РосТепло.ru - Информационная система по теплоснабжению
РосТепло.ру - всё о теплоснабжении в России

V. Проект повышения надёжности и экономичности тепловых сетей

 5.1 Качество строительства тепловых сетей

Техническая проблема обеспечения длительного срока службы тепловых сетей была решена еще в 50-е годы прошлого века за счет применения толстостенных труб и высокого качества строительных работ (в первую очередь антикоррозийной защиты). Сейчас набор технических средств существенно увеличился. Производители качественных предварительно изолированных трубопроводов и оборудования для тепловых сетей готовы обеспечивать 50-летний срок службы своей продукции, при условии соответствующего качества строительства и эксплуатации.

Реальность такого срока службы, при хорошем состоянии трубопроводов, подтверждается опытом восточноевропейских стран и некоторых российских городов.

Стальные трубопроводы

«Правила промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением», не устанавливают сегодня обязательных требований к стальным трубам для тепловых сетей. СП «Тепловые сети» для выбора труб делает ссылку на «Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», действие которых прекращено. Фактически теплоснабжающие и теплосетевые организации могут сегодня применять любые трубы, обеспечивающие 10-ти летний гарантийный срок службы сетей.

Для прокладки теплопроводов сегодня массово используются водогазопроводные сварные трубы. Эти марки стали разработаны более 50 лет назад, устарели и не отвечают условиям эксплуатации тепловых сетей. Сталь обычного качества характеризуется высокой загрязненностью вредными примесями и неметаллическими включениями, что является основной причиной неравномерной коррозии (чистое железо имеет абсолютную коррозионную стойкость).

В технических условиях, по которым поставляются трубы, не нормируются показатели, важные для условий эксплуатации конкретных теплосетей. Необходим творческий дифференцированный подход к конструктивным параметрам закупаемых труб (в первую очередь к толщине стенки), химическому составу и технологическому производству трубных сталей с учетом их склонности к коррозионным процессам при эксплуатации.

Квалифицированные организации заказывают не просто трубы из Ст10 или Ст20, а прописывают подробный состав и закупают у производителей, не использующих отбраковку «на воду», когда в коммунальное хозяйство поставляются менее качественные трубы, формально соответствующие диапазону состава закупаемой марки стали. Например, в Ст10 содержание углерода может находиться в диапазоне 0,07-0,14%.

В рамках одного структурного класса стали, не прибегая к дорогостоящему легированию, можно улучшить стойкость к коррозионной повреждаемости путем совершенствования химического состава и металлургической технологии производства стали для труб. Это позволяет достичь:

  • измельчения зерна феррита и размеров структурных составляющих;
  • повышения однородности структуры;
  • уменьшения структурной полосатости;
  • снижения количества неметаллических включений;
  • низкой склонности к деформационному старению;
  • улучшенной свариваемости.

Основными факторами, от которых зависит коррозионная стойкость стальных труб из углеродистых и низколегированных сталей, является степень их чистоты по неметаллическим включениям и содержание углерода. В тоже время, скорость коррозии в значительной степени зависит от структурного состояния металла, что затрудняет однозначную трактовку влияния содержания углерода. Тем не менее, в основном, увеличение содержания углерода повышает скорость коррозии.

Основные направления повышения требований к качеству сталей для тепловых сетей:

  • снижение содержания углерода;
  • повышение содержания марганца;
  • микролегирование (Nb, V);
  • снижение содержания вредных примесей (S≤0.005%; P≤0.015%);
  • снижение содержания газов ( H2≤3см3/100 г; N2≤0.006%);
  • микролегирование титаном для связывания азота;
  • модифицирование неметаллических включений;
  • использование ускоренного последеформационного охлаждения совместно с контролируемой прокаткой.

Сложившиеся на сегодня требования к стальным трубам для тепловых сетей в крупных квалифицированных организациях, в основном, сводятся к следующим:

  • применение бесшовных труб до максимального выпускаемого диаметра (400-500 мм);
  • отказ от применения спиралешовных труб;
  • запрет на применение бывших в употреблении (б/у) труб (кроме случаев переноса байпасов);
  • использование Ст20 с гарантированным составом для трубопроводов малых диаметров;
  • использование стали 17Г1СУ для магистральных сетей больших диаметров.

При повышенных прочностных требованиях к трубопроводам воздушной прокладки с большими расстояниями между опорами, требуются стали с повышенным пределом текучести и временным сопротивлением разрыву (например, Ст25).

При расчетных температурах воздуха ниже –30 °С применяются марки 17ГС и 17Г1С, а ниже –40 °С марка 09Г2С.

Применение толстостенной трубы не гарантирует защиту металла от коррозии, но существенно увеличивает срок эксплуатации трубопроводов.

Выбор конструкции тепловых сетей

Обычно в организациях имеются типовые технические решения, либо типовые технические условия на проектирование сетей, применяемые повсеместно, без учета особенности территории размещения конкретной сети. Для обоснованного принятия решения о применении конкретной конструкции тепловой сети необходимо учитывать следующие основные факторы:

  • срок службы трубопровода до реконструкции и причины выхода из строя;
  • сложившаяся скорость внутренней коррозии;
  • тип грунта;
  • уровень грунтовых вод и частота подтоплений от смежных коммуникаций и поверхностными водами;
  • возможности водовыпуска;
  • наличие других коррозионных факторов воздействия на трубопроводы;
  • наличие устройств электрохимзащиты смежных подземных металлических сооружений.
Канальная прокладка

Использование существующих каналов не требует затрат на организацию пересечений с другими коммуникациями; уменьшает напряжения в металле трубопроводов из-за возможности свободного их расширения; предохраняет трубопровод от перенапряжений и повреждений при раскопках других коммуникаций; предотвращает выброс теплоносителя на поверхность земли при разрыве трубопроводов. Там, где можно доступными средствами обеспечить отсутствие в каналах влаги, канальная прокладка с применением хомутовых скользящих или катковых опор, качественных антикоррозийных покрытий и негорючей изоляции, позволяет гарантировано обеспечить безаварийный 50-ти летний срок службы.

Желаемый уровень тепловых потерь достигается качеством изоляции и ее толщиной. При этом надо иметь ввиду, что затопление каналов увеличивает тепловые потери через навесную изоляцию в 4-5 раз. Там, где устранение затопления экономически не целесообразно, лучше применять методы бесканальной прокладки из предварительно изолированных труб.

Стальные трубопроводы в ППУ изоляции

При общеизвестных достоинствах предизолироанных трубопроводов в ППУ изоляции их применение требует повышенного внимания к качеству строительных работ и самих изделий. При наличии в стране около 150 предприятий и цехов по изготовлению предизолированных труб, только каждое десятое обеспечивает приемлемый уровень качества производства и продукции. Причем и лучшие производители, в условиях демпинга на конкурсах и аукционах, для снижения своих ценовых заявок вынуждены ориентироваться на нижнюю границу требований качества. Накопилась большая негативная практика массовой вынужденной замены трубопроводов в некачественной ППУ изоляции через 5-10 лет эксплуатации.

Основные проблемы.

