с которыми может оказать на элементы системы негативное воздействие.

Разборная, как и безразборная промывки, подходят как для очистки пластин, так и для очистки труб теплообменников. Эффективность же любой химической очистки теплообменников зависит в первую очередь от правильного подбора оптимальных чистящих средств, то есть реагентов для промывки теплообменников.

Очистка труб теплообменников.

Для очистки трубчатых теплообменников могут быть использованы оба способа, то есть, безразборная и разборная химические очистки теплообменников, однако предпочтение отдается безразборной химической очистке труб теплообменников. Как и в случае с пластинчатыми теплообменниками, безразборная химическая очистка труб теплообменника проводится только с использованием специального оборудования, которое способно обеспечить необходимое для эффективности промывки давление и температуру.

На эффективности любой химической очистки теплообменника прежде всего сказывается выбор оптимальный средств для очистки теплообменников. В состав большинства чистящих средств входят те или иные сильные химические реагенты, которые способны разрушить или растворить накипь, налет и другие загрязнители. Наиболее распространенным средством для очистки труб теплообменника считаются различные кислоты, которые, вступая в реакцию с загрязнителями, разрушают их.

Для очистки труб теплообменников от различного рода накипи и налетов в основном используются сильные кислоты. Уровень pH подобных средств для очистки от накипи теплообменников зачастую находится на уровне 1-3. При выборе реагента для очистки труб теплообменника особое внимание уделяется возможности его использования в каждом конкретном случае, который зависит как от конструктивных особенностей системы, так и от материала, из которого выполнены подлежащие очистке трубы теплообменника.

Очистка труб теплообменника производится чаще всего при помощи специальных устройств, которые позволяют произвести безразборную химическую очистку теплообменника. В этих случаях бустер для очистки теплообменников подключается напрямую к сливным отверстиям теплообменника, после чего начинает подачу раствора для чистки труб теплообменников на загрязненные поверхности. Благодаря высокому давлению, под которым в систему подается чистящее средство, этот метод позволяет с высокой эффективности удалить практически все загрязнители любого вида. Для улучшения качества очистки труб теплообменника и ускорения процесса промывки необходимо подогревать чистящий раствор, так как высокие температуры способствуют ускорению большинства химических реакций.

Очистка труб теплообменников может быть произведена также и при помощи разборного метода промывки, однако подобный способ при очистке труб теплообменников менее эффективен, чем при очистке пластинчатых систем. В процессе разборной очистки трубы теплообменников замачиваются в чистящем растворе, а в последствии промываются проточной водой.

Несмотря на широкое распространение обоих методов очистки труб теплообменников , большей эффективностью при меньших затратах отличается метод безразборной химической очистки. Особую важность приобретает безразборный метод очистки труб теплообменников в тех системах, где не предусмотрена возможность извлечения внутренних деталей теплообменника из системы.

Очистка от накипи теплообменников.

Несмотря на некоторые различия в процессах очистки пластинчатых и трубчатых теплообменников, для устранения одних и тех же загрязнителей в теплообменниках обоих типов чаще всего используются одинаковые химические реагенты. Наиболее распространенной проблемой любых теплообменников считается возникновение накипи на внутренних поверхностях теплообменников. Для очистки от накипи теплообменников чаще всего применяется метод безразборной химической очистки, однако в некоторых особо запущенных случаях рекомендуется разборная механическая прочистка.

Безразборная химическая очистка от накипи теплообменников производится тем же способом, что и любая другая очистка теплообменников, а именно путем подключения к системе специального устройства и промывки пластин или труб теплообменника тем или иным моющим средством(4). Для очистки от накипи теплообменников сегодня чаще всего используются различные кислоты. Так, например, широкое распространение получили средства для очистки теплообменников на основе азотной кислоты. При выборе средства для очистки от накипи теплообменников необходимо определить тип накипи, покрывающей пластины или внутренние поверхности труб теплообменника. Накипь может представлять собой осевший карбонат кальция, продукты коррозии, силикаты и другие типы веществ, поэтому для очистки от различных типов накипи теплообменников используются различные чистящие средства.

Для очистки от накипи теплообменников, в состав которой входит карбонат кальция зачастую используется азотная кислота. Азотная кислота, входящая в состав средства для очистки от накипи теплообменников, при контакте с карбонатом кальция образуется пузырьки водорода и углекислоты, которые и разрушают накипь.

Еще одним типом накипи являются осевшие на внутренних поверхностях теплообменника оксиды металлов. Для очистки от накипи теплообменников подобного типа может быть использована сульфаминовая кислота, принцип действия которой во многом схож с азотной кислотой.

Силикатные отложения обычно устраняются при очистки от накипи теплообменников жирные кислоты. Также для очистки от накипи теплообменников может быть использована фосфорная кислота, которая не менее действенно удаляет с внутренних поверхностей теплообменника налет.

Выводы

Проблема засорения трубопроводов теплообменных аппаратов стоит максимально остро. Периодическая чистка трубопроводов от отложений в ряде случаев необходима каждые 2-3 месяца и связана с большими затратами по времени, деньгам, а так же трудовым ресурсам.

Наиболее распространенный вид борьбы с засорами – химическая чистка, разборная и безразборная. Так же в борьбе с одразованием отложений на трубопроводах помогают водоводяные и пароводяные (ПВВВ и ППВВ) подогреватели.

Подогреватели с винтовым движением нагревающей среды в межтрубном пространстве состоят из корпуса, трубных досок, трубчатки с поперечными и винтовыми перегородками, благодаря которым и обеспечивается движение среды по винтовой траектории (рис. 1).

Устойчивая работа ПВВВ и ППВВ на воде низкого качества объясняется реализацией в данной конструкции наиболее простого и дешевого способа водоподготовки, позволяющего добиваться сокращения и исключения отложений на теплообменной поверхности и заключающегося в создании автоматического пульсационно-вихревого режима движения теплообменивающихся потоков, как в межтрубном, так и в трубном пространстве подогревателей.

Рис. 1 Схема работы подогревателя с винтовым движением нагревающей среды

Известно, что с увеличением скорости потока воды, снижается скорость отложения накипи на теплообменной поверхности. Толщина накипи уменьшается не только от увеличения скорости движения среды, а от величины критерия Рейнольдса потока в целом (Rе = Wd/р, где W- скорость потока, d -эквивалентный диаметр прохода, р – вязкость среды). Таким образом, на величину вихрей смывающих частицы накипи с теплообменной поверхности, существенное влияние оказывает увеличение диаметра теплообменных трубок. Несмотря на некоторое снижение интенсивности теплоотдачи от увеличения диаметра трубок при работе с водой, образующей в рабочих условиях накипь на теплообменной поверхности, такое мероприятие оправдано, а чаще всего просто необходимо (1).

