Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Развитие теплофикации в Санкт-Петербурге. Современное состояние проблемы 8
1.1. Развитие теплофикации в Ленинграде- Санкт-Петербурге(1924-2006гг.) 8
1.2. Открытая и закрытая системы теплоснабжения. Особенности открытой системы в Санкт-Петербурге 27
1.3. Основные конструкции теплопроводов и способы их прокладки 33
1.4. Повреждаемость теплопроводов и основные причины дефектов в теплосетях 58
Глава 2. Диагностика и оценка состояния системы теплоснабжения и ее элементов 74
2.1. Современные методы дефектоскопии 75
2.2. Повышение надежности теплоснабжения путем оптимизации схемы тепловых сетей 133
2.3. Влияние инженерно-геологических условий прокладки теплопроводов на надежность тепловых сетей 149
Глава 3. Работоспособность современных схем теплоснабжения 165
3.1. Анализ работы и оценка систем теплоснабжения 165
3.2. Причины износа систем теплоснабжения 189
3.3. Методы и средства для оценки и анализа дефектов 198
Глава 4. Методы и средства для повышения надежности в системах теплоснабжения 204
4.1. Защита от электрохимической коррозии 204
4.2. Совершенствование конструкций теплопроводов и их элементов 214
4.3. Комплексный подход к повышению надежности теплоснабжения 248
Глава 5. Повышение эффективности систем теплоснабжения 271
5.1. Открытая и закрытая системы теплоснабжения 271
5.2. Повышение эффективности управления системой 288
Глава 6. Управление системой транспорта тепловой энергии и теплоснабжения Санкт-Петербурга 301
6.1. Существующая система и ее проблемы 301
6.2. Правовое обоснование управления системой 302
6.3. Переход на прямые договора поставки тепловой энергии населению 305
Основные результаты и выводы 312
Приложение
- Открытая и закрытая системы теплоснабжения. Особенности открытой системы в Санкт-Петербурге
- Повреждаемость теплопроводов и основные причины дефектов в теплосетях
- Влияние инженерно-геологических условий прокладки теплопроводов на надежность тепловых сетей
- Методы и средства для оценки и анализа дефектов
Введение к работе
В настоящее время более двух третей общего теллопотребления в городах и населенных пунктах обеспечивается системами теплофикации от крупных городских и промышленных ТЭЦ и системами централизованного теплоснабжения от котельных с единичной мощностью свыше 20 Гкал/ч.
Концепция политики РАО «ЕЭС России» в области теплофикации и централизованного теплоснабжения предусматривает сохранение доминирующей роли крупных производителей в обеспечении теплом городов и промышленных комплексов. Вместе с тем, с учетом изменения структуры собственности как в производственной, так и в жилищно-коммунальной сфере, доля децентрализованного теплоснабжения неизбежно возрастет. Особенно это касается городов и населенных пунктов с малой плотностью застройки, а также теплоэлектро-снабжения зданий и предприятий мелкого и среднего бизнеса, коттеджной застройки, промышленных объектов, использующих для отопления газовое топливо.
Сохранение доминирующей роли теплофикации и централизованного теплоснабжения обусловлено рядом факторов,
В городах России созданы уникальные по размерам системы централизованного теплоснабжения, охватывающие всю городскую инженерную инфраструктуру и послужившие аналогом для создания систем теплофикации и централизованного теплоснабжения во многих развитых странах.
Комбинированное производство тепловой и электрической энергии на городских ТЭЦ позволяет более экономично использовать органическое топливо по сравнению с их раздельным производством.
На крупных ТЭЦ и в котельных возможно организовать экологически чистое сжигание низкосортных местных видов топлива (бурого угля, торфа, твердых бытовых отходов, древесных отходов и др.), что практически неосуществимо в мелких установках.
Удаление мощных источников генерации энергии, работающих на органическом топливе, от центров тепловой нагрузки значительно улучшает состояние воздушной среды в городах.
Участившиеся в последнее время аварии в системах централизованного теплоснабжения городов предельно обнажили недостатки инженерной инфраструктуры и показали, насколько велика ее роль в обеспечении условий нормальной жизнедеятельности населения, выдвинули проблему развития и рекон струкции систем теплоснабжения в разряд стратегических государственных задач.