  • К российским особенностям относятся: применение качественного регулирования отпуска тепловой энергии с частым изменением температуры теплоносителя и глубина промерзания грунта ниже уровня прокладки ППУ трубопроводов, определяемой весом грунта. Постоянные перемещения трубопроводов, находящихся зимой в линзе незамерзающего влажного грунта, приводят к диффузии песка в грунт и ликвидации компенсирующей способности сети, особенно на углах поворотов и П-образных компенсаторов, что может приводить к сминанию пенополиуретана и нарушению целостности конструкции. Именно по этой причине в советское время получили распространение канальные конструкции, а для бесканальной прокладки применялась исключительно теплоизоляция высокой прочности.
  • На километре теплотрассы в ППУ изоляции имеется до ста стыков полиэтиленовой оболочки (на стыках стальных труб, перед запорной арматурой, неподвижными опорами и компенсаторами, а также угловые и торцевые на отводах, ответвлениях, спускниках и воздушниках). Гарантированных методов контроля герметичности этих соединений не существует и приходится рассчитывать только на качество поставщика и квалификацию персонала строительной организации.
  • Проезд тяжелой техники над труборопроводами или проведение раскопок могут привести к сминанию пенополиуретана или даже разрыву полиэтиленовой оболочки без оперативного срабатывания системы ОДК.
  • Нарушение герметичности стыкового соединения или повреждение внешней полиэтиленовой оболочки приводит к намоканию ППУ изоляции. При этом начинается процесс ее гидролиза с образованием коррозионно-активных веществ (растворы карбоновых кислот) и наружной коррозией на металлической трубе, не имеющей антикоррозионного покрытия. Коррозионные процессы распространяются с неконтролируемой скоростью, что, в конечном итоге, может привести к повреждениям до нескольких десятков и даже сотен метров тепловой сети.
  • Локальные намокания изоляции, при появлении в месте увлажнения электрического контакта с грунтом, могут привести к большой плотности стекания токов, натекающих на других участках, и интенсивной коррозии.
  • Крупные разрывы трубопроводов бесканальной прокладки чрезвычайно опасны, так как могут пострадать люди, находящиеся в зоне неожиданного выброса горячей воды и пара.
  • Мелкие свищи и разрывы трудно обнаружить, так как вода может распространяться под полиэтиленовой оболочкой на десятки метров. Вскрытие полиэтиленовой оболочки в зимних условиях (при низких температурах) приводит к ее интенсивному растрескиванию. Восстановить сухость пенополиуретана и герметичность оболочки после устранения даже небольшого свища в полевых условиях очень трудно (например, есть метод продолжительного выдавливание влаги сжатыми газами).
  • При хороших теплоизоляционных свойствах качественно изготовленных теплопроводов, на величину фактических потерь оказывает влияние малая глубина прокладки. Исследования по деструкции пенополиуретана при 50-ти летнем сроке службы в российских условиях, не проводились.
  • Имеются ограничения по температуре теплоносителя 130 °С.
  • Конструкция горюча и ее применение вне грунта регулярно приводит к пожарам.
  • Имеются ограничения по применению бесканальной прокладки в районах высокой сейсмичности и на территориях с низкой несущей способностью грунтов (менее 0,15 МПа.).

Абсолютно недопустимой конструкцией при наличии даже минимальной влажности, но получившей тем не менее весьма широкое распространение, является напыления пенополиуретана или применение скорлуп из него.

Реальный 50-летний срок службы предизолированных трубопроводов в ППУ изоляции можно обеспечить только при следующих условиях:

  • качество поставки и монтажа, соответствующее общедоступным стандартам НП «Российское теплоснабжение» (стандарты находятся в открытом доступе на сайте Партнерства);
  • применение качественных сталей с оговоренным составом;
  • применение конструкций неподвижных опор, не допускающих контакта металла с грунтом;
  • недопущение других «мостиков» для стекания с трубопровода блуждающих токов;
  • использование надежных конструкций теплогидроизоляции подвижных компенсаторов и торцевых заглушек;
  • приборный контроль сетевой организацией поставляемых изделий и выполняемых работ на соответствие стандартам и требованиям конкурсной документации, в том числе в части 10-ти летней гарантии;
  • практически полное отсутствие внутренней коррозии.

Должны также использоваться возможные дублирующие методы защиты от коррозии. Необходимо перенести в теплоснабжение опыт нефтяников, давно использующих трубопроводы в ППУ-изоляции с двойной степенью защиты от коррозии – наружная полиэтиленовая оболочка и антикоррозийное покрытие непосредственно трубы. Количество повреждений трубопроводов в ППУ-изоляции подтверждает необходимость такого шага, тем более цена теплопровода увеличивается незначительно, и конструкция разрешена к применению ГОСТ 30732-2006.

Стальные трубопроводы в ППМ изоляции

Пенополимерминеральная изоляция относится к классу жестких пенополиуретанов. Введение в состав минеральных наполнителей и других добавок, улучшает физико-механические характеристики смеси и сокращает расход дорогостоящих компонентов.

ППМ изоляция по сравнению с ППУ имеет более высокий коэффициент теплопроводности и, соответственно, большую толщину, не укомплектована системой ОДК. С другой стороны, у нее есть свои преимущества:

  • большое количество закрытых пор (слабо впитывает влагу);
  • паропроницаемость (способность к высыханию);
  • формирование твердого устойчивого антикоррозийного защитного слоя на поверхности металла;
  • прочность изоляции (возможность прокладки на большей глубине и вандалоустойчивость);
  • слабая горючесть (затухающий процесс) с возможностью прокладки в каналах;
  • относительная простота монтажа и заливки стыков;
  • возможность использования при температуре теплоносителя 150 ºС.
  • возможность (простота) применения при аварийно-восстановительных работах.

Проблемой является наличие некачественных производителей, практикующих ценовой демпинг при отсутствии входного контроля заказчика. Нарушении рецептуры и технологии изготовления, приводит к отслоению изоляции, ее растрескиванию и увлажнению.

В отличие от трубопроводов, имеющих защитную полиэтиленовую оболочку, ППМ изоляция в меньшей степени препятствует воздействию блуждающих токов на стальные трубы, с другой стороны, более равномерное их стекание по длине трубы позволяет избегать интенсивной коррозии в местах локальных увлажнений.

При нарушении тонкой гидрозащитной оболочки сформированной из основной смеси в процессе производства, предизолированные ППМ трубопроводы допускают коэффициент увлажнения до 5% во влажных грунтах в соответствии со СНиП 41-03-2003 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов». Но, благодаря своей паропроницаемости, изоляция может полностью высохнуть за несколько дней.

Применение ППМ изоляции обосновано при периодическом подтоплении тепловых сетей или в сухих грунтах.

Гибкие пластиковые трубопроводы

Гибкие предварительно изолированные трубопроводы для бесканальной прокладки являются самокомпенсирующимися и поставляются на объекты в бухтах, что упрощает монтаж, позволяет обходить препятствия и проходить сложные по геометрии участки при пересечении со смежными коммуникациями. Используются напорные трубы из сшитого полиэтилена (РЕ-Х), полибутена (РВ) и полиэтилена повышенной термостойкости (РЕ-РТ тип II). Применяются также многослойные трубы.

Полимерные трубы имеют жесткие ограничения по рабочему давлению в соотношении с температурой теплоносителя, диаметром трубы и толщиной стенки. Расчет срока службы производится по методу расчета накопленных напряжений с помощью правила Майнера, разработанного в рамках DIN EN ISO 13760 (на него ссылаются в ГОСТ Р 52134 и ГОСТ-32415).

В соответствии с ГОСТ Р 56730-2015 «Трубы полимерные гибкие с тепловой изоляцией для систем теплоснабжения» при рабочей температуре 80 °С срок службы гибких трубопроводов составляет 29 лет, а при 95 °С всего 100 часов.

На практике при превышении предельного уровня накопления напряжений, вдоль трубы образуется протяженный продольный шов с нарушением ее герметичности. Попытки замены небольшого участка обычно оказываются бесполезны, так как трубопровод вскоре раскрывается и на прилегающих участках.

Производителям разрешено устанавливать режимы эксплуатации (соотношение температура/давление) и срок службы, отличающиеся от ГОСТ. Для многослойных труб называются параметры до 115 °С и давление до 16 кг/см², причем с возможностью одновременного воздействия обоих максимальных значений. Подобные конструкции производятся только в России.

