ветхие тепловые сети это
Ветхие тепловые сети это
Методические рекомендации по определению технического состояния систем теплоснабжения, горячего водоснабжения, холодного водоснабжения и водоотведения
1. Общие положения
1.2. Техническое освидетельствование трубопроводов проводится лицом или группой лиц, ответственными за их исправное состояние и безопасную эксплуатацию.
1.3. На основе настоящих Рекомендаций теплоэнергетические предприятия составляют стандарт организации, либо местные инструкции по техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей с учетом особенностей и конкретных условий эксплуатации.
1.4. Техническое диагностирование трубопроводов III категории, отработавших расчетный срок службы, осуществляется по программам, согласованным с территориальными органами Ростехнадзора.
1.5. В настоящих Рекомендациях применяются следующие термины и их определения:
2. Рекомендации по проведению технического освидетельствования трубопроводов
2.1. Трубопроводы подвергаются техническому освидетельствованию с целью определения их технического состояния, а также определения категорий трубопроводов и рабочих параметров паровых и водяных тепловых сетей в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды, утвержденных постановлением Федерального горного и промышленного надзора России от 11 июня 2003 года N 90 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 18 июня 2003 года, регистрационный N 4719; Российская газета, 2003 N 120/1) [2] и определения возможности их дальнейшей эксплуатации.
2.2. Категория трубопровода, определяемая по рабочим параметрам транспортируемой среды на входе в него (при отсутствии на нем устройств, изменяющих эти параметры), относится ко всему трубопроводу, независимо от его протяженности, и указывается в проектной документации и паспорте трубопровода.
2.4. Наружный осмотр трубопроводов может производиться без снятия изоляции или со снятием изоляции.
Наружный осмотр трубопроводов, производимый без снятия изоляции, имеет целью проверку: отсутствия видимой течи из трубопровода и защемления трубопровода в компенсаторах (для теплоснабжения), в местах прохода трубопровода через стенки камер, площадки, состояния подвижных и неподвижных опор.
Наружный осмотр трубопроводов, производимый со снятием изоляции, имеет целью выявление изменений формы трубопровода, поверхностных дефектов в основном металле трубопровода и сварных соединениях, образовавшихся в процессе эксплуатации (трещин всех видов и направлений, коррозионного износа поверхностей), и включает визуальный и измерительный контроль.
Решение о необходимости снятия изоляции и проведения измерительного контроля, а также его объемах принимает лицо, ответственное за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода.
Другие критерии, определяющие периодичность проверки трубопроводов со снятием изоляции и/или раскопки, в том числе с вскрытием проходных и непроходных каналов описаны в настоящих Рекомендациях.
2.5. Техническое освидетельствование при наружном осмотре в процессе эксплуатации трубопроводов проводится лицом, ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов, со следующей периодичностью:
— не реже одного раза в год (за исключением особых случаев);
— не реже одного раза в полгода для сетей холодного водоснабжения, диаметром от 600 мм и более;
— не реже одного раза в полгода для сетей водоотведения (напорных), диаметром от 800 мм и более;
— не реже одного раза в полгода для паровых и водяных сетей всех стандартных диаметров;
— упреждающие локальные наружные осмотры сетей (мест подземной прокладки сетей) в местах проведения мероприятий подразумевающих массовые скопления людей. Об указанных мероприятиях органы местного самоуправления уведомляют эксплуатирующую организацию не менее чем за 7 календарных дней до даты их проведения;
Наружный осмотр трубопроводов холодного водоснабжения и напорных трубопроводов канализации после ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопроводов после нахождения их в состоянии консервации свыше 6 месяцев производится с обязательной проверкой запорно-регулирующей арматуры в колодцах и камерах (задвижки: отсекающие, связи, выпускные, сливные).
2.6. Зарегистрированные в органах Ростехнадзора трубопроводы тепловых сетей подвергаются:
— наружному осмотру и гидравлическому испытанию перед пуском вновь смонтированного трубопровода (наружный осмотр в этом случае производится до нанесения изоляции и включает визуальный и измерительный контроль), после ремонта, связанного со сваркой, а также при пуске трубопровода после нахождения в состоянии консервации свыше двух лет;
— наружному осмотру не реже одного раза в три года.