,

,                    (1)

где η – КПД гидросистемы; η_об – объемный КПД; η_гид – гидравлический КПД; Р_m – теоретическое давление; Q_m – теоретический расход; Р_поm – потерянное давление; Q_уm – расход утечек.

Для последовательно соединенных трубопроводов второй член равенства (1) можно записать в следующем виде:

,                        (2)

где λ_i – коэффициент сопротивления по длине на i-ом участке; l_i – длина i-го участка;
d_i – диаметр i-го участка; γ – удельный вес рабочей жидкости; υ_i – средняя скорость жидкости на i-ом участке.

Коэффициент λ для ламинарного режима определяется по формуле [2]:

,

где А – коэффициент, зависящий от формы трубопровода.

Полагая, что для всех участков гидросистемы режим движения жидкости ламинарный, перепишем равенство (2) в виде:

,

где ν_i – коэффициент кинематической вязкости на i-ом участке трубопровода.

Если принять ν_i на каждом участке равным среднеинтегральному значению , которое выражается зависимостью:

,

где W – объем жидкости гидросистемы, то можно вынести за знак суммы:

.

Практически же для гидросистемы сельскохозяйственных машин, у которых нагрев масла за один цикл прохода через всю гидросистему не превышает одного градуса, за можно принять среднюю вязкость по баку.

При установившемся движении член будет постоянным, обозначим его через С₁.

Далее, принимая во внимание , запишем величину объемных потерь по формуле:

,                    (3)

где b_j – ширина j-го зазора; δ_j – величина j-го зазора; L_j – длина j-го зазора; ΔP_j – перепад давления в j-м зазоре.

Отбросим последний член в равенстве (1), ввиду его малости по сравнению с остальными членами, и перепишем его с принятыми обозначениями:

.                        (4)

Зависимость коэффициента вязкости от температуры выражают интерполяционным уравнением [3]:

,

Считая, что ρ = ρ_о, имеем , тогда равенство (4) запишется:

,                (5)

Для нахождения максимального η необходимо, чтобы:

,

откуда

.            (6)

Разделив обе части равенства (4) на текущее значение , получим после преобразования:

,

т.е. оптимальному значению вязкости соответствует равенство:

.

С целью определения оптимальной вязкости для конкретного гидропривода был взят трактор Т-150К с раздельно-агрегатной гидросистемой навесного устройства.

Величины С₂ и С₁ для этого трактора оказались равны соответственно 2∙10¹⁰ кг/с∙м³ и 2,51∙10^-9 м⁵/с² [4].

Теоретическая производительность насоса НШ-50А-3Л при n = 40 с^-1 равна 107,2 л/мин. Номинальное рабочее давление равно 16 МПа [5]. Оптимальное значение по формуле (6) равно:

.

Таково значение вязкости при температуре 75^о для масла М-10Г₂ [6].

Таким образом, анализ формулы КПД (причем КПД механический принят за const), показывает, что существует такое значение температуры рабочей жидкости, при котором величина его окажется максимальной.

Предлагаемая конструкция стенда позволяет проводить испытание радиаторов под давлением и одновременно подвергать его колебательным воздействиям. Внутри стенда располагаются электродвигатель (рис.), редуктор и резервуар для воды. Стол стенда состоит из неподвижного листа, имеющего вид противня, служащего для стока воды, и подвижной плиты, связанной при помощи пальца с качающейся плитой. На плите установлены две стойки, к которым восемью болтами крепится радиатор.

Для радиаторов автомобилей разных марок предусмотрена специальная переходная рамка, которая крепится на стойках стенда.

Рисунок  – Схема стенда

Таким образом, при наличии соответствующих переходных рамок и наконечников для подсоединения шлангов к патрубкам радиаторов можно испытывать на стенде радиаторы различных марок.

Стенд приводится в действие от электродвигателя мощностью 1 кВт с частотой вращения 1425 мин^–1. Вращение от электродвигателя передается на вал редуктора при помощи клиновидного ремня. Редуктор не только понижает частоту вращения, передаваемого от электродвигателя, но и при помощи эксцентрика преобразовывает вращательное движение в возвратно-поступательное движение шатуна, соединенного с подвижной плитой. Шатун имеет шток, который верхней частью входит в отверстие плиты и приварен к ней.

Конструкцией предусмотрена возможность изменения величины эксцентриситета, определяющего ход возвратно-поступательного движения плиты вверх и вниз в пределах от 0 до 40 мм. При испытании различных радиаторов можно опытным путем установить необходимую величину амплитуды колебания плиты. Частота колебаний радиатора постоянная и определяется числом оборотов эксцентрика, равным 82 мин^–1.

Качание радиатора осуществляется при помощи плиты, соединенной в центральной части с плитой пальцем. Качание плиты относительно оси пальца производится тягой, связывающий один конец плиты со столом. Перестановка вилки тяги по отверстиям ушка плиты можно изменять расстояния между осью пальца, вокруг которой происходит качание плиты, и осью штыря, связывающего плиту с вилкой тяги. В зависимости от этого расстояния будет изменяться амплитуда качание плиты, которую можно установить опытным путем.

Для смягчения ударов плиты при перемене направления движения служат четыре пружины.

Радиаторы испытываются гидравлическим давлением. Вода заливается в резервуар, наличие которого способствует уменьшению расхода воды, так как позволяет одним и тем же количеством воды испытать партию радиаторов.

Вода из резервуара подается в радиатор шестеренчатым насосом по трубе. Производительность насоса равна 15 л/мин. Так как в гидравлическую систему включен редукционный клапан, пружина которого отрегулирована на давление 0,5 ат (50 кН/м), то избыточное давление в магистрали не возникает. Избыток воды из редукционного клапана стекает обратно в резервуар. Таким образом, обеспечивается постоянное давление в радиаторе, соответствующее техническим условиям.

Предлагаемый стенд будет способствовать совершенствованию ремонтного производства, а, следовательно, и улучшению материального положения предприятий подобного типа [2]. Конструкцию стенда предполагается внедрить в производственный процесс ремонта мобильной техники, что снизит затраты труда при выполнении разборочно-сборочных работ и скажется на повышении производительности труда.

В комплекс включаются разного назначения машины и в зависимости от объёмов работ группируемые в парки машин с разной численностью  однотипного оборудования (экскаваторы, бульдозеры, самосвалы, краны и др). В парки включают разные типоразмеры машин (по грузоподъемности, производительности, мощности, исполнению узлов). Из-за высокой стоимости машин и больших затрат на производственную и техническую эксплуатацию структура парка  должна отвечать требованиям эффективного использования возможностей машин с обеспечением требуемой производительности, безопасности, снижения простоев и затрат.