Недостаточное в течение многих лет выделение финансовых средств на устранение физического износа основных фондов рассматриваемых систем, отсутствие целенаправленной государственной политики в этой области неизбежно привели к ускорению деградации систем теплофикации и теплоснабжения, снижению их эффективности.
Наиболее уязвимым звеном являются тепловые сети, общая протяженность которых в России составляет более 200 тыс. км (в пересчете на двухтрубную прокладку). Неудовлетворительное состояние тепловых сетей приводит не только к высоким потерям при транспортировке теплоносителя, но и к их частым повреждениям. Оценки физического состояния тепловых сетей, выполненные различными экспертами, показали, что 40 - 50 % теплопроводов уже выработали свой амортизационный ресурс. Поэтому большая часть аварий в системах теплоснабжения связана именно с их повреждением.
Высокая степень физического и морального износа источников тепловой энергии, до 50 - 70 %, также резко снижает эффективность теплоснабжения.
На многих ТЭЦ из-за физического износа уже демонтирована часть паровых турбин, в результате чего резко снижается экономия от комбинированной выработки тепловой и электрической энергии. Эффективность работы ТЭЦ в последнее десятилетие снизилась также из-за уменьшения подключенной тепловой нагрузки, вызванной, с одной стороны, спадом промышленного производства, а с другой тем, что многие потребители построили собственные автономные теплоисточники.
Целью диссертационной работы является разработка технических предложений и мероприятий по повышению надежности и эффективности теплопроводов от источника до потребителя и улучшению их гидравлических режимов в том числе:
разработка методики выявления дефектов теплопроводов различного класса с помощью современных способов дефектоскопии (разрушающих и нераз-рушающих);
разработка методики прогнозирования работоспособности и диагностики технического состояния сварных стыков теплопроводов;
разработка ультразвукового и зеркально-теневого методов контроля трубопроводов с использованием изгибных волн Лэмба;
повышение эффективности гидравлических режимов теплосети за счет резервных связей;
разработка технических предложений по использованию защиты от электрохимической коррозии;
оценка возможности поэтапного перехода от открытой к закрытой системе теплоснабжения;
повышение эффективности управления отпуском тепловой энергии в условиях рынка.
Научная новизна работы:
на основе разработанной методики оценки состояния теплопроводов разработаны и усовершенствованы способы выявления дефектов на трубопроводах тепловых сетей;
предложена и апробирована методика прогнозирования работоспособности и технического состояния сварных стыков теплопроводов;
на базе использования изгибных волн Лэмба предложено использование ультразвукового и зеркально-теневого методов контроля состояния теплопроводов;
на основе выполненных расчетов гидравлических режимов теплосети даны рекомендации по развитию схем теплоснабжения районов Санкт-Петербурга;
разработаны и внедрены технические предложения по использованию электрохимической защиты трубопроводов тепловых сетей;
дано обоснование возможности поэтапного перехода от открытой к закрытой системе теплоснабжения;
на основе разработанной АСУ ТП даны рекомендации по совершенствованию управления отпуска тепловой энергии в рыночных условиях.
Личный вклад автора состоит в следующем:
предложена и внедрена комплексная система диагностики на основе современных методов контроля трубопроводов тепловых сетей с использованием современной информационно-измерительной техники;
разработаны и внедрены в производство рекомендации по улучшению гидравлического и температурного режимов тепловых сетей, оптимизации температурных графиков отпуска тепловой энергии;
разработаны предложения по поэтапному переходу от открытой к закрытой системе теплоснабжения;
разработана структура АСУ ТП систем отпуска тепловой энергии.
Практическая значимость работы:
реализован и внедрен в производство комплекс мероприятий по выявлению дефектов теплопроводов на базе современных методов контроля и диагностики их состояния;
предложены и внедрены в производство методы защиты от электрохимической коррозии;
даны практические рекомендации по улучшению гидравлических режимов тепловых сетей, разработана схема управления отпуском тепловой энергии.
Объектом исследований является система теплопроводов Санкт-Петербурга с системами их прокладки и защиты от внутренней и внешней коррозии, а также их гидравлическими и тепловыми режимами.
На защиту выносятся:
разработка и создание комплексной методики оценки состояния и работоспособности теплопроводов на основе современных методов контроля и диагностики;
разработка мероприятий по повышению эффективности гидравлических и температурных режимов тепловых сетей;
создание систем электрохимической защиты металла теплопроводов;
технические предложения по постепенному переходу от открытой к закрытой системе теплоснабжения для систем отопления Санкт-Петербурга;
разработка и создание системы АСУ ТП по отпуску тепловой энергии.