2.7. Наружный осмотр в процессе работы трубопроводов тепловых сетей в недоступных для осмотра местах (при прокладке в непроходных каналах, бесканальной прокладке) рекомендуется осуществлять путем осмотра трубопроводов в пределах камер и смотровых колодцев без снятия изоляции. Наружный осмотр таких трубопроводов, включающий визуальный и (по решению лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода) измерительный контроль, с вскрытием грунта и снятием изоляции должен производиться при обнаружении течи или парения из трубопровода, нерасчетных смещений трубопровода, разрушения или увлажнения изоляции и других дефектов.
Для обнаружения дефектов трубопроводов косвенными методами рекомендуется использовать современные методы неразрушающего контроля состояния трубопроводов тепловых сетей: инфракрасная техника, акустические и ультразвуковые течеискатели, методы корреляции, магнитные методы, методы акустической эмиссии, вихретоковые методы, длинноволновые ультразвуковые методы и другие.
2.8. При снятии тепловой изоляции и наружном осмотре трубопроводов следует руководствоваться Методическими указаниями по проведению шурфовок в тепловых сетях, разработанных ПО «Союзтехэнерго» 16 декабря 1986 года [8].
2.10. Перед первичным техническим освидетельствованием проверяется:
— регистрационный номер трубопровода, записанный в паспорте;
— наличие приказа о назначении лица, ответственного за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопровода, а также наличие аттестованного обслуживающего персонала;
— наличие инструкции по пуску и обслуживанию трубопровода;
— наличие паспорта трубопровода с основными данными;
— наличие должностной инструкции лица, ответственного за ведение технической документации и паспортизации.
2.11. Осмотр водопроводных сетей и колодцев осуществляется с обязательными замерами загазованности колодцев, обязательной вентиляции колодцев в ключевых камерах с задвижками и осушением камер, в случае наличия в них воды.
2.12. Осмотр канализационных напорных сетей и колодцев осуществляется с обязательными замерами загазованности колодцев, обязательной вентиляции колодцев в ключевых камерах с задвижками и осушением камер, в случае наличия в них воды.
2.13. Осмотр запорно-регулирующей арматуры в камерах и (или) колодцах с прокруткой задвижек осуществляется в соответствии с рекомендациями заводов-изготовителей, но не реже чем 1 раз в 2 года для отсекающих и 1 раз в 3 года для задвижек на связках.
2.14. Осмотр сетей, проложенных под землей (в грунтах, в непроходных каналах), осуществляется обходчиками по поверхности. Осмотр заключается в установлении отсутствия фактов провалов грунта, котлованов, нетипичного подтопления, парения (не замерзающие локальные участки земли над теплотрассами или трассами теплоснабжения в зимний период), отсутствия воды в колодцах (для водоснабжения и водоотведения).
3. Подготовка трубопроводов к наружному осмотру
3.1. Подготовка трубопроводов к наружному осмотру выполняется предприятием-владельцем или организацией, эксплуатирующей тепловые сети.
3.2. Трубопроводы холодного водоснабжения и водоотведения могут подвергаться наружному осмотру, в том числе толщинометрии, без отключения.
3.3. Вскрытие непроходных каналов и бесканальной прокладки для наружного осмотра трубопроводов производится, в первую очередь, в местах, где присутствуют признаки опасности наружной коррозии трубопроводов, в соответствии с Типовой инструкцией по защите трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии РД 153-34.0-20.518-2003, утвержденной приказом Государственного комитета Российской Федерации по строительству и жилищно-коммунальному комплексу от 29 ноября 2002 года N 284, и распоряжением Департамента энергетического надзора, лицензирования и энергоэффективности Министерства энергетики Российской Федерации от 5 февраля 2003 года N 5-р [9] (Москва, Издательство «Новости теплоснабжения», 2002).
Для тепловых сетей подземной прокладки, проложенных в каналах, признаками опасности наружной коррозии трубопроводов являются:
— наличие воды в канале или занос канала грунтом, когда вода или грунт достигают изоляционного слоя;
— увлажнение теплоизоляционной конструкции капельной влагой с перекрытия канала или влагой, стекающей по щитовой опоре;
— наличие на поверхности труб следов коррозии в виде язв или пятен с продуктами коррозии на отдельных участках поверхности металла труб.