На примере карьерного автотранспорта открытых горных работ рассмотрим возможности управления структурой парка автосамосвалов (реализацией эксплуатационных свойств некоторого количества автосамосвалов различных изготовителей, моделей, с разной наработкой), обеспечивающие эффективное использование возможностей техники, материальных и трудовых ресурсов.

Объемы добычи полезных ископаемых горнодобывающей промышленностью России постоянно растут и основной их объем на открытых работах перевозится автомобильным транспортом (до 70%). Развитие горных работ на карьерах приводит к увеличению глубины карьера и расстояния транспортирования.

Используемые в настоящее время системы автоматизации и диспетчеризации на карьерном транспорте позволяют оперативно отслеживать состояние ведения горных работ и управлять ими за счёт перераспределения транспортных средств. Например, в случае выхода из строя автосамосвалов и экскаваторов, ухудшения пропускной и провозной дорожной ситуации, изменения подготовленных к погрузке объёмов горной массы, системное программное обеспечение  (при необходимости диспетчер) позволяет выбирать решение по поддержанию производительности транспортных работ. Начиная с 2000-х годов системы компаний Micromine Pty Ltd. (Зап. Австралия), Wenco International Mining Systems Ltd., (Канада), Modular Mining Systems. Inc. (США), ООО «ВИСТ Групп» и ЗАО НПО «Союзтехноком» (Россия) и др. внедрены на крупных карьерах и позволили накопить много информации по эксплуатации автосамосвалов.

Система диспетчеризации горно-транспортного комплекса представляет собой комплекс бортового, навигационного и радиооборудования, позволяющего вести автоматизированный учёт технико–эксплуатационных показателей работы автотранспорта, диспетчерский центр, бортовых систем установленных на автосамосвалах. Бортовые системы постоянно собирают информацию: о месте нахождения автосамосвала в системе координат; пройденном пути; скорости автосамосвала; массе перевозимого груза; остатка топлива в топливном баке; наработке двигателя и других узлов. Вся собираемая информация передаётся по радиосвязи (GSМ антенна) в диспетчерский центр, где она обрабатывается и формирует базу данных за смену, сутки, месяц.

Выбор маршрута движения автосамосвала осуществляется по критерию минимума простоев автосамосвалов и максимуму производительности экскаватора.

В свою очередь, объем информации (число показателей и частота их информации) определяется поставленными задачами оперативного управления экскаваторно-автомобильным комплексом. Основными факторами, определяющими задачи оперативного управления, являются: объемы перевозок горной массы, общая потребность в погрузочно-транспортном оборудовании и др.

Предлагается использовать информацию на формирование лучшей структуры парка автосамосвалов за счёт выбора модели и определения лучшего числа машин. При изменении объёмов работ парк машин и имеющиеся в парке модели изменить за короткий период практически невозможно. Увеличение числа машин требует больших затрат и времени на их ввод в эксплуатацию. Уменьшение числа машин приведёт к потере производительности, простою неиспользуемых машин и финансовым потерям. На практике при проектировании горных работ после определения числа рабочих машин вводится коэффициент резервирования, увеличивающий автосамосвалов в парке в 1,3 …2 раза.

Сегодня разработаны модели [1] и методики [2,7] формирования парков автосамосвалов по экономическим показателям, использующие показатели работы различных типов самосвалов в течение срока их службы. Формирование парка осуществляется по минимуму затрат на эксплуатацию, владение, техническое обслуживание и ремонт и по статистическим данным наработки различных типов самосвалов на карьерах России и других стран.

В качестве улучшения предлагается также учесть, что парк машин будет использоваться в течение 5-10 лет, эксплуатироваться в условиях постоянно меняющихся маршрутов. Необходимо окончательно формировать парк с учётом критериев: показателя стабильности [6] и показателя транспортного потока, для сравнения применяемых транспортных машин [3, 4, 5].

Также  необходимо формировать парк машин не менее 2-ух производителей техники, чем обеспечивается лучшее их обслуживание и ремонт, снижается цена поставки техники и запасных частей, возрастает специализация ремонтных рабочих и машинистов.

Алгоритм формирования парка автосамосвалов (рис.1) для добывающего горного предприятия учитывает технические, технологические и производственные параметры: производительность, габариты, стоимость, показатели надежности, эксплуатационные затраты и др.

Рис. Алгоритм формирования парка карьерных автосамосвалов

Для повышения эффективности управления производственной эксплуатации предприятия на уровне структуры парка машин необходимо создание, на основе аутсорсинга, центров техники с функциями выполнения технической эксплуатации и предоставления лизинговых услуг. Благоприятные условия организации таких центров складываются в горно-добывающих кластерах Урала, Якутии, Карелии, Красноярском крае и Северо-Западного регионе (Ленинградская и Мурманская области).

Приведённые в работе предложения могут быть применимы также и к горным машинам (буровые станки, экскаваторы) и строительно–дорожной технике (бульдозеры, краны, сваезабойные машины), городскому транспорту мегаполисов и к другим видам производственной деятельности, использующих парки машин и внедряющие современные системы диспетчеризации.

Все существующие методы оценки остаточного ресурса исходят из того, что скорость коррозии есть некая постоянная величина, которая существенно не изменится за время эксплуатации в пределах назначенного срока. Между тем опыт эксплуатации нефтеперерабатывающего оборудования показывает, что скорость его коррозионного разрушения не постоянна и, в общем случае, не поддается никакому аналитическому описанию. Неизбежное чередование режимов эксплуатации, остановок и пуска существенно искажает прогнозируемую модель поведения оборудования. Каждый из этих режимов характеризуется собственным механизмом коррозионных процессов, что приводит к изменению скорости коррозионного износа, причем скорость коррозии может меняться на несколько порядков. Недооценка этой особенности может существенным образом отразиться на реальном ресурсе оборудования.

Интенсивной коррозии подвергается оборудование во время остановок на ремонт и в пусковой период (при неизбежных и временных изменениях режимных технологических параметров). Объясняется это тем, что в системе конденсируются слабые растворы HCl, коррозионная агрессивность которых усиливается в результате поглощения Н₂S из паровой фазы, а химико-технологические мероприятия в данный период отсутствуют.