Для многослойной пластиковой трубы (например, пластиковая труба – армирующая сетка Kevlar – пластиковая оболочка) в расчете срока службы необходимо использовать логарифмические зависимости длительной прочности, подтвержденные результатами тестирования по ISO 21003-2 и ISO 9080 Ганноверским институтом централизованного теплоснабжения FFI (Fernwärme Forschungsinstitut Hannover), так как в России пока не имеется аккредитованных лабораторий, которые могли бы проводить испытания при температуре более 95 °С.

Фактически производители не представляют на своих сайтах ни результатов испытаний, ни таблиц или графиков зависимости срока службы от температуры и давления. Рекламные материалы не могут признаваться корректными и при закупках необходимо требовать полный комплект документации и производить расчет срока службы под конкретные условия. Необходимо также учитывать возможное воздействие гидравлических ударов (например, при переключении насосов ЦТП на открытую задвижку) и возможное повышение температуры и давления при неисправности автоматики регулирования.

Для каждого типоразмера многослойной трубы должны быть представлены свои логарифмические зависимости длительной прочности, полученные при проведении испытаний для условий бесканальной прокладки, когда трубопроводы не имеют возможности свободного температурного расширения. Должны быть представлены протоколы сертификационных испытаний, протоколы периодических испытаний труб независимыми аккредитованными организациями включая, протоколы циклических испытаний (давление–температура) системы труб с фитингами в соответствии с ГОСТ Р 52134, а также протоколы заводских испытаний конкретной партии.

Гибкие трубопроводы из нержавеющей стали

Трубопроводы рассчитаны на температуру до 150 °С и давление до 16 кг/см². Из-за витой конструкции, трубопроводы имеют повышенное гидравлическое сопротивление, что приводит к необходимости применения больших диаметров, по сравнению с недеформированными трубами.

При первичной адаптации конструкции к условиям тепловых сетей проводились испытания на стойкость к коррозии, при которых через несколько часов испытаний образцы труб разрушились. Причиной было коррозионное растрескивание под напряжением, так называемая стресс-коррозия. Контрольные испытания недеформированных труб показали высокую коррозионную стойкость, то есть причиной стресс-коррозии были механические напряжения, появляющиеся в результате холодного формования (гофрирования) труб.

Проблема вроде бы была решена путем индукционного нагрева труб в среде инертного газа непосредственно в линии сразу после этапа холодного формования. Но, в процессе эксплуатации крупных централизованных систем, трубопроводы из тонкой гофрированной нержавеющей стали (менее 1 мм) могут дополнительно деформироваться от воздействия гидроударов, реально происходящих весьма часто, например, при останове сетевого насоса. Достаточно большое количество повреждений подобных трубопроводов от коррозийного растрескивания под напряжением (КРПН) проявилось уже в период до 10 лет эксплуатации сети. Проблемным оказался и ремонт подобных трубопроводов.

Коррозионное растрескивание под напряжением характеризуется трещинами, появляющимися от воздействия хлоридов или сероводорода, причем воздействие хлоридов ускоряется при температуре выше 60 °C. Конструкция гибких трубопроводов на основе аустенитных сталей имеет ограниченную стойкость к коррозионному растрескиванию под напряжением даже при очень низком содержании хлора и/или сероводорода. Воздействие КРПН обычно проявляется на свойствах металла в виде так называемого «сухого» растрескивания или в виде снижения порога усталости материала. Разрушение может происходить совершенно неожиданно даже при минимальной общей потере металла.

Применение подобных гибких трубопроводов ограничено небольшими системами. При подпитке теплосети хлорированной водой, подогреве такой воды для горячего водоснабжения и при наличии в сетевой воде сероводорода от деятельности серобактерий, необходимо оценивать риски существенного сокращения срока службы.

Стальные оцинкованные трубопроводы

Оцинкованные трубы массово применялись в советское время в качестве трубопроводов горячего водоснабжения. В связи с недоступностью специальных электродов, обеспечивающих цинковое покрытие сварного шва, срок службы этих труб немного отличался от обычных. Хотя цинк и выполнял роль протектора, сказывалось низкое качество покрытий и их малая толщина (40 мкм). Чаще всего сквозные повреждения образовывались на стыках.

В начале 90-х годов, при внедрении первых конструкций трубопроводов в ППУ изоляции, в Москве применялись трубопроводы с толстым слоем цинка (80 мкм) сверхглубокого цинкования и сваркой специальными электродами или соединением с помощью пайки. Конструкция получилась существенно более надежная и сети ГВС эксплуатировались по 20 лет. Но сказалось повышение нормативного уровня температуры горячей воды. Цинковое покрытие, служащее коррозионным барьером и, при необходимости, жертвенным анодом, при повышении температуры выше 55 °C начинает ускорять коррозию самой углеродной стали. При присутствии в воде кислорода, углекислоты, хлоридов и сульфат-ионов в общей сумме более 50 мг/дм³, коррозия может привести к сквозным повреждениям через 3-4 года эксплуатации.

Применение оцинкованных стальных водогазопроводных труб дает хорошие результаты при работе в холодной и теплой воде с температурой не выше 55 °С. Цинковое покрытие нестойко в кислых и щелочных средах. Перед монтажом трубопровода необходимо проведение анализа состава воды. Если вода мягкая, содержит активную двуокись углерода, а также хлор и (или) сульфаты, оцинкованные трубы не рекомендуется использовать. Вода с низким рН (6-7) приводит к относительно быстрому разрушению покрытия, в водах с рН, равным 7,4-7,9 покрытие оказывается более стойким за счет сохранения внутреннего промежуточного слоя железоцинковых сплавов, на котором образуется осадок с высокими защитными свойствами.

На стойкость покрытия влияет также скорость воды, при минимальной скорости 0,3-0,5 м/с, защитный слой разрушается не столь быстро.

Стеклопластиковые и стеклобазальтовые трубопроводы

Стеклопластиковые и стеклобазальтовые трубы изготавливаются на одних и тех же намоточных станках и отличаются лишь составом применяемых нитей. Для условий тепловых сетей основное значение имеет качество смолы, скрепляющей нити и образующей на внутренней поверхности тонкий слой лайнера – герметичного слоя, не пропускающего воду.

В конце прошлого века были проведены пробные прокладки подобных труб пяти оборонных предприятий на 2-х участках реальных сетей ГВС, одном участке сети отопления, трубопроводах в ЦТП и отводе от солевой ямы котельной. В течении 2-х лет на участках были выявлены следующие проблемы:

  • трещины в лайнере, появившиеся при некачественной перевозке труб (трубы не были закреплены), привели к капельному пропусканию влаги по всей длине, что выяснилось сразу после монтажа;
  • на трубопроводах с резиновым уплотнением стыков три раза вырывало силиконовые прокладки из-за гидроударов от пуска насосов на открытую задвижку;
  • на одном участке произошло растворение смолы из-за влияния состава горячей воды, с перекрытием сечения трубы упавшими нитями и нарушением ее герметичности;
  • на двух участках с клееными стыками из-за деформаций трубопроводов произошла разгерметизация стыков и восстановление их представляло существенную проблему из-за необходимости обеспечения плюсовой температуры воздуха и абсолютной сухости.

За прошедшее время в конструкции подобных трубопроводов принципиально ничего не изменилось и проблемы в основном сводятся к качеству стыков, выполняемых вне заводских условий, не возможности достоверного контроля их качества, отсутствию простых ремонтных комплектов для стандартных и нестандартных узлов.