Для подземных тепловых сетей канальной прокладки при наличии в канале воды или грунта, достигающих изоляционной конструкции, наличие опасного влияния постоянного или переменного блуждающего тока увеличивает скорость коррозии наружной поверхности труб.
Раскопки для осмотра трубопровода производятся, в первую очередь, в местах просадки почвы и (или) подтопления близлежащих строений.
Износ и повреждение тепловых сетей. Решение проблемы качества и надежности энергоснабжения
Wear and Damage of Heating Networks. Solving the Problem of Energy Supply Quality and Reliability
A.S. Gorshkov, Candidate of Engineering, Chief Specialist at AO «Gazprom promgaz», P. P. Rymkevich, Candidate of Engineering, Physics Department Professor at FSBHEI HPE «Military Space Academy named after A.F. Mozhayskiy» of the Ministry of Defense of the Russian Federation
Keywords: district heating system, heating, hot water supply, heating networks, pipelines, defects, damages, physical wear, service life of heating networks, heat supply reliability, fail-free operation probability
After definition of the main characteristics of a district heat supply system that ensure its quality and safety (beginning of the article is available in «Energy Saving» magazine No. 4, 2019), we will move on to review of a mathematical model of damage accumulation built on the basis of the analysis of existing models of physical wear of heat networks’ pipelines and equipment, as well as probability of their fault-free operation. The presented models allows for quality description of damage accumulation process in heating networks in the course of their operation.
Определив основные характеристики состояния системы централизованного теплоснабжения, при которых обеспечиваются ее качество и безопасность, перейдем к рассмотрению математической модели накопления повреждений, созданной на основании анализа существующих моделей физического износа трубопроводов и оборудования тепловых сетей, а также вероятности их безотказной работы. Представленная модель позволяет качественно описать процесс накопления повреждений в тепловых сетях по мере их эксплуатации.
Износ и повреждение тепловых сетей. Решение проблемы качества и надежности энергоснабжения
А. С. Горшков, канд. техн. наук, главный специалист АО «Газпром промгаз»
П. П. Рымкевич, доктор техн. наук, профессор кафедры физики ФГБВОУ ВО «Военно-космическая академия им. А. Ф. Можайского» Министерства обороны Российской Федерации
Определив 1 основные характеристики состояния системы централизованного теплоснабжения, при которых обеспечиваются ее качество и безопасность, перейдем к рассмотрению математической модели накопления повреждений, созданной на основании анализа существующих моделей физического износа трубопроводов и оборудования тепловых сетей, а также вероятности их безотказной работы. Представленная модель позволяет качественно описать процесс накопления повреждений в тепловых сетях по мере их эксплуатации.
Для описания процесса накопления повреждений в теплопроводах тепловых сетей введем следующие начальные допущения:
1. Проектирование тепловых сетей выполнено в соответствии с требованиями действующих нормативных документов (стандартов и сводов правил).
2. Строительство тепловых сетей осуществлено в соответствии с требованиями проектной документации.
3. При поставке на строительную площадку трубопроводы тепловых сетей могут иметь незначительные дефекты и повреждения, которые соответствуют техническим условиям на продукцию, то есть они имеют запас по надежности, но несколько пониженный по сравнению с трубопроводами, которые не имеют в своем составе дефектов и повреждений.
4. При монтаже тепловых сетей были допущены некоторые дефекты, влияние которых на надежность теплоснабжения в начальный момент времени незначительно.
Примечание. Введение допущений 3 и 4 обусловлено тем, что при значительной поставке изделий на строительную площадку, а также при их монтаже невозможно в полной мере обеспечить соответствие поставляемых изделий и производство работ при их монтаже нормативным требованиям. Наличие аварий на начальной стадии эксплуатации тепловых сетей свидетельствует о допустимости подобного утверждения. Последнее означает, что в начальный момент эксплуатации сетей степень их физического износа имеет некоторое отличное от нулевого значение (dнач). В существующих моделях данные допущения, как правило, не используются.
5. По мере эксплуатации тепловых сетей повреждения в результате физического износа накапливаются.