Для оборудования нефтеперерабатывающих производств весьма характерным является наличие в составе технологических отложений на внутренней поверхности различных сульфидов металлов, которые образуются в результате высокотемпературной или низкотемпературной сернистой коррозии. В режиме простоя при свободном доступе кислорода и влаги эти соединения вступают в химические реакции с образованием сероводородной, сернистой, серной и политионовых кислот. Эти химические соединения обладают повышенной коррозионной агрессивностью. Могут вызывать достаточно интенсивную коррозию  углеродистых и низколегированных сталей, причем меняется характер повреждений. Низколегированные стали подвергаются неравномерной коррозии с очаговым характером повреждений, а аустенитные нержавеющие стали под действием политионовых кислот становятся чувствительны к межкристаллитной коррозии. Таким образом, стояночная коррозия приводит к изменению не только количественных показателей коррозии, но и к изменению вида коррозионного разрушения. Иногда даже за время проведения комплекса работ по техническому диагностированию оборудования его реальное состояние может измениться коренным образом.

Обращаем внимание и еще на один факт, что в период остановки установки на ремонт или в стояночном режиме технологического оборудования в связи с разностью электрохимических потенциалов и при наличии остатков влаги и других кислых сред на участке с разнородным сварным соединением аустенит+околошовная зона стали 15Х5М неизбежно будет подвергаться коррозии вплоть до сквозного разрушения.

В статье [1] были рассмотрены некоторые причины снижение работоспособности разнородных сварных соединений из сталей типа 15Х5М, 12Х2М1 с аустенитными швами и поиск технологической возможности и конкретных решений по повышению эксплуатационной надёжности таких соединений.

В данной статье на примере рассмотрим выявленный в процессе технического диагностирования дефектный участок и проведем анализ причин его разрушения.

Оборудование из углеродистой стали подвергается заметной высокотемпературной коррозии в сероводородсодержащих безводных средах при температурах выше 260°С и содержании H₂S выше 0,005%. Для защиты оборудования от высокотемпературной газовой коррозии применяются стали марок 15Х5М, Х9М, 12Х8ВФ, 15Х5. Сварка стыков трубопроводов из стали марок 15Х5М, Х9М, 12Х8ВФ, 15Х5, для обеспечения стойкости против данного вида коррозии, должна производится соответствующими электродами для данной марки стали перлитного класса в соответствии с действующей НТД.

При ремонтных работах допускается сварку кольцевых и угловых стыков технологических трубопроводов, печных змеевиков из вышеуказанных сталей производить электродами аустенитного класса в соответствии с СТО 38.17.003-2009 [2]. Ремонтные работы подразумевают временные надежные промежутки времени эксплуатации сварных соединений хотя бы до ближайшего капитального ремонта установки или на более длительное время, если это обеспечивает принятый технологический вариант сварки для данных конкретных условий эксплуатации.

При этом в процессе эксплуатации сварных соединений с аустенитными швами должна быть исключена возможность конденсации воды в период пуска в работу и остановки трубопроводов.

Для оборудования, работающего в условиях конденсации водной фазы и возможного коррозионного растрескивания, применение аустенитного варианта сварки недопустимо. Также аустенитный вариант сварки сталей не допускается для соединений элементов на следующих линиях оборудования и трубопроводов установок подготовки и первичной переработки нефти: головных погонов эвапоратора, атмосферной и стабилизационной колонн, включающих трубопроводы от верха колонн до конденсаторов-холодильников, от последних до емкостей орошения, от емкостей орошения ректификационных колонн до стабилизационной колонны, а также на трубопроводах линий орошения всех указанных колонн, дренажной воды и газов из емкостей орошения этих колонн, на линиях подщелоченной обессоленной нефти от места ввода щелочи до эвапоратора.

В процессе проведения технического диагностирования, на одном из предприятия отрасли, была выявлена недопустимая врезка перехода Ду80/50 из стали 15Х5М в магистраль трубопровода из стали 12CrMo20.5 заваренная по аустенитному варианту без последующей операции термической обработки электродами аустенитного класса марки ОЗЛ-6 со сквозным дефектом по околошовной зоне перехода Ду80/50. Конструкция врезки представлена на эскизе 1.

Эскиз 1.

На основании проведенного визуально-измерительного контроля данной врезки были выявлены следующие несоответствия:

• тип врезки не предусмотрен действующей НТД в области промышленной безопасности;
• в процессе подготовки стыка к сварке ремонтной подрядной организацией были нарушены требования по подготовке кромок стыка к сварке и сварных швов в соответствии с ГОСТ 16037 [3]. Не произведена вырезка отверстия в магистрали трубопровода Ду300 по внутреннему диаметру перехода Ду80/50, в результате чего образовался выступ на длине более 15мм по всему периметру;
• сварной шов выполнен с нарушением технологии сварки применительно к сварке электродами на высоко никелевой основе;
• угловой сварной шов выполнен с колебаниями электрода на всю ширину шва, что повлекло введение большого количества тепловой энергии в околошовную зону хромомолибденовой стали.

На основе вышесказанного можно сделать вывод, что в нашем случае в одном месте нарушились все требования к надежности сварного соединения повлекшее за собой сквозное разрушение, а именно:

• тип врезки не предусмотрен действующей НТД в области промышленной безопасности;
• в образовавшемся выступе постоянно скапливалась влага после пропарки оборудования;
• перегрев околошовной зоны повлек за собой изменение структуры металла стали 15Х5М (при сварке однородными электродами перлитного класса последующая термическая обработка стыка снимает остаточные напряжения и приводит сварной шов и околошовную зону в исходное состояние);
• разность электрохимических потенциалов на участке с разнородным сварным соединением аустенит+околошовная зона сталей 15Х5М и 12CrMo20.5 в присутствии застойной зоны привело к коррозионным процессам.

Выводы и рекомендации:

При проведении технического диагностирования и экспертизы промышленной безопасности технологического оборудования из хромомолибденовых теплоустойчивых сталей заваренных электродами аустенитного класса без термической обработки сварных соединений, необходимо учитывать вышеизложенные дефекты в разнородных сварных соединениях. Это позволит уже на стадии ознакомления с технической документацией, а также при проведении визуально-измерительного контроля сориентироваться и уточнить методы и объём дополнительного контроля основного металла и сварных соединений.

По результатам оценки технического состояния опор эстакад ряда промышленных предприятий установлено, что большая часть строительных конструкций эстакад находится в ограниченно-работоспособном, либо аварийном состоянии, т.е., не отвечают требованиям промышленной безопасности. Основным повреждением указанных конструкций являются разрушения защитных слоев бетона и значительная коррозия стальной арматуры, см. рис.1 (отдельные опоры имеют выраженные зоны коррозионного разрушения бетона ядра сечения).

Основной причиной ускоренного износа строительных конструкций эстакад являются дефекты защитного слоя [2], заложенные, как на стадии изготовления конструкции, так и вследствие нарушения норм эксплуатации (не обеспечивалось проведение профилактических работ по защите стальных и железобетонных конструкций от воздействия агрессивной воздушной среды промышленного предприятия [1], а также не учитывались  все силовые факторы, воздействующие на конструкции).