Диссертация состоит из введения, шести глав и заключения.
В главе 1 представлены основные этапы развития теплофикации Санкт-Петербурга. Выполнен анализ современного состояния проблемы. Сопоставлены открытая и закрытая системы теплоснабжения. Рассмотрены основные конструкции теплопроводов и способы их прокладки. Осуждаются причины повреждаемости теплопроводов.
Глава 2 посвящена диагностике и оценке состояния системы теплоснабжения и ее элементов с помощью современных методов дефектоскопии. Предложено повысить надежность системы теплоснабжения путем оптимизации схемы тепловых сетей. Дана оценка влияния инженерно-геологических условий прокладки теплопроводов на надежность тепловых сетей.
Глава 3 посвящена проблемам работоспособности систем транспорта тепловой энергии; анализируются причины износа и дефектов в теплосетях.
В главе 4 обсуждаются методы и средства повышения надежности систем теплоснабжения, включая защиту от электрохимической коррозии и совершенствование конструкций теплопроводов и их элементов.
В главе 5 рассмотрены преимущества и недостатки открытой и закрытой систем теплоснабжения. Предложены средства повышения эффективности управления системой теплоснабжения.
В главе 6 нашли отражение вопросы правового обоснования управления системой передачи тепловой энергии и перехода на прямые договора поставки тепловой энергии населению.
В конце диссертации сформулированы основные результаты и выводы.
Открытая и закрытая системы теплоснабжения. Особенности открытой системы в Санкт-Петербурге
В системах централизованного теплоснабжения источник теплоты и теп-лоприемники потребителей размещены далеко друг от друга, и передача теплоты осуществляется при помощи промежуточного звена - тепловой сети. Для подачи теплоносителя в городские тепловые сети применяются два принципиально различных типа систем горячего водоснабжения коммунально-бытовых потребителей: закрытая, когда циркулирующая в тепловой сети вода из сети не отбирается, а присоединение абонентских установок горячего водоснабжения к тепловой сети производится через водо-водяной подогреватель; открытая, когда сетевая вода, циркулирующая в трубопроводах тепловой сети, используется не только как теплоноситель, но и частично (или полностью) отбирается потребителем из тепловой сети.
В закрытых системах теплоснабжения вода, циркулирующая в трубопроводах тепловой сети, используется исключительно в качестве теплоносителя: нагревает в теплообменных аппаратах, установленных на местных и центральных теплопунктах, холодную водопроводную воду. Затем нагретая вода по внутреннему водопроводу подается к водоразборным приборам жилых, общественных и промышленных зданий. Число параллельных линий для закрытой системы теплоснабжения как минимум две - подающая и обратная, поскольку теплоноситель после использования в абонентских вводах должен быть возвращен обратно на теплоподготовительную установку, где вновь происходит его нагрев (рис. 1.2.1).
Закрытая система обычно используется в установках ГВС при жесткой местной воде (с карбонатной жесткостью не больше 7 мг-экв/л, содержание ионов хлора и сульфатов - не более 200 мг/л, окисляемость любая).
Преимуществами закрытой схемы являются [7]: гидравлическая изолированность водопроводной воды, поступающей в установки горячего водоснабжения, от воды, циркулирующей в тепловой сети, благодаря чему обеспечивается стабильное качество горячей воды; простота санитарного контроля системы ГВС, благодаря короткому пути прохождения водопроводной воды от ввода в здание до водоразборного крана; простота контроля герметичности такой системы (по расходу на подпитку); оборудование системы подпитки тепловой сети значительно дешевле в связи с малым расходом подпиточной воды.
К недостаткам закрытых систем относятся: сложность и повышенная стоимость оборудования ИТП и ЦТП, обусловленные необходимостью установки водо-водяных подогревателей; выпадение накипи в водо-водяных подогревателях и трубопроводах местных установок ГВС из-за отсутствия химводоочистки водопроводной воды (при использовании воды, имеющей карбонатную жесткость более Жк 7 мг-экв/л); коррозия оборудования ГВС из-за поступления в них недеаэрированной водопроводной воды, насыщенной агрессивными газами (особенно при мягких водах, имеющих отрицательный индекс насыщения J О с большим содержанием 02 и С02, а также при повышенной концентрации в воде хлоридов или сульфитов).