Компенсация температурных удлинений

К наиболее частым нарушениям при прокладке тепловых сетей относятся ошибки в организации температурного расширения (удлинения) трубопроводов. Вся конструкция тепловой сети в значительной степени определяется необходимостью организации компенсации этого расширения. Защемление трубопровода часто в разы сокращает его срок службы, это было доказано при применении в наших условиях стартовых компенсаторов. Даже правильная растяжка трубопровода бесканальной прокладки перед заваркой кожуха стартового компенсатора, при качественном регулировании температуры теплоносителя и летних отключениях, не позволила обеспечить безаварийную работу трубопроводов. Имели место случаи их разрыва по «живому» не проккородированному металлу.

В последнее время, в основном, применяется три типа компенсации: углами поворота, а также с помощью П-образных и осевых сильфонных компенсаторов. Линзовые компенсаторы по своей конструкции не подходят для тепловых сетей. Сальниковые компенсаторы не обеспечивают герметичность трубопровода, требуют обслуживания и склонны к защемлению с потерей компенсирующей способности.

Наиболее частые ошибки при строительстве:

  • отсутствие мягких компенсирующих вставок между трубопроводом и грунтом на углах поворота;
  • применение непроектных приварных скользящих опор из тонкого металла, что, в присутствии влаги в канале, приводит к их быстрому разрушению из-за электрокоррозии и снижению компенсирующей способности трубопровода;
  • применение непроектных хомутовых скользящих опор, допускающих их перемещение по длине трубопровода;
  • использование для скользящих опор либо самодельных нестандартных опорных камней, либо стандартных, но размеров, не соответствующих диаметру трубопровода;
  • превышение линейного удлинения трубопровода компенсирующей способности компенсатора;
  • установка сильфонных компенсаторов на трубопроводах с возможностью реверсивного движения теплоносителя;
  • отсутствие перед сильфонным компенсатором у трубопроводов канальной или воздушной прокладки направляющих опор, либо применение непроектных опор, приводящих к повреждению изоляции;
  • перелом либо сдвижка при монтаже осей сильфонного компенсатора и трубопровода с удалением ограничительной скобы (чеки) компенсатора до его монтажа;
  • возможность перелома осей сильфонного компенсатора и трубопровода, в том числе из-за просадки трубопровода при недостаточной несущей способности грунтов, просадки направляющих опор или коррозии скользящих опор;
  • отсутствие разгрузки сильфонного компесатора от веса трубопровода;
  • несоответствие давления, применяемого при опрессовке трубопроводов тепловых сетей, и разрешенного давления для компенсатора;
  • невыполнение при строительстве необходимой растяжки компенсатора (обычно на 50% хода);
  • применение негерметичной конструкции изоляции сильфонного компенсатора с попаданием к гофрам грунтовых вод, насыщенных хлоридами;
  • засыпка сильфонного компенсатора грунтом без создания возможности для перемещения его кожуха;
  • попадание на сильфон брызг металла при его приварке к трубопроводу;
  • прохождение электрического тока через компенсатор при сварке (при приварке нижнего патрубка кабель «масса» должен быть снизу, а при приварке верхнего патрубка сверху);
  • попадание в линзы компенсатора металлического мусора, гаек, болтов и т.п.

Сильфонный компенсатор является невосстанавливаемым элементом тепловой сети и замена его в отопительный период представляет серьезную проблему. На сегодняшний день не существует методов диагностики сильфонных компенсаторов. Для обеспечения их длительного срока службы необходимо, чтобы назначенная наработка компенсатора соответствовала этому сроку. Она рассчитывается в соответствии с температурной историей трубопровода (количество и амплитуда температурных деформаций). Назначенная наработка для сильфонных компенсаторов тепловых сетей на 30 лет приведена в стандарте НП «Российское теплоснабжение» СТО НП «РТ» 70264433-4-6-2010 «Компенсаторы сильфонные и сильфонные компенсационные устройства для тепловых сетей. Общие технические требования» (этот и другие стандарты находятся в открытом доступе на сайте Партнерства). Для срока службы сетей в 50 лет, она должна быть пропорционально пересчитана.

Проблемы с сильфонными компенсаторами из-за коррозии могут возникнуть при наличии в теплоносителе хлоридов и сероводорода. В этом случае, срок службы компенсаторов становится непредсказуемым. Необходимо либо совершенствовать водно-химический режим тепловых сетей, либо требовать от производителей нанесения стойких антикоррозионных покрытий на внутреннюю поверхность компенсатора (например, из тефлона).

Еще одним серьезным ограничением в применении сильфонных компенсаторов является недопустимость гидравлических ударов, о чем предупреждают все производители. Таким образом, применение современного оборудования требует совершенствования работы всей системы теплоснабжения.

Комплексная система приемки тепловых сетей

Пунктом 17 статьи 14 ФЗ-190 «О теплоснабжении» запрещается подключение к системам теплоснабжения тепловых сетей, на которые не предоставлена гарантия качества в отношении работ по строительству и примененных материалов на срок не менее чем десять лет. Это весьма редкий случай введения технических требований непосредственно в текст федерального закона.

Если организация хочет добиться реального срока службы новых тепловых сетей в 50 лет, ей необходимо, как минимум, совершить следующие действия:

  • разработать техническую политику организации в части тепловых сетей, включая применяемую систему качества;
  • отказаться от прокладки сетей без проектов;
  • до выдачи ТУ на проектирование организовать проведение анализа коррозионной ситуации на месте прокладки, включая определение конкретных причин выхода из стоя заменяемого трубопровода и определение степени воздействия коррозионных факторов, сравнительный анализ конструкций, подходящих для условий участка работ;
  • обеспечить ускорение корпоративных конкурсных процедур с предотвращением ситуаций прокладки заведомо некачественной продукции из-за невозможности оперативной замены и необходимости завершения строительства до начала отопительного сезона;
  • отказаться от практики выполнения проектов без раздела «Защита от коррозии», в том числе электрохимической защиты предизолированных трубопроводов;
  • расширить полномочия авторского надзора проектировщиков и обязать их оперативно корректировать проекты по результатам раскопки, в том числе при определении фактической несущей способности грунтов;
  • внедрить обязательный анализ состояния выкопанных трубопроводов для оценки качества диагностики и подтверждения правильности оценки причин коррозии на предпроктной стадии;
  • формализовать процедуры приемки выполненных работ;
  • внедрить методы приборного контроля поставляемых материалов и оборудования, а также построенной теплосети в период гарантийного срока (фактические тепловые потери, электроизоляция от грунта, наличие мест повышенных напряжений, качество работы ОДК и т.д.);
  • оформить договоры персональной ответственности с работниками, участвующими в приемке проектов и построенных сетей, за полноту процедур, проверку поставки, качество работ, растяжку трубопроводов и т.д.

Качество строительства и капитального ремонта сетей можно отнести к главной технологической проблеме в теплоснабжении. Это определяется как уровнем технической грамотности на местах, так и коррупционными причинами. Проблема еще более обострилась при массовом применении конструкций в ППУ изоляции бесканальной прокладки. Организации оказались не готовы к повышению качества работ, что предопределило появление сетей с низким не восстанавливаемым ресурсом.

 5.2 Обеспечение длительного срока службы тепловых сетей

В СП 124.13330.2012 «Тепловые сети» дано определение срока службы тепловых сетей: «период времени в календарных годах со дня ввода в эксплуатацию, по истечении которого следует провести экспертное обследование технического состояния трубопровода с целью определения допустимости, параметров и условий дальнейшей эксплуатации трубопровода или необходимости его демонтажа». Этим же документом определено, что скорость наружной коррозии, учитываемая в проектной документации, для стальных труб не должна превышать 0,03 мм/год, а внутренней 0,085 мм/год. Сумма двух скоростей определяет минимальный расчетный срок службы при разной толщине стенки трубы.

Если учесть, что разрыв трубопровода диаметром 80 мм с толщиной стенки 3,5 мм может произойти при остаточной толщине стенки 0,5 мм, а на трубопроводах диаметром 800 мм и толщиной стенки 9 мм при остаточной толщине 3 мм, расчетный срок службы для них должен, соответственно, составлять 26 лет и 52 года.