Рис.1. Характерное повреждение железобетонных конструкций эстакад

Учитывая, что величина защитного слоя отдельных, аналогично поврежденных опор, соответствовала требованию норм [2]  и проектов, для определения причин коррозионного повреждения конструкций, было произведено испытание бетона опор на водонепроницаемость. По результатам контроля установлено, что марка бетона по водонепроницаемости значительно ниже W2 (согласно [1] бетон железобетонных конструкций зданий и сооружений с агрессивными средами следует принимать марки по водонепроницаемости W4 и выше).

Указанное обстоятельство предопределило увеличенную скорость накопления коррозионного износа конструкций.

Согласно нормативному документу [1], при проектировании бетонных и железобетонных конструкций, предназначенных для эксплуатации в агрессивной среде, их коррозионную стойкость следует обеспечивать применением коррозионно-стойких материалов, добавок, повышающих коррозионную стойкость бетона и его защитную способность для стальной арматуры, снижением проницаемости бетона технологическими приемами, установлением требований к категории трещиностойкости, ширине расчетного раскрытия трещин, толщине защитного слоя бетона. В случае недостаточной эффективности названных выше мер должна быть предусмотрена защита поверхности конструкции:

- лакокрасочными покрытиями;

- оклеечной изоляцией из листовых и пленочных материалов;

- облицовкой, футеровкой или применением изделий из керамики, шлакоситалла, стекла, каменного литья, природного камня;

- штукатурными покрытиями на основе цементных, полимерных вяжущих, жидкого стекла, битума;

- уплотняющей пропиткой химически стойкими материалами.

Выводы и рекомендации:

1. Учитывая, тот факт, что полученные значения по водонепроницаемости значительно ниже марки W2 считаем необходимым, при проведении плановых ремонтов железобетонных стоек эстакад, предусматривать сплошную гидрофобизацию указанных конструкций в соответствии с требованиями нормативных документов, т.е., в качестве обработки поверхности до нанесения грунтовочного слоя под лакокрасочные покрытия.
2. Защита железобетонных конструкций от агрессивного воздействия производственной среды путем гидрофобизации, позволит значительно увеличить остаточный ресурс строительных конструкций, увеличить межремонтные интервалы и повысить уровень промышленной безопасности.

К экспертизе промышленной безопасности зданий и сооружений предъявляются такие требования как независимость и объективность, полнота и всесторонность исследований. Процесс проведения экспертизы  достаточно сложен, один из наиболее ответственных моментов это анализ имеющейся документации, как правило заключается в анализе большого объема информации о том или ином здании (сооружении): срок и условия эксплуатации, характеристика материалов, предшествующие ремонты, реконструкции объекта и т.п. Не менее ответственный момент это проведению натурных обследований, испытаниям материалов, с применением неразрушающих и разрушающих методов контроля.   За этим трудоемким процессом стоит достижение главного результата – оценка соответствия объекта, предъявляемым требованиям промышленной безопасности. Экспертное заключение оформляется в соответствии с требованиями действующих НТД и должно содержать результаты проведения обследования, их анализ,  в совокупности с выводами о том, соответствует, либо не соответствует то или иное здание (сооружение) требованиям промышленной безопасности.

Согласно Приказу [4] экспертиза промышленной безопасности зданий и сооружений проводится в следующих случаях:

•        Истечение срока эксплуатации зданий и сооружений, который установлен в проектной документации;

•        Отсутствие проектной документации, либо в проектной документации нет никаких данных относительно сроков эксплуатации зданий и сооружений;

•        После аварии на опасном производственном объекте, когда были повреждены несущие конструкции;

•        Истечение сроков безопасной эксплуатации, которые установлены заключениями экспертизы;

•        Возникновение сверхнормативных деформаций конструкций зданий и сооружений.

В данной статье хотели бы остановится на экспертизе промышленной безопасности зданий и сооружений после аварии, когда были повреждены несущие конструкции.

Несмотря на возросший, в последние десятилетия,  уровень безопасности на предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, данная отрасль все еще являются одной из главных источников пожаро- и взрывоопасности в промышленном секторе.

При этом особенностью техногенных аварий являются так называемые «углеводородные пожары», который по сравнению с рассматриваемыми нормами (ГОСТ 30247.0-94, [1]) более «легкими» (по условиям температурного воздействия) «целлюлозными пожарами» характеризуются стремительным ростом температуры – ~950°С в течение первых 5 минут и ~1105°C в течение 1 часа.

Вместе с тем на многих предприятиях нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности, вводимых в эксплуатацию более полувека назад, модернизация затрагивала преимущественно технологическую часть. Строительные конструкции реконструкция затрагивает в меньшей степени, а качеству ремонтных работ, в случае незначительных повреждений, не уделяется должного внимания. В результате чего большой объем строительных конструкций имеет повреждения, снижающие их эксплуатационные параметры, что подтверждается результатами экспертиз промышленной безопасности строительных объектов.

Наличие таких повреждений железобетонных конструкций, как повреждения защитных слоев бетона с частичным оголением арматуры существенно не влияют на несущую способность конструкций и зачастую данные повреждения не устраняются в течение длительного времени, до тех пор, пока коррозионные повреждения не будут влиять на обеспечение работоспособности конструкций.

Однако, в случае возникновения пожаров, в особенности углеводородных, данные повреждения являются критическими. Температурные воздействия ~1000°C на незащищенную рабочую арматуру несущих железобетонных конструкций приводят к значительному снижению ее прочности [2], и соответственно являются причинами разрушений железобетонных конструктивных элементов имеющих достаточно высокую огнестойкость в проектом, бездефектном, состоянии.

В рамках проведения экспертиз промышленной безопасности после технологических аварий на ряде предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности было проанализировано техническое состояние несущих железобетонных конструкций  располагаемых в  зонах инцидентов.

По результатам анализа установлено, что большинство конструкций, потерявших несущую способность в процессе инцидента, имели разрушения защитных слоев бетона, сформированные до пожара, а также были восстановлены при ранее проведенных ремонтных работах некачественными ремонтными составами,  либо с нарушением технологии (при температурном воздействии ремонтные составы быстро теряли адгезию с «основным бетоном» конструкций, вследствие чего оголялась арматура). Деформация арматуры в зоне поврежденного защитного слоя бетона после пожара показана на рис.1.