Впервые в России закрытая система горячего водоснабжения применена в Ленинграде. Сейчас по закрытому способу работают системы теплоснабжения Москвы, Нижнего Новгорода, Новосибирска, Смоленска и других городов.
Открытые системы теплоснабжения. Для таких систем в основном используется двухтрубная система теплоснабжения (рис. 1.2.2). Горячая вода поступает к потребителям по линии I, обратная вода возвращается на теплоподго-товительную установку по линии И. В открытых системах происходит значительное потребление сетевой воды без возврата ее на теплоподготовительную установку. Для восполнения необходимо иметь систему водоподготовки.
Основная особенность открытых систем - непосредственный водоразбор воды для ГВС из тепловой сети, что позволяет использовать в больших количествах отходящие теплые воды с температурой 15-30 С, имеющиеся на электростанциях (охлаждающая вода конденсаторов турбин, топочных панелей и пр.) и на многих промышленных предприятиях. В закрытых системах возможность использования этой воды ограничена, так как расход подпитки обычно не превышает 0,5-1 % от расхода циркулирующей воды.
Использование вторичных энергоресурсов (ВЭР) в виде отходящих теплых вод позволяет экономить топливо и снижать себестоимость ГВС.
Основные преимущества открытых систем теплоснабжения [6,7]: возможность утилизации низкопотенциальной теплоты электростанций и промышленных предприятий в системах ГВС; упрощение и удешевление абонентских вводов вследствие простоты оборудования, используемого для приготовления горячей воды в зданиях; более длительный срок службы местных установок горячего водоснабжения по сравнению с закрытыми системами; возможность использования для транзитного транспорта теплоты однотрубной системы.
Повреждаемость теплопроводов и основные причины дефектов в теплосетях
Диверсификация комбинированного производства тепловой и электрической энергии на крупных ТЭЦ с целью повышения их технико-экономической эффективности и, как следствие, увеличение диаметров теплопроводов до 1400 мм и радиуса их действия до 50 км вызвали необходимость повышения надежности и качества систем централизованного теплоснабжения (СЦТ). В общем случае СЦТ состоит из следующих частей: источника (или источников) теплоты (ИТ); магистральных тепловых сетей с насосными (реже дроссельными) подстанциями для транспортировки тепловой энергии от источников теплоты до крупных жилых массивов, административно-общественных центров, промышленных предприятий и др.; распределительных тепловых сетей с ЦТП или РТП (либо без них) для распределения теплоты и подачи ее потребителям; теплоиспользующих установок с индивидуальными тепловыми пунктами (ИТП). Каждая из указанных частей СЦТ представляет собой достаточно сложное инженерное сооружение. Эти части проектируют, строят и эксплуатируют экономически самостоятельные предприятия, которые сами определяют техническую и экономическую политику, согласовывая свои действия на границах эксплуатационной ответственности. В таких условиях целесообразно установить для каждой части СЦТ индивидуальные показатели и нормативы надежности. При этом показатели надежности СЦТ в целом должны учитывать показатели надежности отдельных частей всей системы. Прежде всего необходимо дать определение понятию надежности применительно к СЦТ в целом и ее составным частям [7]. Под надежностью СЦТ в целом и каждой из ее частей (источника теплоты, магистральных и распределительных сетей, теплоиспользующих установок) следует понимать способность СЦТ и каждой ее части обеспечивать в течение заданного времени и в заданных количествах подачу теплоты (теплоносителя с заданными параметрами) в заданных режимах при условии выполнения эксплуатационного обслуживания, включая ремонты всех элементов каждой из частей СЦТ согласно утвержденному регламенту. Надежность является сложным свойством, состоящим из более простых свойств таких, как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость.