Уровень тарифов, конкурентный с локальными теплоисточниками, фактически не позволяет выйти на уровень 4% замены тепловых сетей в год. Во многих городах реальный срок службы магистральных сетей уже сложился на уровне 50 лет. При этом общая повреждаемость трубопроводов находится в очень широком диапазоне: от 0,1 до 7,5 повреждений в год на 1 км сети в двухтрубном исчислении на распределительных сетях и от 0,1 до 5 повреждений на магистральных сетях, что определяется, в основном, качеством эксплуатации.

Учитывая накопившийся в большинстве организаций недоремонт, альтернативы мерам по продлению ресурса сетей не существует. Причем эти меры в большей степени распространяются на трубопроводы, так как нормативный срок службы железобетонных конструкций составляет более 50 лет.

Основными факторами, определяющими срок службы тепловых сетей, являются:

  • грамотность первичных технических решений, качество проекта и строительно-монтажных работ;
  • уровень грунтовых вод;
  • плотность смежных коммуникаций;
  • качество эксплуатации сетей.

Задачей проекта повышения надежности и экономичности тепловых сетей является выявление и нейтрализация допущенных на стадии строительства ошибок, определение причин корозионных процессов и разработка мероприятий по приведению сетей к удовлетворительному уровню надежности.

Увеличение срока службы сетей может быть обеспечено двумя основными методами:

  • локально-вставочный ремонт (в том числе предупредительный, до появления сквозных свищей);
  • мероприятия по защите от коррозии.

Комплекс мероприятий окупается за 2-3 года за счет:

  • снижения потерь с утечками;
  • снижения потерь через увлажненную изоляцию;
  • перевода аварийных работ в плановые (предупреждение развития крупных разрывов);
  • снижения потребности в инвестиционных затратах;
  • возможности подключения нагрузки без увеличения диаметров.
Этапы проекта

Подготовка и реализация проекта включает в себя 7 разделов:

  • Обследование сетей силами теплоснабжающей организации.
  • Разработка проекта восстановления ресурса, включая определение комплекса необходимых работ, расчет стоимости работ и ожидаемых эффектов.
  • Формирование экономической модели и определение источника финансирования.
  • Реализация проекта в части восстановления ресурса трубопроводов и обеспечения их гидравлической плотности.
  • Реализация проекта в части предотвращения дальнейших коррозионных процессов.
  • Реализация проекта в части повышения эффективности работы сетей, включая восстановление теплоизоляции в доступных местах и режимную наладку.
  • Организация работы в предприятии, обеспечивающей поддержание ресурса сетей.

 5.3 Техническое обследование тепловых сетей

Задача технического обследования состоит в подготовке формализованных исходных данных для «Проекта повышения надежности и экономичности тепловых сетей» включая определение причин коррозионных повреждений и классификацию сетей по техническому состоянию.

Наличие достоверной первичной информации о состоянии тепловых сетей является важнейшим фактором повышения их надежности и экономичности. Проводимые различными подразделениями теплоснабжающих и теплосетевых организаций обследования, осмотры, освидетельствования часто имеют субъективный характер, их результаты, как правило, остаются в подразделениях, а порой даже у конкретных сотрудников. Для сбора, перепроверки, обработки и анализа всей информации о состоянии тепловых сетей должен создаваться центр компетенций, ведущий общую базу данных.

Состав обследования.

  1. Анализ проектной и технической документации, а также опрос персонала, включая уже не работающих, в целях:
  • классификации сетей по реальному сроку службы (с учетом капитального ремонта) и типу прокладки;
  • классификации сетей по принятым в проектах мерам защиты от коррозии, оценки эффективности этих мер;
  • оценки возможностей водопонижения;
  • оценки влияния внутренней коррозии;
  • классификации повреждений трубопроводов по типу коррозии, местоположению разрывов по длине и окружности;
  • классификации участков тепловых сетей по среднему сроку службы до замены и определения причин частой замены конкретных участков;
  • определения возможных источников блуждающих токов вблизи часто заменяемых участков;
  • определения (по архивам теплосчетчиков) фактических потерь в сетях для зимнего и летнего периодов;
  • анализа величины подпитки тепловых сетей в динамике по годам с выделением величины ночной подпитки.
  1. Визуальное и приборное обследование, включая:
  • выявление подтопленных и заиленных участков и причин затопления, определение мест периодического подтопления и уровня ватерлинии;
  • определение состояния дренажей и водовыпусков;
  • оценка влияния капельной влаги;
  • фиксацию состояния сетей в доступных местах, включая трубопроводы, защитные покрытия, изоляцию, устройства на трубопроводах, элементы каналов и камер;
  • оценку качества прокладки сетей, находящихся в удовлетворительном состоянии;
  • измерение потенциала защиты или коррозии на трубопроводах относительно грунта мультиметром с медносульфатным электродом, в том числе в местах прохождения электрифицированного транспорта;
  • измерение блуждающих токов в особо подозрительных и ответственных местах с определением причин их появления и оценкой влияния станций катодной защиты смежных коммуникаций;
  • тепловизионное обследование сетей (аэросьемка, использование небольшого воздушного шара, либо съемка с верхних этажей зданий), при невозможности проведения тепловизионного обследования, выявляются места наиболее интенсивного таяния снега над теплосетями;
  • акустическое обследование сомнительных участков с выявлением мест максимальных напряжений в металле трубопроводов и использование других методов приборной диагностики;
  • шурфовки наиболее ответственных участков, по которым имеются сомнения в части технического состояния.
  1. Распределение по категориям:
  • тепловые сети в удовлетворительном состоянии;
  • участки тепловой сети, ресурс которых можно повысить за счет противокоррозионных мероприятий и локального ремонта;
  • участки тепловой сети, ресурс которых можно восстановить только путем полной замены трубопроводов.
  1. Визуализация полученных результатов с нанесением их на общую схему тепловых сетей:
  • состояние участка обозначается цветом – зеленый, желтый, красный;
  • срок службы – цифрой года замены трубопровода;
  • потенциал – цифрой зеленого или красного цвета;
  • зона затопления обводится и штрихуется голубыми линиями;
  • зоны блуждающих токов, потенциала коррозии на трубопроводах, повышенной температуры грунта над трубопроводами обводятся линиями других цветов;
  • повреждения трубопроводов обозначаются крестами с цветом соответствующим времени разрыва (зеленый – опрессовка, желтый – летний период, красный – отопительный период) с номером повреждения.
  1. Распределение разрывов трубопроводов по типам коррозионных повреждений:
  • протяженные из-за равномерного затопления тепловых камер и каналов водой (пр);
  • локальные на небольших подтопленных участках (лк);
  • разрушение скользящих опор и коррозия при трении трубы и подушку опоры (ск);
  • из-за капели с перекрытия канала (кап);
  • из-за наружной коррозии (нар)
  • из-за внутренней коррозии (вн);
  • из-за внутренней коррозии перешедшей в наружную (вн/нар);
  • на трубопроводах в ППУ (ппу);
  • на трубопроводах в ППМ (ппм);
  • на неметаллических трубопроводах (пл);
  • на трубопроводах из нержавеющей стали (нерж);
  • на компенсаторах (комп);
  • в тепловых камерах (кам);
  • разрыв с изменением формы трубы (рз);
  • свищ без изменения формы трубы (св);
  • свищ в сварном шве (шов).

Также обозначается тип трубопровода, например:

  • гв-под-21-18-вн-пр-св (подающий трубопровод ГВС, порядковый номер повреждения, год повреждения, от внутренней коррозии, свищи на протяженном участке),
  • от-обр-44-17-нар-пр-рз (обратный трубопровод отопления, порядковый номер, год повреждения, протяженный разрыв от наружной коррозии)
  • маг-под-62-17-ск (подающий магистральный трубопровод, номер повреждения, год повреждения, на скользящей опоре) и т.д.