6. Скорость накопления повреждений со временем d’t пропорциональна их количеству dt.
В этом случае модель накопления повреждений в тепловых сетях со временем будет выглядеть следующим образом:
где d‘t – скорость накопления повреждений;
k – коэффициент накопления повреждений;
dt – количество повреждений.
Решением уравнения (1′) является следующее выражение:
где dt, k – то же, что и в уравнении (1′);
dнач – начальный уровень повреждений, численно равный количеству дефектов (или дефектных участков тепловых сетей), допущенных при монтаже трубопроводов и оборудования;
Значение коэффициента накопления повреждений k зависит от диаметров трубопроводов, толщины слоя изоляции, условий и режимов эксплуатации тепловых сетей и в общем случае может быть установлено на основании анализа данных статистики отказов.
В этой связи введем ряд дополнительных допущений, а именно примем, что:
7. По мере накопления повреждений коэффициент запаса по надежности тепловых сетей уменьшается, а степень их физического износа возрастает.
8. Степень физического износа тепловых сетей пропорциональна количеству повреждений в них.
9. Количество повреждений ограничено некоторым критическим их уровнем dкр, при котором вероятность возникновения аварийной ситуации достигает максимума.
10. При количестве повреждений dкр физический износ достигает максимально допустимого значения, при котором состояние трубопроводов тепловых сетей достигает аварийного уровня.
С учетом принятых допущений модель физического износа тепловых сетей может быть описана уравнением (1) (см. Формулы), решением которого является уравнение (2). После ряда преобразований уравнение (2) можно представить в виде (3).
 |
Анализ модели накопления повреждений
Уравнение (2) называется логистическим, а описываемая им функция – сигмоидой (рис. 1). Из рис. 1 видно, что рассматриваемая модель накопления количества повреждений близка к асимптотически нормальному распределению. Если вероятность отказов в тепловых сетях (ωi) сопоставить с количеством накопленных в них со временем повреждений (dt), то графики функций, представленные на рис. 2 и 1 (см. синие линии), качественно совпадут. В этой связи рассматриваемая в работе модель может представлять практический интерес.
 |
Анализ уравнения (2) показывает следующие закономерности:
Из анализа уравнения (2) также следует, что при постоянном коэффициенте накопления повреждений k физический износ зависит от начального уровня дефектов в тепловой сети dнач (рис. 2): чем меньше dнач, тем быстрее система достигает критического значения количественной меры накопленных повреждений dкр.
С достаточной степенью достоверности можно считать, что начальный уровень дефектов трубопроводов и оборудования тепловых сетей dнач не превышает 3 %.
 |
На начальном этапе эксплуатации тепловых сетей повреждения могут быть обусловлены дефектами, допущенными при монтаже трубопроводов и оборудования. И чем больше таких дефектов допущено, тем более интенсивный, согласно уравнению (3), будет наблюдаться рост накопления повреждений. Далее к повреждениям, обусловленным дефектами, допущенными при монтаже, будут добавляться повреждения, обусловленные старением, износом и внешними неблагоприятными воздействиями. Со временем незначительные повреждения на локальных участках тепловой сети могут объединяться в группы и становиться более значимыми. На графике накопления дефектов это обстоятельство отражается в виде увеличения угла наклона кривой к оси абсцисс (рис. 1). При достижении критического уровня количества повреждений в сети dкр, характеризующего исчерпание запаса надежности теплопровода, значительно возрастает риск развития аварийной ситуации. При этом развитие аварии является вероятностным событием, так как зависит от множества факторов.
Коэффициент k в рассматриваемой модели характеризует скорость накопления повреждений и зависит от конкретных условий эксплуатации системы без учета влияния маловероятных, критических по величине воздействий, которые во много раз превышают среднестатистические нагрузки на систему (например, обусловленные сейсмическими воздействиями). При неизменном начальном уровне количества повреждений dнач чем выше значение коэффициента k, тем быстрее система достигнет критического значения количества повреждений в системе dкр (рис. 3). Скорость накопления повреждений в тепловой сети зависит от условий эксплуатации теплопроводов (степени агрессивности воды, состояния тепло- и гидроизоляции и прочего). Следовательно, по углу наклона графика можно оценить качество эксплуатации теплопровода
 |
Следует отметить, что тепловые сети функционируют в нестационарных условиях. Меняется температура и расход теплоносителя в системе, производятся периодические испытания тепловых сетей. По этой причине износ тепловых сетей в течение календарного года может быть неравномерным. Однако указанная неравномерность при большом сроке эксплуатации будет регулярно повторяться. В этой связи при шаге расчетного временного интервала, равного одному году, воздействия на тепловые сети можно считать практически регулярными.