Показатели надежности для каждой части СЦТ должны быть определены и зафиксированы с помощью приборов на границах эксплуатационной ответственности при передаче тепловой энергии (теплоносителя) от источников теплоты до отопительных приборов в отапливаемых помещениях и водоразборных кранов в системах ГВС либо до технологических теплоиспользующих установок и аппаратов. При выборе показателей надежности следует учесть, что ни СЦТ в целом, ни одна из ее составных частей с момента их создания практически не прекращают работать, а повреждение или отказ одного элемента в любой части системы (например, повреждение на одном из участков тепловой сети и др.) не приводят к полному нарушению работоспособности этой части. Поскольку одно из основных назначений СЦТ - поддерживать нормируемые санитарными правилами и СНиП значения внутренней температуры в отапливаемых помещениях и температуры горячей воды для бытовых и коммунальных нужд, то в качестве показателей надежности для систем тепло-потребления, на наш взгляд, следует принять: допустимые отклонения от нормы температуры воздуха внутри отапливаемых помещений и температуры горячей воды в системе централизованного ГВС; допустимую продолжительность указанных отклонений в период, когда нарушена работа одной или нескольких частей СЦТ; допустимую суммарную продолжительность таких нарушений в работе теплопотребляющих установок и других частей СЦТ в течение заданного периода (например, года). Для расчета времени, в течение которого температура внутри отапливаемого помещения может понизиться до нормируемого минимального уровня, можно использовать зависимость, предложенную в [20]: где ta, С - внутренняя температура, которая установится в помещении через время z, ч , после нарушения нормального теплового режима; t u, С - внутренняя температура, которая была в помещении в момент нарушения нормального теплового режима; ttt, С - средняя температура наружного воздуха за период нарушения теплового режима, (то есть за время z ); Q0, Дж/ч - подача теплоты в помещение; q0V, Дж/(ч.С) - удельные расчетные теплопотери здания; е = 2,72 - основание натурального логарифма; р, ч - коэффициент аккумуляции здания. В качестве показателей надежности при проектировании СЦТ могут быть также использованы продолжительность времени полного прекращения подачи теплоносителя потребителю при расчетной температуре наружного воздуха, в течение которого температура внутри отапливаемых помещений понизится до минимально допустимого значения, и суммарная продолжительность таких ограничений в течение года. Бесперебойность подачи теплоносителя и допустимые границы отклонения параметров (давления, температуры) и расхода теплоносителя на ИТП потребителя должны определяться для каждого отапливаемого здания отдельно в. зависимости от его назначения и аккумулирующей способности ограждающих конструкций при наиболее неблагоприятных режимах работы СЦТ. Целесообразно в процессе эксплуатации создавать банк данных по теплотехническим характеристикам отапливаемых зданий, в том числе коэффициентам аккумуляции. Знание коэффициентов аккумуляции очень важно при решении многих задач, таких как разработка маневренных режимов ТЭЦ и котельных, прогнозирование динамики изменения внутренней температуры отапливаемых зданий при изменении параметров теплоносителя в тепловой сети и других расчетов нестационарных режимов работы систем теплоснабжения. Приведенные показатели являются исходными для проектирования тепловых сетей (сначала распределительных, а затем магистральных) и формирования показателей надежности источников теплоты.
Обеспечение требуемых температур воздуха внутри отапливаемых помещений и температур горячей воды у потребителей в наибольшей мере зависит от трех факторов: наличия в любой момент времени требуемого количества и качества теплоносителя на вводе теплоиспользующих установок; исправного состояния теплоиспользующих установок, теплообменных аппаратов и т.п.; эффективности теплоизолирующих строительных материалов и конструкций, применяемых при сооружении зданий (окон, стен, крыш, входных дверей и т.д.) и их технического состояния. Первое требование обеспечивают энергоснабжающие организации, а два остальных - потребители. Под надежностью тепловых сетей понимается их способность обеспечивать потребителей требуемым количеством теплоносителя при заданном его качестве, оставаясь в течение заданного срока (25-30 лет) в полностью работоспособном состоянии при сохранении заданных на стадии проектирования технико-экономических показателей (значений абсолютных и удельных потерь теплоты, удельной пропускной способности, расхода электроэнергии на перекачку и др.). К свойствам надежности относятся: безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость. 1. Под безотказностью тепловых сетей понимают их способность сохранять рабочее состояние в течение заданного нормативного срока службы. Это свойство характеризует параметр потока отказов X, определяемый как число отказов за год, отнесенное к единице протяженности теплопроводов (1 км).
Влияние инженерно-геологических условий прокладки теплопроводов на надежность тепловых сетей
Различные участки теплотрассы, отличающиеся по конструкции и по инженерно-геологическим условиям, в силу их относительно небольшой протяженности и незначительной представительности желательно сравнить по величине тепловых потерь с основными участками теплотрассы. Для этого необходимо иметь способы пересчета относительной величины тепловых потерь при изменении диаметра труб, наличии или отсутствии короба, изменении типа теплоизоляции, изменении срока эксплуатации участков теплопроводов и т.п. Кроме того, следует учитывать плавно изменяющиеся параметры грунта (покровного слоя), изменение глубины залегания теплотрассы и падение температуры теплоносителя в трубах.