Рис.1 Фрагмент балки перекрытия в зоне повреждения арматуры

Выводы и рекомендации на основании полученных результатов:

1. Для обеспечения надежности и долговечности железобетонных строительных конструкций промышленно опасных объектов рекомендуется своевременно устранять (восстанавливать) повреждения защитных слоев бетона. Как видно из примеров даже незначительное повреждение конструкции может привести в случае аварии к серьезным разрушениям зданий и сооружений.
2. Ремонтно-восстановительные работы вести в соответствии с рекомендациями экспертов используя материалы и технологии,  обеспечивающие высокую адгезию ремонтных составов с «основным» бетоном конструкции, а также предусматривающие нейтрализацию коррозионных процессов арматуры.

Своевременное выполнение указанных ремонтно-восстановительных работ значительно повысит безопасность объектов в случае возникновения пожаров и существенно снизит затраты на восстановление после инцидентов.

Внедрение нового информационно-диагностического оборудования в систему “человек–горная машина–среда” современных экскаваторов позволяет улучшить качество управления и повысить уровень контроля над основными механизмами, такими как: напорный, подъема ковша, торможения, и др. Экскаваторы, эксплуатируемые на карьерах и разрезах, обладают электромеханическими системами большой единичной мощности и значительными габаритами, поэтому с внедрением нового оборудования, происходит повышение и требований к машинистам экскаваторов. Современный машинист, взаимодействуя с техническими системами должен, кроме управления в сложных горнотехнических условиях, также контролировать систему показателей внутренних систем и визуально контролировать рабочий цикл экскавации и погрузки горной массы в транспортное средство [1, 2, 3, 4, 5].

Для адаптации  машинистов (операторов) с малым опытом работы, во время обучения используются  современные тренажеры и программы, которые имитируют на экране рабочий цикл по экскавации горной массы. Современные учебно-тренировочные устройства способствуют закреплению теоретических знаний и повышению навыков управления  экскаватором [6].

После прохождения обучения, машинист (оператор) в соответствии с требованиями по эксплуатации должен пройти стажировку под руководством опытного машиниста экскаватора (продолжительностью от 2 до 5 смен) [7].

Основанием данной работы послужило сопоставление результатов приводимых исследований представленных в работах [1, 8, 9]  (табл. 1) с оценками уровня подготовки операторов после обучения, рассчитанные в работах [10, 11] (табл. 2), где P_глоб. – оценки уровня подготовки,

Результаты работ (табл.1, табл.2) соотнесены на рисунке.

Таблица 1. Значения коэффициентов определяющих  эффективность эксплуатации  и управления карьерных экскаваторов

Таблица 2. Результаты  оценок деятельности операторов

Рисунок. Соотношение уровней подготовки со значениями коэффициентов деятельности операторов

На основе анализа (табл.1), уровня подготовки (табл.2) и их сопоставления на рис., можно сделать вывод, что достаточный уровень подготовки соответствует стажу машиниста меньше года и допустим только к решению типовых задач. Тогда как высокий уровень подготовки соответствует стажу 5-10 лет. Такие специалисты могут выполнять различные технические задачи и нести ответственность за их выполнение. Данный уровень достигается при условии, что работник имеет большой наработанный опыт при выполнении типовых задач, а также имеет опыт работы на технических системах меньшей мощности.

Это подтверждает требование руководства по эксплуатации карьерных экскаваторов большой единичной мощности (более 15 м³), что машинист должен иметь опыт работы на подобном оборудовании с вместимостью ковша более 4 м³ не менее 5 лет, перед управлением экскаватором большой единичной мощности [12, 13].

Таким образом, сопоставление коэффициентов квалификации машиниста с уровнем подготовки позволяет соотнести уровень подготовки специалиста с его эффективностью, стажем, умением управлять экскаватором, но и определить его место в производственном процессе.

Если молния попадет прямо в здание, затронет его коммуникации (трубопроводы, кабели, электрические линии и проч.)‚ то последствия
могут быть разрушительными. Самым безобидным может быть поломка оборудования, однако возможно и возгорание объекта, которое повлечет за собой гибель людей. Для того чтобы гарантировать энергетическую и пожарную безопасность зданий, необходимо уделить особое внимание молниезащите . Этот элемент безопасности занимает важное место в планировании и организации инженерных систем.

Наиболее опасной молния может стать для таких объектов, как нефте- и газопромышленные предприятия, АЗС, жилые и офисные здания. Именно там наиболее остро стоит проблема пожарной безопасности. В офисных и жилых помещениях есть вероятность поражения человека током ударившей молнии. Стоит отметить, что понятие молниезащиты невозможно рассматривать отдельно от элементов системы заземления. Если говорить о создании проекта и монтаже новой системы МЗ, а не о модернизации или обновлении старой, то необходимо ответственно подойти к вопросу об устройствах системы заземления объектов.

Молниезащита подразделяется на внешнюю и внутреннюю. Внешняя молиезащита – это система, главной задачей которой является перехват молнии и отвод ее в земную поверхность или в систему заземления по специальным токоотводам. Там разрушительная энергия молнии безопасно рассеется, и последствия удара молнии для объекта будут незначительными. Система внешней защиты включает в себя молниеприемник, токоотводы и заземление. 

Рисунок 1. Молниеприемник.

Внутренняя же молниезащита – это способ защиты устройств от импульсных перенапряжений в сети, которые могут возникнуть под воздействием молнии. Причем импульсные перенапряжения могут быть вызваны как прямыми так и непрямым ударом молнии. В совокупность элементов внутренней молниезащиты входят различные грозоразрядники, которые устанавливаются на компьютеры, телефоны, телевизоры, охранные системы и так далее. Все эти устройства очень уязвимы при ударах молнии, поэтому их необходимо обезопасить.

Рисунок 2. Грозоразрядник.

Стоит отметить, что защита объектов будет эффективной только в том случае, если внешняя и внутренняя молниезащиты применяются одновременно. Это взаимодополняемые элементы системы безопасности, которыми не стоит пренебрегать.

В нашей стране существуют нормативные документы, которые регламентируют требования к системам молниезащиты объектов. Это СО
153-34.21. 122, ПУЭ и РД 34.21.122-87. А для случаев, непредусмотренных нормами, в наше время применяют специальные компьютерные программы. Они позволяют точно рассчитать вероятность удара молнии в любой объект, даже самой сложной конфигурации.

Для обеспечения полной защиты объектов необходимо использовать только проверенное сертифицированное оборудование, все работы должны выполняться квалифицированными специалистами. Мы сможем выполнить работы по созданию проектов молниезащиты четко в установленные сроки и в соответствии с нормативным законодательством страны. Оборудование, которое поставляет наша компания, имеет сертификаты соответствия нормам и требованиям. Все работы по монтажу и отладке систем молниезащиты у нас проводят высококвалифицированные специалисты, имеющие дипломы о профильном образовании и необходимые уровни допуска.