5.4 Диагностика состояния трубопроводов

Методы диагностики

Из всех методов диагностики трубопроводов тепловых сетей только внутритрубная обеспечивает практически полную достоверность, но ее применение ограничено по следующим причинам:

  • необходимость очистки внутренней поверхности трубопровода;
  • ограничения по диаметрам (обычно не менее 400 мм);
  • невозможность прохождения аппаратами крутоизогнутых отводов и большинства типов запорной арматуры;
  • высокая стоимость работ.

В то же время, внутритрубная диагностика позволяет ранжировать состояние трубопровода по каждой трубе и внедрить методы превентивной замены от стыка до стыка.

Метод направленного ультразвукового сканирования также позволяет достичь весьма высокой точности определения коррозионных дефектов. На вскрытый трубопровод или в камере тепловых сетей устанавливается бандажное кольцо с УЗ-излучателями, диаметр которого составляет от 80 мм до 1400 мм Результатом сканирования является развернутая карта участка трубопровода с нанесением на нее дефектных участков. Метод также имеет ряд недостатков: работа возможна исключительно на прямых участках, без поворотов, запорной арматуры, неподвижных опор, осыпей и т.д. Сканирование трубопровода осуществляется только на 20 м от места установки кольца в обе стороны от него.

Акустические и магнитометрические методы имеют существенно меньшую достоверность, так как фиксируют места повышенных напряжений в металле труб без расшифровки причины этого повышения. Но с их помощью могут быть выявлено разрушение скользящих опор, опускание плит перекрытия канала на трубу, не определяемые внутритрубными методами.

При ремонте участков с выявленной утечкой теплоносителя, акустические методы позволяют достаточно точно определить участок, подлежащий замене, с решением проблемы повторных разрывов. Акустическая аппаратура не дорога и может самостоятельно использоваться эксплуатационными подразделениями. При отсутствии специалистов, расшифровку записей можно осуществлять дистанционно в специализированной организации.

Практика функционирования многочисленных диагностических служб показывает общую проблему – отсутствие проверки результатов диагностики при демонтаже трубопроводов. В этих условиях сотрудники лабораторий выдают заключения о необходимости замены практически всех обследованных участков, избегая таким образом ответственности за траты на ненужные «раскопки», или за аварии на проверенных сетях (при массовых положительных заключениях о ресурсе участков).

Контроль жизненного цикла сетей

При всей важности задачи отбора участков сетей с малым ресурсом под первоочередную замену, ее решение не позволит добиться продления самого ресурса. Необходим контроль наличия коррозионных факторов в соответствии с программой обследования тепловых сетей и периодическая диагностика состояния трубопроводов. В частности, акустические методы дают гораздо больший эффект при первичной акустической записи нового трубопровода и периодического обновления записей в течении всего жизненного цикла, так как появляется возможность сравнения и фиксации изменений.

Самым оперативным методом контроля состояния сетей является непрерывное отслеживание остывания теплоносителя и фактических тепловых потерь в автоматизированной системе управления теплоснабжением.

Раннее обнаружение намокания изоляции и появления потенциала коррозии на трубопроводах позволяют минимизировать и ущерб и затраты на устранение вредного воздействия. Все основные профилактические действия должны осуществляться непрерывно силами линейного эксплуатационного персонала, для чего необходимо принять меры по его стимулированию и повышению квалификации.

 5.5 Гидравлические испытания трубопроводов

Гидравлические испытания относятся к разрушающему контролю состояния тепловых сетей. При всех достоинствах методов неразрушающего контроля, опрессовка пока остается самым надежным способом определения состояния по всей длине трубопровода и обеспечения безаварийной работы системы теплоснабжения в зимний период.

 

Испытательное давление

Во время работы трубопроводы тепловых сетей находятся под постоянной нагрузкой от:

  • внутреннего давления теплоносителя;
  • массы металла труб, арматуры, воды, теплоизоляции;
  • нагрузок теплового удлинения;
  • защемления подвижных опор или чрезмерного трения в них;
  • воздействия грунта при бесканальной прокладке;
  • вибрационных нагрузок;
  • напряжений от изгиба и кручения трассы трубопровода.

Эти нагрузки в конкретных местах могут существенно превышать нагрузки от испытательного давления. При отключении сети для опрессовки, эксплуатационные нагрузки в большей части отсутствуют, а напряжения, возникающие при испытаниях на конкретном участке, зависят от плана трассы, диаметра трубопровода и испытательного давления. Обычно опрессовка давлением 1,25 рабочего не позволяет достичь целей гидравлических испытаний. Такие, и даже существенно большие, давления могут наблюдаться и в процессе эксплуатации, не говоря уже о напряжениях в металле трубопроводов. 

Стандартные механические свойства трубной стали практически не зависят от срока эксплуатации и не изменяются при гидравлических испытаниях. Большое количество разрывов при опрессовке объясняется только тем, что усилия действуют перпендикулярно стенке трубопровода с раскрытием сильно ослабленных из-за коррозии мест.

В соответствии с «Типовой инструкцией по эксплуатации тепловых сетей» ТИ 34-70-045-85, (уже не обязательной к применению), при испытании на гидравлическую плотность давление в самых высоких точках сети должно доводиться до пробного (1,25 рабочего), но не ниже 1,6 МПа (16 кгс/см2).

Сегодня большинство теплоснабжающих и теплосетевых организаций отказалось от нижнего порога испытательного давления в 1,6 МПа. Последствия такого решения для большинства поселений необходимо признать отрицательными. Низкое давление опрессовки приводит не к разрывам, а к пластической деформации коррозионноослабленных мест (отдулинам) и образованию сквозных трещин при дальнейших температурных деформациях трубопровода (всплеск количества повреждений при пуске отопления). Перенос устранения повреждений на отопительный сезон привел к усложнению ремонтных работ, снижению их качества, ускорению процессов наружной коррозии из-за подтоплений, с ростом общего количества разрывов трубопроводов и с соответствующими экономическими потерями.

Также не имеет оснований массовый отказ от гидравлических испытаний трубопроводов ГВС, не скомпенсированный текущим контролем их плотности по величине ночного водопотребления. Весьма часто малый срок службы трубопроводов отопления объясняется подтоплением их от трасс ГВС

Действующими «Правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок» максимальное испытательное давление должно устанавливаться расчетом на прочность по нормативно-технической документации, согласованной с Госгортехнадзором России.

В соответствии с "Правилами промышленной безопасности опасных производственных объектов, на которых используется оборудование, работающее под избыточным давлением" максимальное значение пробного давления также устанавливают расчетами на прочность трубопроводов, значение испытательного давления (между максимальным и минимальным в 1,25 рабочего) должно обеспечить наибольшую выявляемость дефектов трубопровода или его элементов, подвергаемых гидравлическому испытанию.

При отсутствии других обоснований, экономически целесообразно осуществлять опрессовку стальных трубопроводов на максимальное давление, ограниченное только прочностью применяемой запорной арматуры и компенсаторов.

 

Сокращение периодичности и сроков гидравлических испытаний

Правительством России постепенно сокращаются нормативные сроки отключения горячей воды в летний период, что усложняет проведение гидравлических испытаний. При соблюдении требований промышленной безопасности по диагностике всех сварных соединений средствами неразрушающего контроля ранее, в соответствии с отмененными «Правилами устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды», опрессовку вообще допускалось не проводить. Эта практика не получила широкого распространения, а организации, отказавшиеся от гидравлических испытаний, вынуждены были к ним вернуться из-за увеличения количества повреждений. Применяемое сегодня в некоторых городах сокращение срока летнего отключения до 3 дней, при низком уровне технического состояния сетей, также привело к резкому росту повреждаемости.