Важной задачей развития централизованного теплоснабжения является совершенствование транспорта и распределения теплоты, уменьшение тепловых потерь и разумное потребление тепла. В связи с этим роль фактических данных о потерях тепловой энергии при транспортировке в сетях централизованного теплоснабжения еще более возрастает. Энергетическая характеристика тепловых сетей по тепловым потерям и потерям сетевой воды становится важным экономическим показателем, предметом заинтересованности всех участников взаиморасчетов при теплоснабжении, она должна быть точной и обоснованной.
В соответствии с «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации» РД 34.20.501-95 эксплуатация тепловых сетей включает контроль эффективности их работы и требует определения энергетической характеристики по показателю тепловые потери при транспортировке и распределении тепла. Достоверность и точность определения транспортных потерь в сети централизованного теплоснабжения, причем с учетом всех основных факторов, влияющих на величину потерь, особенно важны из-за появившихся в последнее время многочисленных некачественных оценок, существенно завышающих их величину (иногда до 50% от всего транспортируемого тепла).
Отсюда возникают задачи по исследованию, разработке и внедрению диагностирования состояния оборудования тепловых сетей с целью оперативного определения их эксплуатационного состояния. Обследование тепловой сети производится с целью обнаружения всех существующих дефектов и неисправностей на участках тепловых сетей и, что более актуально, для обоснованного выбора участков теплопроводов, требующих первоочередного ремонта.
Для определения реального технического состояния тепловых сетей и выявления наиболее изношенных участков разработана комплексная методика диагностики состояния подземных теплопроводов. Концептуальной базой методики обследования являются четкие представления: о причинах и механизме разрушения подземных теплопроводов; о методах и технических средствах обнаружения и регистрации деструктивных процессов и их динамики; об объективной системе оценок и принятии решения.
Подземные теплопроводы, являясь тепловыми источниками, формируют поле температуры, которое выявляется приборным путем как зона повышенных температур на поверхности грунта вдоль теплотрассы и приводит к рассеянию теплоты в окружающую среду. Повышенная температура на поверхности грунта является источником конвективного и радиационного теплообмена с воздушной средой. Для описания этих процессов используются законы излучения (Кирхгофа, Стефана-Больцмана), а также закон конвективного теплообмена Ньютона (в традицион- ной форме или в виде уравнений подобия). Основным методом визуализации и контроля тепловыделений на поверхности грунтов в настоящее время является тепловидение. Учет конвективной составляющей тепловых потерь при таких измерениях проблематичен и считать их, в строгом смысле, количественными нельзя. Фактором, определяющим "картинку" на экране тепловизора, является теплообмен излучения. Закон Стефана-Больцмана утверждает, что плотность излучения с поверхности так называемого серого тела, пропорциональна четвертой степени температуры поверхности и излучательной способности элемента где Г, К - температура поверхности излучающего тела; е - степень черноты поверхности; a = 5,67- Ю Вт/ -К4)- коэффициент Стефана-Больцмана. Таким образом, любое изменение состояния теплотрассы, свойств покрывающего грунта и условий на поверхности вызывает соответствующее изменение теплового поля и значений температуры на поверхности грунта над теплотрассой. Современная инфракрасная техника (сканеры, тепловизоры и радиометры) в дальнем инфракрасном диапазоне электромагнитного спектра (8,0-13,0 мкм) позволяет с высокой производительностью регистрировать температуру на поверхности, что, в свою очередь, позволяет выявить локальные дефекты теплоизоляции теплопроводов и иногда прогнозировать сверхнормативные тепловые потери. Наличие качественной гидро- и теплоизоляции, а также бездефектное состояние элементов тепловых сетей уменьшают нагрев поверхности грунта над подземными теплопроводами, температура на поверхности грунта будет мало отличаться от температуры фона. Следовательно, такой элемент поверхности будет мало выделяться по температуре и не будет зафиксирован инфракрасным прибором. В случае разрушения изоляции на участке трубопровода или протечек теплоносителя, температура поверхности грунта над дефектным элементом возрастает. Излучаемый этим участком тепловой поток будет зафиксирован инфракрасным прибором. Для расчета тепловых потерь данные инфракрасной