Хочется отметить, чтобы избавить Вас от опасений, что оборудование систем молниезащиты не отразится пагубно на внешнем
облике объектов. Напротив, устройства защиты придадут зданию более надежный и солидныи вид, все окружающие это точно оценят.

Необходимость установки систем заземления.

Электрическая энергия — это ежедневная необходимость современной жизни. Нет ни одного здания, будь то промышленный объект, коммерческое предприятие, офисные помещения или жилой дом, где нет многочисленных устройств, работающих благодаря электроэнергии. Очевидно, что в определенные моменты любой электроприбор может стать опасным, именно для этого организуются системы заземления. Это поможет гарантировать обезопасность людей и их имущества.

Металлические элементы любых устройств работающих на электричестве, не должны находиться под напряжением. Однако возникают ситуации, последствием которых может стать прямой контакт электрического напряжения с элементами электроустановок. Тогда может появиться опасность поражения человека электротоком. Степень опасности может быть разной: человек может получить неприятный удар током, ожог какого-либо участка тела, вплоть до летального исхода. Все эти проблемы могут возникнуть вследствие простого нарушения системы изоляции проводов из-за скачка напряжения или резкого увеличения силы тока.

При организации промышленного производства необходимым этапом становится установка заземления. Это прописано также и в правилах
устройства электроустановок: без установки систем заземления объект не может быть запущен в эксплуатацию. Стоит помнить, что безопасность – в Ваших руках, и стоит позаботиться о ее обеспечении заранее, до наступления первых проблем.

Основные требования к системам, их расчет и монтаж.

Сопротивление сетевого оборудования объектов – это основной параметр, который учитывается при расчетах каждого контура системы заземления.

Требования к системам заземления стандартны, прописаны в нормативных актах, однако некоторые устройства объекта кардинально отличаются от стандартов. Тогда нужно применять индивидуальные параметры к расчетам и проектам систем.

Рассмотрим показатели минимального сопротивления заземления различных
объектов:
- жилые дома, квартиры, офисы (бытовое заземление) — до 1 Ома;
- локальные компьютерные сети, устройства систем телекоммуникации, промышленное оборудование – от 2 до -2 Ом;
- стандартная защита объектов от ударов молнии — до 10 Ом;

Для грамотного планирования и установки заземления нужно учесть ряд функций, обязательных для выполнения:
- обеспечить безопасность людей, защитить их от поражения током в условиях нарушения изоляции токоподающих сетей;
- защитить все устройства, независимо от их вида;
- осуществить монтаж заземления прямо в грунт, учесть при этом все показатели сопротивления почвы и проводимости тока.

Стоимость услуг, гарантии.

Стоимость услуг по заземлению не постоянна, она напрямую зависит от стоимости материалов, необходимых для проведения работ и подключения заземления, а стоимость последнего колеблется в зависимости от:
- требуемого сопротивления для каждого конкретного объекта;
- характеристик почвы, где будет установлена система (глина, песок, чернозем и т.д.)

Для работ будут закуплены необходимые материалы, индивидуально подобранные для каждого объекта.

Также не стоит забывать и об оформлении соответствующих документов: паспорта заземления, исполнительной схемы и протокола.

После проведения анализа Вашего объекта и составления плана работ можно будет с точностью назвать стоимость услуги по заземлению.

Чтобы  предостеречь Вас: не нужно экономить на заземлении и пренебрегать им, поэтому что это — Ваша безопасность. При замене
качественных материалов на более дешевые может остановиться вся работа системы заземления, а вследствие этого могут возникнуть угроза жизни людей и поломки оборудования. То есть первым делом нужно думать об особенностях системы заземления, а уже потом о стоимости оборудования, ведь жизнь и безопасность Вас и окружающих, несомненно, бесценна!

1 – первичная обмотка, 2 – вторичная обмотка, 3 – сердечник магнитопровода, 4 – ярмо магнитопровода

Рисунок 1. Устройство силового трансформатора

Зачастую, это тонкие листы ферромагнитного материала, которые укладываются таким образом, чтобы форма стержней под обмотками в сечении была кругообразной. Для повышения КПД электроустройства и снижения потерь, такие листы перекрывают стыки между отдельно взятыми пластинками. Обмотка силового трансформатора изготавливается, главным образом, из медного провода с круглым сечением. Отдельно взятый виток изолирован как от магнитопровода, так и от близлежащих витков. Для циркулирования системы охлаждения, между обмотками и отдельно взятыми ее слоями рассчитаны технические пустоты. Силовой трансформатор имеет как минимум две обмотки: первичную (на нее подается переменный ток) и вторичную (ток снимается после повышения или понижения его напряжения)[1].

Преобладающее количество силовых трансформаторов энергосистем Казахстана было введено в эксплуатацию в конце 90-х годов XX вв. На сегодняшний день накоплен огромный опыт эксплуатирования, позволяющий проанализировать и предоставить рекомендации по повышению благонадежности функционирования силовых трансформаторов, что и является целью данной статьи.

Силовой трансформатор является в электросистеме одним из наиважнейших элементов, специфицирующих высоконадежность энергоснабжения. Его способность переносить надлежащую нагрузку находится в зависимости от техсостояния отдельных узлов.

Отклонение в работе крупного силового трансформатора может привести к сбою в электросистеме с крупномасштабными последствиями. На сегодняшний день положение в казахстанской энергетике обуславливается некоторыми особенностями, разъясняющими обостренное внимание к высоконадежности работы оборудования электросистем, и в том числе силовых трансформаторов[2].

Обеспечение высоконадёжной, безаварийной работы силовых трансформаторов целесообразно, в значительной мере, во избежание аварийных ситуаций, таких как, пожары из-за серьезных неисправностей трансформатора или течи масла. На функционирование силового трансформатора оказывают влияние, как непредусмотренные режимы работы электросистемы, так и сильные внешние воздействия (тепловое воздействие перегрузок, солнечная радиация, коммутационные и грозовые перенапряжения, качество тока сети, повышение рабочего напряжения).

На сегодняшний день в соответствии с действующими ГОСТ для силовых трансформаторов, введенных в эксплуатацию до 1 января 2009 г., установлен срок службы не менее 30 лет, для силовых трансформаторов, введенных в эксплуатацию после 1 января 2009 г., — не менее 35 лет[3].

Наиважнейшим вопросом для определения степени необходимости и обоснованности последующего эксплуатирования силового трансформатора или согласования решения о выводе его из эксплуатирования и переустановке является определение техсостояния с оценкой предаварийного состояния, которая должна брать за основу взаимосоответствующие критерии.