Своевременное проведение ремонтных работ на аварийных участках тепловой сети может увеличить срок их эффективной эксплуатации. Таким образом, срок службы тепловой сети может быть продлен за счет качественного выбора материалов и конструкций на этапе проектирования, соблюдения требований проектной документации и технологии производства работ на этапе монтажа трубопроводов и организации системы проведения планово-предупредительных ремонтов на этапе эксплуатации тепловых сетей.
Модель, представленная на рис. 1, позволяет оценить текущее состояние тепловых сетей, а при наличии исходных данных и спрогнозировать их остаточный ресурс. Точность прогнозирования остаточного ресурса тепловых сетей в значительной степени зависит от точности принятой модели расчета. При совпадении модельных и фактических показателей физического износа тепловых сетей представленная в работе модель позволит установить более эффективный и экономичный порядок функционирования системы технического обслуживания и ремонта тепловых сетей.
Рассмотренная модель апробирована применительно к строительным конструкциям [1–4] и обнаруживает сходство с данными, полученными при обработке и анализе результатов натурных обследований [5].
Основные причины повреждения трубопроводов и пути их устранения
Основными причинами аварий на теплотрассах являются:
По данным [6] более 90 % аварий на теплотрассах обусловлено коррозией трубопроводов. 20 лет назад в качестве основной причины повреждаемости тепловых сетей рассматривалась наружная коррозия [8–10]. Однако часто при осмотре дефектных участков сетей коррозионные повреждения обнаруживаются также на внутренней их поверхности. Когда дно коррозионной лунки достигает наружной поверхности трубопровода или каверны в сварочном шве, возникает протечка. Подобные повреждения было сложно обнаружить, поэтому они вовремя не устранялись. В то же время при проникновении воды происходило увлажнение и разрушение теплоизоляционного и гидроизоляционного слоев, что способствовало более интенсивному развитию коррозии на наружной поверхности трубы [8]. Именно поэтому большинство причин, которые приводили к аварии, классифицировались по признаку наружной коррозии трубопроводов.
С переходом на прокладку предызолированных трубопроводов с тепловой изоляцией из пенополиуретана (ППУ), наружной оболочкой из полиэтилена низкого давления (ПНД) и системой оперативного дистанционного контроля (ОДК) количество коррозионных повреждений на наружной поверхности трубопроводов сократилось [6, 11]. Коррозия может развиваться не только на линейных участках трубопроводов, но также в местах расположения скользящих опор и на сварных стыках трубопроводов.
В работе [12] отмечено, что ускорению процессов износа тепловых сетей способствуют: несоблюдение технологии монтажа, низкое качество материала трубопроводов и высокое содержание кислорода в сетевой воде. В совокупности это приводит к тому, что старение трубопроводов происходит в 2–3 раза быстрее расчетных сроков.
Развитию коррозии на внутренней поверхности трубопроводов сопутствуют [7]:
Повышение температуры теплоносителя приводит к повышению степени диссоциации слабых электролитов, в результате чего увеличивается скорость химических реакций, в том числе коррозии. При увеличении температуры на 1 К рН воды уменьшается на 0,01. Уменьшение рН воды повышает коррозионную агрессивность воды. Чем выше величина рН, тем ниже уровень растворимости магнетита [13]. Медленнее всего коррозия происходит при рН = 10 [7].