диагностики малопригодны. Необходимо создать тепловую модель объекта, учитывающую конфигурацию теплопровода, теплофизические характеристики всех материалов (включая трубу и изоляцию), а также грунтов. Нужно учесть степень черноты на поверхности грунтов, скорость ветра и многие другие факторы. Как показывают расчеты, величина теплового потока от подземного трубопровода в основном определяется состоянием теплоизоляции. Разрушение теплоизоляции приводит к увеличению эквивалента теплопроводности и возрастанию линейной плотности теплового потока. Таким образом, плотность теплового потока на поверхности грунтов является прямым индикатором состояния подземных теплопроводов. Следует правильно представлять себе, какого рода дефекты тепловых потоков фиксируются при помощи тепловой аэросъемки. Высокий тепловой поток при прочих равных условиях отражает либо нарушение тепло- и гидроизоляции, либо утечку теплоносителя на этом участке. Как правило, по результатам тепловой аэросъемки представляется возможным решать следующие диагностические задачи: выявлять существующие места утечки теплоносителя; определять участки тепловых сетей с неудовлетворительной работой сопутствующего дренажа; фиксировать участки подземных теплопроводов с нарушенной тепловой изоляцией; устанавливать местоположение тепловых камер, подтопленных теплоносителем или грунтовыми водами.
Методы и средства для оценки и анализа дефектов
Существующая практика планово-предупредительных ремонтов тепловых сетей предусматривает постепенную замену участков теплопроводов в соответствии с нормативными сроками эксплуатации (25 лет). Вместе с тем фактические сроки службы тепловых сетей, зависящие в основном от скорости протекания процессов наружной и внутренней коррозии, составляют от одного года до 50 лет (магистральные сети чаще всего служат 12-15 лет, а разводящие 7-8 лет). В связи с тем, что фактические сроки службы теплопроводов значительно ниже нормативных, увеличиваются затраты на ремонтно-восстановительные работы.
Скорость износа теплопроводов по длине участка обычно неодинакова: наиболее интенсивно коррозионные процессы протекают в тепловых камерах и вблизи них.
Состояние теплопроводов оценивается при проведении местных испытаний тепловых сетей на повышенные параметры теплоносителя (давление, температуру), позволяющие выявить участки, на которых в зимний период потенциально возможны повреждения труб и аварии систем теплоснабжения. Испытания на повышенные параметры вызывают дополнительное напряжение металла труб, что в конечном итоге сокращает срок службы тепловых сетей.
Альтернативой проведению планово-предупредительных ремонтов и летних гидравлических испытаний тепловых сетей является использование методов диагностики состояния металла и изоляции теплопроводов. Существуют и применяются различные методы инструментального диагностического контроля состояния теплопроводов без проведения вскрышных работ: применение внутритрубных снарядов (дефектоскопов), оснащенных ультразвуковыми или магнитоэлектрическими толщиномерами; акустический метод с применением течеискателей корреляционного действия для обнаружения мест коррозионных повреждений; метод акустической эмиссии; тепловизионный метод с наземной или воздушной (с использованием вертолета) видеосъемкой; постоянный диспетчерский контроль; дистанционный контроль увлажнения тепловой изоляции с использованием уложенных внутри нее по всей длине проводников. Каждый из перечисленных методов имеет достоинства и недостатки, определяющие рациональную область его применения. Наибольший эффект может быть получен при комплексном использовании перечисленных методов, для чего разработаны соответствующие методические рекомендации, предназначенные для проектных, строительно-монтажных и эксплуатационных организаций. Определение точного местоположения развивающихся повреждений (например, свищей на подземном теплопроводе), когда их размеры минимальны, а теплопровод находится еще в работоспособном состоянии, имеет важное значение. Своевременное обнаружение точных координат повреждения обеспечивает возможность: в плановом, а не аварийном порядке провести ремонт и тем самым не допустить развития повреждения до критической стадии, когда внезапно нарушается работоспособность теплопровода, а ситуация перерастает в аварийную с выбросами теплоносителя на поверхность земли и образованием "кратеров" и "гейзеров"; снизить затраты при ремонтных работах; уменьшить площадь нарушения благоустроенных территорий и асфальтовых покрытий; уменьшить перерывы в теплоснабжении потребителей; уменьшить потери теплоносителя; избежать