В соответствии «Правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок» утвержденными в 2003 году, все тепловые сети должны ежегодно подвергаться испытаниям на прочность и плотность для выявления дефектов не позже, чем через две недели после окончания отопительного сезона. Ограничение по срокам в такой редакции не имеет какого-либо смысла, и, наверняка, будет отменено в разрабатываемой новой редакции «Правил».

Существует несколько методов сокращения сроков летних отключений:

  • распределение опрессовок по времени и по небольшим участкам с использованием постоянных и временных перемычек, а также передвижных насосных станций;
  • отказ от опрессовки относительно новых трубопроводов и сетей в ППУ изоляции с работающей системой контроля;
  • подключение передвижных теплоисточников;
  • временное горячее водоснабжение по одной трубе (открытая схема или временный переход на открытую схему);
  • временная поставка горячей воды по трубам отопления (при 4-х трубной сети);
  • внедрение методов диагностики позволяющих снизить периодичность гидравлических испытаний.

Необходимая длительность отключения конкретного участка сетей может рассчитываться с учетом следующих факторов:

  • длина и конфигурация сетей;
  • количество перемычек;
  • резервирование источниками;
  • повреждаемость в предыдущие годы;
  • объем выполненных профилактических мероприятий;
  • планируемый объем замены сетей.

Возможно, разработать методику определения необходимой длительности летних отключений и определить необходимость таких расчетов при ежегодной актуализации схем теплоснабжения.

При длинных сетях, отсутствии перемычек, неудовлетворительном состоянии сетей, возможен вариант, когда и двухнедельного срока в конкретном районе может оказаться недостаточно для качественной подготовки к отопительному сезону. Необходимо ограничивать только среднюю по поселению длительность отключения, с возможностью вариации по разным районам.

 5.6 Внутренняя коррозия

Внутреннюю коррозию вызывает кислород, содержащийся в сетевой воде или конденсате. В присутствии растворенной углекислоты коррозионная активность кислорода возрастает. Развитие внутритрубной электрохимической коррозии в значительной мере зависит от коррозионной стойкости сталей, применяемых для изготовления труб, и определяется чистотой металла по коррозионно-активным неметаллическим включениям. Эти включения имеют сложный состав, но, как правило, содержат кальций. Тепловые и гидравлические удары, температурные расширения трубопроводов могут приводить к коррозионному растрескиванию и развитию микротрещин.

Повреждения, вызванные внутренней коррозией, обычно имеют вид небольших сквозных отверстий, когда дно коррозионные язвы достигает внешней поверхности трубы или щели в сварочном шве. Протечки через такие повреждения не велики и трудно определяемы, потому их своевременно не устраняют. Сетевая вода, выходя под давлением из сквозного отверстия, увлажняет и разрушает гидро- и теплоизоляцию трубопроводов, провоцируя наружную коррозию. Поскольку наружная коррозия визуально проявляется более активно, причиной повреждения часто определяют ее.

Наиболее интенсивно внутренняя коррозия развивается при большой концентрации в сетевой воде растворенного кислорода в присутствии депассиваторов (хлоридов и сульфатов), которые разрушая железооксидную защитную пленку обеспечивают свободный доступ кислорода к металлу. Влияет также значение рН и щелочности воды.

Подшламовая и стояночная коррозия

История подшламовой коррозии начинается с предпусковой гидропневматической промывки трубопроводов после строительства, отменяемой из-за отсутствия источника промывочной воды и недостаточной производительности канализационной системы. В лучшем случае трубопровод очищается «под метлу» и промывается сетевой водой «до осветления», таким образом в нем остается некоторое количество мусора. За время эксплуатации тепловых сетей в трубопроводах образуется, а также вымывается из систем отопления зданий, большое количество шлама, который осаждается на дне труб и способствует развитию под ним коррозионных процессов. Особо надо отметить практику сооружения запруд из грунта по проведении аварийно-восстановительных работ. Грунт, как правило, не удаляется и со временем размывается по всему трубопроводу.

Стояночная коррозия развивается в трубопроводах с малыми скоростями теплоносителя. Основными причинами ее возникновения являются ошибки в планировании развития тепловых сетей. Часто, из соображения повышения надежности теплоснабжения, создаются сети с излишними закольцовками и с участками трубопроводов, годами работающими в практически безрасходном режиме. Другой распространенной ошибкой является строительство тепловых сетей «под развитие» с неоправданно завышенными диаметрами трубопроводов и низкими скоростями теплоносителя в них.

Общие меры повышения качества теплоносителя влияют и на скорость рассматриваемых видов внутренней коррозии. К специфическим профилактическим мерам можно отнести обязательное вскрытие грязевиков и фильтров (в том числе в подключенных зданиях) при подготовке к отопительному сезону, а также периодическое дренирование нижних точек трубопроводов с малыми скоростями теплоносителя.

Чем выше агрессивность сетевой воды (содержание сульфатов и хлоридов), тем больше опасность от простоя трубопроводов теплосети при неполном ее дренировании. Для предотвращения интенсивной коррозии трубопроводов во время длительного простоя, целесообразно проводить их консервацию. При проведении консервации недеаэрированной водой необходимо поддерживать значение рН воды не менее 10. С учетом большого количества железооксидных отложений на внутренней поверхности труб, разветвленности теплосети и сложной гидродинамики системы, желательно в ходе консервации поддерживать постоянную циркуляцию щелочного раствора, хотя бы в течение первых двух недель консервации, до достижения устойчивого значения рН во всей теплосети.

Показателем уровня скорости коррозии труб при их простое служит содержание железа в сетевой воде, после консервации оно должно существенно снизиться и стабилизироваться. После этого можно переходить на периодическую циркуляцию с постоянной подпиткой теплосети для поддержания в системе требуемого давления.

Методы борьбы с внутренней коррозией на источниках

К самым эффективным методам борьбы с внутренней коррозией можно отнести кардинальное снижение уровня подпитки, переход на закрытую схему ГВС и обустройство в подключенных зданиях ИТП с ликвидацией трасс горячей воды. При минимальной подпитке надобность в химводоподготовке отсутствует.

Существует большое количество методов борьбы с коррозией, реализуемых на источниках. Они сводятся в две основные группы:

  • снижение коррозионной активности подпиточной воды за счет удаления растворенных газов термическим, химическим и десорбционным способами;
  • добавление в теплоноситель ингибиторов коррозии и поверхностно-активных веществ, включая повышение рН, то есть снижение концентрации ионов водорода.

Выбор типа водоподготовки на источнике (с учетом защиты от накипи) является многовариантной задачей с оптимизацией по стоимости и эффекту. Оптимальный метод могут подобрать только высококвалифицированные специалисты. Это тот случай, когда нет смысла экономить на привлеченных консультантах.

 

Методы борьбы с внутренней коррозией в сетях и у потребителей

Важнейшим условием повышения срока службы водяных тепловых сетей является предупреждающее подсос воздуха. поддержание в трубопроводах избыточною давления не менее 0,05 Мпа во всех точках системы, включая воздушники на чердаках подключенных зданий.

В некоторых городах наблюдается интенсивная внутренняя коррозия из-за перетоков водопроводной воды в теплоноситель в негерметичных подогревателях ГВС и через несанкционированные перемычки между тепловыми сетями и водопроводом. Методы борьбы с этим явлением общеизвестны и ограничены лишь отсутствием управленческих решений.