Базисные элементы силового трансформатора, предопределяющие его предаварийное состояние, — обмотки и магнитопровод. Второстепенные элементы: клеммы и вводы, стабилизирующая система, переключатели ответвлений, система охлаждения масла, фильтры, двигатели маслонасосов и др. при обнаружении дефектов должны подлежать переустановке или замене, без замены самого трансформатора[4].

Жизненный процесс силового трансформатора представляет из себя ряд систематичных и коррелирующихся временных этапов: разрабатывание, проектировка, конструирование, транспортирование, электромонтаж, эксплуатирование и утилизация. Несомненно, что возникновение дефектов возможно на каждом из этапов. Говоря к примеру, на стадии разрабатывания могут быть допущены просчеты каких-либо особенностей эксплуатирования (глинистые грунты с повышенным содержанием минеральных солей, предполагающие повышенную частоту грозовых разрядов), инженерные просчеты, общепроизводственные дефекты и т. д[5].

Анализ вывода из строя силовых трансформаторов, эксплуатируемых на предприятиях электросетей, раскрывает, что основными причинами технических сбоев являются течи и упуск масла из трансформатора из-за нарушения сварных соединений и резиновых уплотнений, недостаточная стойкость при коротком замыкании, пробой и износ изоляции обмоток, нарушения в работе регулирования под нагрузкой.

Разнообразность дефектов, которые обнаруживаются в силовом трансформаторе, не обходится без большого числа методов контроля их техсостояния. Контролирование во время работы без отсоединения от сети раскрывает ряд непромедлительных дефектов, особенно если оно ведется безостановочно. Такое контролирование позволяет поддерживать высоконадежность эксплуатирования и избежать непредвиденных выходов из строя с непоправимыми последствиями.

Разумеется, для обнаружения многих дефектов нередко требуется специальная и дорогостоящая аппаратура, но все же расходы на нее всегда окупаются эффективным контролированием техсостояния силового трансформатора.

Регулярные внешние техосмотры силовых трансформаторов проводятся для благовременного выявления и устранения поврежденностей, которые могут привести к существенным ущербам. При внешнем техосмотре проводят: осмотр состояния ошиновки и электрокабелей, внешнего состояния бака, отсутствия маслотечи; уровня, температуры и цвета масла в расширителе, состояние заземлителей, отсутствие трещин и сколов на изоляторах выводов, наклон крышки трансформатора и масляного компрессора. Крышка силового трансформатора должна иметь наклон по направлению к газовому датчику-реле не менее 1,0–1,5 % (см. Рисунок 2), а масляный компрессор от силового трансформатора к расширителю – не менее 3 %.

Б – бак, РГ – газовое реле, Р – рейка, У – уровень

Рисунок 2. Проверка установки силового трансформатора

Наклон крышки силового трансформатора устанавливают с помощью рейки и измерительных инструментов. Рейка одним концом упирается на край крышки у входа масляного компрессора, а другим концом с помощью прокладок поднимается до горизонтального положения, сверяемый уровнем. Наклон крышки в процентах рассчитывается по формуле:

где l – длина рейки, см;

h – высота прокладок, см.

Так как большинство вариаций исполнения силовых трансформаторов имеют большую массу, на место монтажа их доставляют на спецтранспортных платформах уже в собранном готовом к подключению виде.

Силовые трансформаторы монтируются на специальной площадке, либо в предназначенном для этого помещении. При массе силового трансформатора до 2 тонн монтаж производится на фундамент, а корпус непременно заземляют.

Перед установкой силовой трансформатор подвергают контрольным испытаниям, в ходе которых вычисляется коэффициент трансформации, тестируется качество всех подключений, испытывается изоляция повышенным напряжением, проводится контроль качества масла.

Перед монтажом трансформатор, как правило, тщательно осматривают. В первую очередь, нужно обратить особое внимание на наличие маслотечи, произвести контроль техсостояния изоляторов, соединений контактов.

После ввода в эксплуатирование нужно периодично проводить измерение температуры нагрева специальными стеклянными термометрами. Температура должна быть не более 90 градусов.

Более того, для предотвращения ЧС при эксплуатировании силового трансформатора нужно периодично производить замеры нагрузки. Это позволяет собрать информацию о перекосах фаз, искажающих напряжение питания. Техосмотр силового трансформатора проводится 2 раза в год. Периоды техосмотра могут изменяться в зависимости от техсостояния устройства.

Система мероприятий по оценке техсостояния силового трансформатора и определения его функциональности включает безостановочный и периодичный контроль диагностических показателей и обстоятельные обследования в отключенном состоянии.

Оптимальный объем диагностики и комплекс утвержденных методов контролирования техсостояния силового трансформатора зависят как от ответственности объекта контроля, важности данного трансформатора для функционирования электросети или электростанции в целом, так и от возможностей организации-заказчика, проводящей диагностику. Преимущественными возможностями пользуются высокоспециализированные организации, имеющие национальный или региональный охват.

Наиболее прогрессирующий подход к оценке техсостояния силовых трансформаторов, отталкивающийся от концепции стратегии бережности, отражен в комплексе Универсальной электротехнической лаборатории «АНГСТРЕМ-3» (г. Петропавловск) [6].

Основой этой комплексной методики определения техсостояния силовых трансформаторов послужили принципы моделей вероятностных дефектов.

Обычно не прибегают к сравнению измеренных показателей с результатами предыдущих или исходных измерений, а оценивается техсостояние трансформатора в настоящий момент. При помощи этой методики реализуется переход от диагностического обслуживания к системам технического обслуживания силовых трансформаторов по фактичному техсостоянию и по обоснованной высоконадежности.

Методика допускает возможность широкого внедрения различных видов непрерывного контролирования:

- газообразных веществ, выделяющихся в масле (с утвержденной системой обработки результатов анализа);

- относительного влагосодержания масла (с утвержденной системой);

- частичных разрядов (электродатчиками, с оценкой опасности сбоя);

- диэлектрометрических характеристик вводов высокого напряжения;

- акустических спектров (определение распрессовки электрообмоток и магнитопровода);

- характеристик спецустройства регулирования напряжения под нагрузкой (электропотребление привода, момент сопротивления на валу, виброакустические показатели).

Анализ опыта эксплуатирования и дефектности силовых трансформаторов, применяемых на электростанциях и подстанциях, раскрывает, что для достижения практических результатов необходимо периодически проводить комплекс общетеоретических и лабораторных исследований, а также разработать методы и критерии. Каждый существующий метод имеет свои преимущества и недостатки, однако при правильном соблюдении диагностической работы, результаты сходятся, находя дефекты и их вероятные источники.