Ассоциация производителей предварительно изолированных труб рекомендует поддерживать рН воды в диапазоне от 9,5 до 10,0 [13]. В соответствии с СП 124.13330 (табл. Е.1) значение pH сетевой для открытых систем теплоснабжения устанавливается в диапазоне 8,5–9,0; закрытых – 8,5–10,5. При этом согласно требованиям стандарта [14] значение рН для открытых систем теплоснабжения должно находиться в диапазоне 8,3–9,0, закрытых – 8,3–9,5. Тем самым в российских нормативных документах обнаруживаются противоречия, а нижний предел оказывается меньше значений, рекомендованных Европейской ассоциацией производителей труб [13].
Избыток оксида углерода в воде по отношению к необходимому его количеству (соответствующему так называемому карбонатному равновесию) называется свободным оксидом углерода. Его присутствие в воде даже при отсутствии кислорода может приводить к возникновению коррозии. При этом скорость коррозия возрастает пропорционально концентрации свободного оксида углерода и может еще более увеличиться в присутствии свободного кислорода [7]. Российские стандарты (СП 124.13330) содержание свободной угольной кислоты не допускают.
Растворенные в воде соли в зависимости от вида и концентрации также играют определенную роль в развитии коррозии: щелочные растворы солей ее замедляют, кислые – увеличивают.
Методический документ [15, п. 6.4] в качестве критерия опасности внутренней коррозии для трубопроводов тепловых сетей вводит понятие агрессивности сетевой воды, которая в зависимости от скорости коррозии индикаторов оценивается в соответствии со шкалой, представленной в таблице.
| Таблица Агрессивность сетевой воды | ||||||||||
|
При высокой или аварийной агрессивности сетевой воды необходимо принимать меры для ее уменьшения [15, п. 6.5]: снижать содержание кислорода в сетевой воде, повышать значения рН или вводить ингибитор коррозии.
В соответствии с требованиями СП 124.13330 (пп. 13.4, 13.5) скорость наружной коррозии для стальных труб не должна превышать 0,030 мм/год, скорость внутренней коррозии следует принимать равной 0,085 мм/год.
Таким образом, в российских нормах и методических документах содержатся все необходимые требования и рекомендации, в результате применения которых фактический срок службы труб и деталей трубопроводов централизованного теплоснабжения должен соответствовать заявленным (расчетным) значениям.
СигмОида — это гладкая монотонная возрастающая нелинейная функция, имеющая форму буквы «S», которая часто применяется для «сглаживания» значений некоторой величины. Часто под сигмоидой понимают логистическую функцию.
При скорости внутренней коррозии, не превышающей 0,085 мм/год, и толщине стенки трубопровода 3,5 мм предполагаемый срок службы трубы должен составить не менее 40 лет (0,085 × 40 = 3,4 мм). Однако практика эксплуатации тепловых сетей в России показывает, что в большинстве случаев трубопроводы СЦТ служат меньше заявленного срока службы. Как было указано, «характерное время жизни» трубы в Санкт-Петербурге составляет 10 лет. В результате несоответствия фактических и расчетных сроков службы трубопроводов и оборудования тепловых сетей затраты на проведение ремонтно-восстановительных работ многократно возрастают. При отсутствии необходимого количества средств на перекладку сетей степень их физического износа увеличивается. А при достижении некоторого критического значения физического износа становится возможным их лавинообразный выход из строя, что крайне негативно скажется на качестве теплоснабжения.
Отсюда можно сделать предположение о том, что требуемые параметры сетевой воды обеспечиваются далеко не всегда. Потери сетевой воды в тепловых сетях приводят к существенному увеличению расхода подпиточной воды, и, соответственно, возрастают риски поступления кислорода в систему теплоснабжения.
При низком качестве деаэрации подпиточной воды концентрация кислорода в сетевой воде может оказаться значительно выше нормируемой [16–17]. В работе [18] отмечено, что при значительном увеличении объема подпитки в практике эксплуатации вакуумных деаэраторов имеют место случаи «проскока» кислорода. В справочнике [13] отмечено, что содержание кислорода в подпиточной воде ниже 0,02 мг/л может быть достигнуто только при термической деаэрации обработанной воды. Даже кратковременные «проскоки» кислорода приводят к коррозии металла водогрейных котлов и отводящей магистрали. В этой связи представляется целесообразной установка анализаторов растворенного кислорода.
