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

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 (d_нач). 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 d_t.

В этом случае модель накопления повреждений в тепловых сетях со временем будет выглядеть следующим образом:

d'_t = k • d_t, (1')

где d'_t – скорость накопления повреждений;

k – коэффициент накопления повреждений;

d_t – количество повреждений.

Решением уравнения (1') является следующее выражение:

d_t = dнач • e^kt, (2')

где d_t, k – то же, что и в уравнении (1');

d_нач – начальный уровень повреждений, численно равный количеству дефектов (или дефектных участков тепловых сетей), допущенных при монтаже трубопроводов и оборудования;

t – время.

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 d_кр, при котором вероятность возникновения аварийной ситуации достигает максимума.

10. При количестве повреждений d_кр 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 (ω_i) сопоставить с количеством накопленных в них со временем повреждений (d_t), 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.

Рисунок 1. Модель накопления повреждений, описываемая уравнением (4)

Анализ уравнения (2) показывает следующие закономерности:

• при t = 0 количество повреждений d_t = d_нач;
• обратно можно установить, что при d_нач = 0 количество повреждений d_t = 0, то есть в том случае, если трубопроводы и оборудование тепловых сетей не имеют начальных дефектов и при их монтаже также не было допущено повреждений, накопления повреждений со временем не происходит; это является недостатком представленной модели и объясняет необходимость введения допущений 3 и 4;
• при малых значениях времени эксплуатации t наблюдается экспоненциальный рост накопления повреждений d_t (рис. 1, начальный участок кривой);
• при длительном времени эксплуатации t слагаемое (d_кр – d_нач) • e–^kt в знаменателе уравнения (2) стремится к нулю, то есть количество повреждений d_t приближается к критическому значению d_кр, соответствующему аварийному состоянию рассматриваемого участка тепловых сетей, а функция роста повреждений d_t = f(t) становится близкой к линейной.

Из анализа уравнения (2) также следует, что при постоянном коэффициенте накопления повреждений k физический износ зависит от начального уровня дефектов в тепловой сети d_нач (рис. 2): чем меньше d_нач, тем быстрее система достигает критического значения количественной меры накопленных повреждений d_кр.

С достаточной степенью достоверности можно считать, что начальный уровень дефектов трубопроводов и оборудования тепловых сетей d_нач не превышает 3 %.

Рисунок 2. Модель накопления повреждений в тепловых сетях в зависимости от начального уровня повреждений dнач при постоянном значении коэффициента k

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 d_кр, 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 d_нач чем выше значение коэффициента k, тем быстрее система достигнет критического значения количества повреждений в системе d_кр (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

Рисунок 3. Модель накопления повреждений в тепловых сетях в зависимости от численного значения коэффициента накопления повреждений k при постоянном значении показателя dнач

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:

• коррозия трубопроводов;
• разрыв сварных стыков.

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]:

• повышенная температура теплоносителя;
• низкий рН воды;
• наличие в воде кислорода;
• наличие в воде свободного оксида углерода;
• наличие в воде растворенных солей.

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].

Концентрация растворенного в сетевой воде кислорода не должна превышать 20 мкг/дм³, в подпиточной воде – не более 50 мкг/дм³ [СП 124.13330, приложение Е]. Аналогичные требования указаны в справочнике [13]. Растворенный в воде кислород окисляет водород, находящийся в катодной области поверхности коррозии, что уменьшает сопротивление току, провоцирующему коррозию. В результате окисления растворенное железо переходит в нерастворимый гидроксид железа Fe(OH)₃, который в виде ржавчины выпадает в осадок.

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

Скорость коррозии индикаторов, мм/год Агрессивность сетевой воды 0–0,0300 Низкая 0,0310–0,0850 Допустимая 0,0851–0,2000 Высокая более 0,2000 Аварийная

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.

#Терминология

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 d_нач 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 d_нач, 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.

Литература

1. Горшков А. С. Модель физического износа строительных конструкций // Строительные материалы, оборудование, технологии XXI века. 2014. № 12. С. 10–13.
2. Горшков А. С. Оценка долговечности стеновой конструкции на основании лабораторных и натурных испытаний // Строительные материалы. 2009. № 8. С. 12–17.
3. Горшков А. С., Рымкевич П. П., Пестряков И. И., Кнатько М. В. Прогнозирование эксплуатационного срока службы стеновой конструкции из газобетона с лицевым слоем из силикатного кирпича // Строительные материалы. 2010. № 9. С. 49–53.
4. Горшков А. С., Кнатько М. В., Рымкевич П. П. Лабораторные и натурные исследования долговечности (эксплуатационного срока службы) стеновой конструкции из автоклавного газобетона с лицевым слоем из силикатного кирпича // Инженерно-строительный журнал. 2009. № 8. С. 20–26.
5. Рогонский В. А., Костриц А. И., Шеряков В. Ф. Эксплуатационная надежность зданий. – Л.: Стройиздат, Ленингр. отд-ние, 1983. – 280 с.
6. Моисеев Е. Ю. Анализ статистики аварийных ситуаций на тепловых сетях г. Дубна // Системный анализ в науке и образовании. 2015. № 3 (29). С. 11–20.
7. Шафлик В. Современные системы горячего водоснабжения. – К.: ДП ИПЦ «Такi справи», 2010. – 316 с.
8. Слепченок В. С., Брусов К. Н. Внутренняя коррозия в открытых системах теплоснабжения и пути ее снижения // Новости теплоснабжения. 2000. № 3. С. 20–24.
9. Альбертинский Л. И., Липовских В. М. Пути увеличения срока службы тепловых сетей // Энергетик. 1990. № 10. С. 10.
10. Ромейко В. С., Баталов В. Г., Готовцев В. И., Дубенчак В. Е., Симонова И. А. Защита трубопроводов от коррозии. – М.: ВНИИМП, 1998. – 208 с.
11. Пакшин А. В., Родичев Л. В. Протяженность и ресурсосбережение при применении теплопроводов в ППУ-изоляции // Теплоэнергоэффективные технологии. 1996. С. 12.
12. Машенков А. Н., Филимонов А. В. О контроле состояния тепловых сетей // Новости теплоснабжения. 2003. № 10. С. 37.
13. Справочник по централизованному теплоснабжению / [Авт. и ред. Петер Рандлов; Пер. Т. Г. Малафеевой]. – Fredericia: Европейская ассоциация производителей предварительно изолированных труб для централизованного теплоснабжения, 1997. – 318 с.
14. СО 153-34.20.501–2003. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации.
15. РД 153-43.1-17.465–00. Методические указания по оценке интенсивности процессов внутренней коррозии в тепловых сетях.
16. Балабан-Ирменин Ю. В., Фокина Н. Г., Петрова С. Ю. Защита от внутренней коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей. Материалы III научно-практической конференции «Современные технологии водоподготовки и защиты оборудования от коррозии и накипеобразования. – М.: Экспоцентр, 2009. – С. 11–20.
17. Балабан-Ирменин Ю. В., Липовских В. М., Рубашов А. М. Защита от внутренней коррозии трубопроводов водяных тепловых сетей. – М.: Энергоатомиздат, 1999. – 248 с.
18. Буданова Л. И. Технология противокоррозионной обработки сетевой воды. С. 90–92.
19. Титов Г. И., Новопашина Н. А., Титов В. Г. Причины повреждаемости тепловых сетей // Вестник СГАСУ. Градостроительство и архитектура. 2016. № 2 (23). С. 19–22.

¹Начало статьи читайте в журнале «Энергосбережение» № 4. 2019.