нанесения ущерба сторонним организациям и гражданам; снизить экономические затраты на послеаварийные восстановительные работы, возмещение ущерба и штрафы. Теплосетью ОАО «Ленэнерго» совместно с научно-исследовательскими институтами и другими научными организациями неоднократно проводились работы по опытному применению известных и разработке новых технических методов диагностики теплопроводов. Первые работы были проведены с 1972 по 1978 гг. с Рязанским радиотехническим институтом по теме «Прогнозирование мест повреждений в тепловых сетях». В процессе работы были проанализированы следующие известные методы дефектоскопии и неразрушающего контроля применительно к трубопроводам: ультразвуковые, магнитные, электромагнитные, электронно-акустической эмиссии, вихревых токов, радиографические, телевизионные, взаимомодуляционные. Исследования показали, что перечисленные методы позволяют получать результаты о состоянии подземных теплопроводов с невысокой степенью достоверности. Любой из методов требует продолжительного сбора, обработки и обобщения статистического материала по состоянию теплопроводов в реальных условиях, выбор критериев количественных показателей для оценки состояния трубопроводов. В 1986-1988 гг. проводились работы с ВТИ им Ф.Э. Дзержинского по испытанию электромагнитного метода на теплопроводах тепловых сетей «Ленэнерго». Результат работ был отрицательным из-за низкого электрического сопротивления изоляции теплопроводов, применяемой в тепловых сетях. В 1987-1990 гг. выполнялись работы совместно с институтом Космоаэро-геологических методов (ВНИИКАМ) по теме «Разработка методики оценки технического состояния городских теплосетей методом теплоаэросъемки». В это же время совместно с ВНИИКАМ ЛИСИ проводил работу по исследованию полей температуры над теплопроводами традиционными методами измерения температуры и тепловых потоков. В результате исследований был сделан вывод о том, что тепловые методы не позволяют однозначно определять причины возникновения температурной аномалии на поверхности земли над теплопроводом. Также не удалось создать адекватную модель для расчета поля температур над теплопроводом и связать тепловые потери со скоростью коррозии стального трубопровода, находящегося под слоем земли. В 1998 г. фирмой «ВЕКТОР» с помощью корреляционного анализатора шумов была обследована магистраль Дачная. После шурфовки и осмотра вырезанного участка трубопровода в одном из мест, указанных специалистами фирмы «ВЕКТОР», оказалось, что результаты обследования не соответствуют фактическому состоянию трубопровода. В 1995 г. и в 2000 г. на тепловых сетях Ленэнерго проводились работы по обследованию теплопроводов фирмой ООО «ДИССО» с применением теплови-зионных и электромагнитных методов геологоразведки. Расхождение фактического и полученного в результате обследования состояния металла теплопроводов превысило 70%.
Подводя итог, повторим вывод, сделанный учеными Рязанского радиотехнического института - ни один из существующих методов технической диагностики не способен дать представления о фактическом состоянии и рабочем ресурсе подземных теплопроводов. В сложившейся ситуации, когда инструментальные методы оказались несостоятельными, а задача определения технического состояния теплопроводов весьма актуальна, представляется единственно возможный выход из создавше- гося положения: заняться систематическим сбором статистических данных о дефектах и аналитической обработкой информации с целью выявления участков повышенной повреждаемости. Схема действия при этом такова. Результаты анализа статистических данных передаются в группу электрозащиты для исследования коррозионной обстановки по конкретным участкам тепловой сети. Используя результаты коррозионных исследований, паспортные и статистические данные о дефектах, проводится анализ причин повышенной повреждаемости участков тепловых сетей. Результаты анализа предоставляются в эксплуатационные районы и используются при выборе участков тепловых сетей, подлежащих капитальному ремонту, и для выработки технических решений и мероприятий по снижению повреждаемости трубопроводов. В настоящее время Теплосеть развернула работу по сбору первичной информации о дефектах. Разработана форма «Акт осмотра дефекта». Акты заполняются эксплуатационными районами и передаются в группу обработки анализа данных. Информация, содержащаяся в Актах, заносится в локальную базу данных. Кроме того, производится сбор информации о дефектах, имевших место за период с 1976 по 2000 гг. («Акт осмотра дефекта» введен в действие с 2000 г.) посредством выборки из годовых «Журналов дефектов».