В России остается много населенных пунктов, в которых подключение потребителей к тепловым сетям осуществляется по зависимой схеме через элеваторный узел с открытой системой горячего водоснабжения (ГВС). Ввиду этого объем подпитки на источниках оказывается значительным. Можно ожидать, что с переходом на закрытые системы теплоснабжения удельное количество отключений на теплопроводах должно сократиться. Качество сетевой воды проще поддерживать при малом и относительно постоянном расходе теплоносителя, так как в этом случае вероятность попадания свободного кислорода значительно сократится.
Чем больше диаметр трубопровода, тем больше толщина его стенки. Отсюда при прочих равных условиях для трубопроводов большего диаметра можно ожидать более длительного срока службы. Данный вывод подтверждается данными статистики отказов в тепловых сетях. В работе [19] показано, что трубопроводы диаметром 100–150 мм подвергаются внутренней коррозии в большей степени, чем трубопроводы диаметром 200 мм и более. При увеличении диаметра более 450 мм количество повреждений тепловых сетей от внешней и внутренней коррозии асимптотически приближается к минимальной величине. Аналогичные данные приведены в схеме теплоснабжения Санкт-Петербурга на период до 2032 года (актуализация на 2018 год): http://gov.spb.ru/gov/otrasl/ingen/shemy-razvitiya-inzhenernoenergeticheskogo-kompleksa/proekt-shemy-do-2032-napravlennyj-v-minenergo/, согласно которой наибольшее относительное количество отказов наблюдается на теплопроводах диаметром 80 мм; по мере увеличения диаметра трубопроводов интенсивность отказов (ед./км•год) убывает. В этой связи для трубопроводов с диаметрами, меньшими 225 мм, целесообразно переходить на предварительно изолированные полимерные трубы с антикислородным барьером, которые по сравнению со стальными трубами в значительно меньшей степени подвержены деструктивным процессам. Это будет способствовать уменьшению количества аварийных отключений на тепловых сетях, однако потребует перехода на пониженные температурные графики регулирования отпуска тепла, что может повлечь за собой необходимость дополнительного утепления зданий, подключенных к ремонтируемым сетям.
Достоинства представленной модели
Представленная модель накопления повреждений в тепловых сетях с уравнением, качественно описывающим динамику роста повреждений в трубопроводах в зависимости от времени эксплуатации, позволяет оценивать остаточный ресурс трубопроводов. Из модели видно, что энергетическая эффективность тепловых сетей зависит не только от величины потерь тепловой энергии в сетях, но и от их долговечности, поскольку энергоресурсы затрачиваются не только на транспортировку теплоносителя потребителю, но и на восстановление и ремонт аварийных участков сети, требующих затрат энергии на производство и доставку новых изделий к аварийному участку сети, а также на утилизацию старых трубопроводов.
От корректности используемой расчетной модели физического износа тепловых сетей зависит точность оценки остаточного их ресурса. Точность прогнозирования остаточного ресурса отдельных участков тепловых сетей позволит более обоснованно организовать планирование ремонтно-восстановительных работ.
Из описанной модели накопления повреждений вытекает основное следствие: срок службы теплопроводов тем выше, чем меньше их начальный уровень повреждения dнач и коэффициент скорости их накопления k. Следовательно, для уменьшения аварийности тепловых сетей следует применять более качественные материалы, следить за качеством монтажных работ и уменьшить степень агрессивности неблагоприятных воздействий на сети. Первые два мероприятия позволят снизить значение dнач, последнее – уменьшить величину коэффициента k. После перехода на закрытые системы теплоснабжения удельное количество аварийных отключений на тепловых сетях может снизиться.
По графику накопления повреждений, угол наклона которого зависит от численного значения параметра k в модели, возможна оценка качества эксплуатации теплопроводов. В случае ускоренного роста повреждений в тепловых сетях рекомендуется принять неотложные меры по улучшению режимов их эксплуатации.
На существующих сетях целесообразна установка анализаторов растворенного кислорода и осуществление более качественного контроля за состоянием теплотрасс с использованием системы ОДК. При реконструкции аварийных участков теплотрасс с диаметрами до 225 мм целесообразно использовать предварительно изолированные полимерные трубопроводы с антикислородным барьером. Последняя рекомендация может быть реализована только после оптимизации температурных графиков регулирования отпуска тепла.