 

Типовые организационные ошибки
  • Использование в заданиях на проектирование источников несовершенных решений. Фактически часто в проектах предусматривается только установка дозатора комплексонов.
  • Статус руководителя химлаборатории обычно занижен и административно и функционально. Лаборатория отвечает только за соответствие нормативам нескольких нормируемых показателей подпиточной воды, а не за конечный результат – отсутствие накипи и коррозии оборудования.
  • При выделении тепловых сетей в отдельные структурные подразделения, в них повсеместно отсутствуют специалисты по коррозии, что предопределяет необходимость борьбы с ее последствиями, вместо превентивных мер.
  • Отказ от установки индикаторов коррозии и использования результатов их измерения для оценки эффективности деятельности персонала.

 

Типовые технологические ошибки
  • Имеющиеся паровые атмосферные деаэраторы отключаются на весь летний период.
  • В паровой котельной используется деаэратор только для внутреннего парового контура, причем расход подпиточной воды определяется практически только паровым выхлопом деаэратора (подпитка для компенсации сброса пара, использованного на деаэрацию подпитки).
  • Неработоспособность вакуумных деаэраторов из-за неработоспособности или демонтажа рециркуляционных насосов, или занижения температуры теплоносителя во внутреннем контуре котельной.
  • Насыщение кислородом в резервных баках подпиточной воды из-за отсутствия защитной пленки или паровой подушки.
  • Подпитка теплосети недеаэрированной водой после фильтров Na-катионирования. Химочищенная вода в присутствии кислорода обладает гораздо большей коррозионной активностью, чем исходная.
  • Работа дозаторов комплексонов без корректировки объема дозирования под фактический состав подпиточной воды и коррозионную активность теплоносителя. В некоторых городах состав подпиточной воды меняется очень часто из-за смешения вод от нескольких источников водоканала.
  • Подпитка теплосети на тепловых пунктах из сетей водопровода не оборудованных приборами учета воды (для мнимой экономии средств).
  • Игнорирование опасности хлоридов и неприменение методов борьбы с ними.
  • Полное отсутствие контроля за коррозией трубопроводов ГВС по балансам воды и подтоплению трасс тепловых сетей.

 

5.7 Биохимическая коррозия

Биохимическая коррозия – это процесс, связанный с воздействием микроорганизмов на металл. При этом металл разрушается вследствие того, что он служит питательной средой для микроорганизмов, или под действием продуктов, образующихся в результате их жизнедеятельности.

Основными возбудителями коррозии в тепловых сетях являются сульфатредуцирующие (серные) бактерии. Серные бактерии являются чемпионами по стойкости. Они обнаружены даже в горячих источниках и на дне океанов. Оптимальной температурой для них является 250°С. Железобактерии, наиболее распространенные в водопроводных сетях, не развиваются при температурах выше 30°С.  Серные бактерии восстанавливают сульфат-ионы, содержащиеся в теплоносителе и горячей воде, до сероводорода, который химически растворяет сталь с образованием сульфидов железа, придающего воде темный цвет и неприятный сероводородный запах. Они также потребляют водород, образующий на металле защитную пленку, как и само железо, переваривая его в своих метаболитических процессах. Дополнительный вклад в ускорение коррозии вносит образование гальванических пар на поверхности металла.

Еще один тип бактерий, тионовые, окисляют серу до серной кислоты, которая напрямую участвует в химической коррозии стали. Тионовые бактерии также окисляют закисное сернокислое железо до окисного, являющегося активным окислителем металла трубопровода. 

Нитрифицирующие бактерии, в процессе своей жизнедеятельности, на основе аммиака, солей аммония и других азотсодержащих продуктов содержащихся в подпиточной воде, создают азотную кислоту. Это приводит к значительному снижению pH воды в местах их дислокации и образованию сквозных повреждений.

Одной из причин обострения проблем с биокоррозией стальных труб может быть применение в системе пластиковых труб, из-за повышения концентрации органического субстрата в воде Гибкие трубы из полиэтилена могут высвобождать различные органические вещества (так называемая "миграция"), которые, в свою очередь, являются субстратом для микроорганизмов. Выбирая тип пластмассовой трубы, следует учитывать технологию и вид пластмассы, т. к. одни виды пластика высвобождают большое количество органических веществ, а другие выделяют органические вещества в основном в течение первых месяцев эксплуатации.

Измерения

В настоящее время в теплосетях не производится измерений количества бактерий и не проверяется наличие микроорганических обрастаний (биопленки). ПТЭ также не регламентируют контроль бактериального заражения, однако, для своевременного обнаруженияи предотвращения проблемы, следует постоянно измерять характерные параметры и в дальнейшем поддерживать на целевом уровне.

Для выявления наиболее распространенных серных бактерий, необходимо выполнять несложные измерения количества сульфата в подпиточной воде и в воде из тепловых сетей. Если содержание сульфата в сетевой воде гораздо ниже, при равном содержании хлорида, это может означать, что в тепловых сетях сульфат превращается в сульфид.

Бактерии, живущие в биопленке, защищены веществом, связывающим их вместе. Поэтому, по сравнению с микроорганизмами, живущими в воде, их гораздо труднее убить, а для того, чтобы доказать факт прекращения роста популяции бактерий, недостаточно использовать только пробы воды. Как следствие, при использовании методов воздействия на бактерии необходимо исследовать сами биопленки на вырезках труб.

Ограничение размножения бактерий

Ограничивает жизнедеятельность бактерий высокая жесткость воды в пределах 9,5-10,0 мг-экв/л (в сетях ГВС) и высокий рН в пределах 9,7-9,9.

Для ограничения размножения бактерий в тепловых сетях также используются биокислоты, относящиеся к разным типам ингибиторов коррозии.

Учитывая невозможность проведения дезинфекции сетевой воды стандартными методами (хлорирование, озонирование, УФ-обработка) в закрытых тепловых сетях может применяться метод периодической дезинфекции воды, основанный на применении йод-органических соединений.

По сравнению с существующими расходами на химическую обработку воды, расходы, связанные с наблюдением за образованием биопленки и коррозионными бактериальными процессами, будут незначительными.

Существенной проблемой является низкая эффективность или неприменимость вышеназванных методов для открытых систем и для трубопроводов ГВС.

 

 5.8 Наружная коррозия

К коррозионным факторам, приводящим к наружной коррозии, относятся:

  • периодическое подтопление трубопроводов;
  • заиленность канала до контакта с трубопроводом или скользящими опорами;
  • запаривание канала;
  • протечки через стыки плит перекрытия, стены каналов и камер;
  • капель конденсата с плит перекрытия и люков;
  • увлажнение теплопроводов от утечек сетевой воды, в том числе через арматуру и сальниковые компенсаторы;
  • наличие в составе изоляции трубопроводов коррозионноопасных компонентов;
  • коррозионно-активный грунт при бесканальной прокладке;
  • наличие на трубопроводе коррозионноопасного потенциала;
  • наличие блуждающих токов.

Интенсивность коррозии зависит от следующих условий:

  • температуры поверхности металла;
  • химического состава влаги (кислотность, солесодержание) и грунта;
  • удельного электрического сопротивления грунта;
  • локальных механических напряжений металла;
  • химического состава и структуры металла труб.

Место расположения и площадь распространения наружной коррозии, как правило, определяются зоной увлажнения металла при интенсивном доступе кислорода воздуха. В случае образования коррозии под воздействием блуждающих токов, повреждения имеют вид свищей, характерной особенностью которых, в отличие от внутренней коррозии, является обращенный наружу кратер.

Наиболее характерные коррозионные повреждения:

  • Протяженные коррозионные повреждения теплопроводов из-за равномерного затопления тепловых камер и каналов водой. Наиболее интенсивно коррозионные процессы идут на углах поворота, у неподвижных опор, в местах установки компенсирующих устройств, т.к. из-за температурных деформаций сказываются факторы коррозионной усталости (разновидности коррозии под напряжением в металле). Коррозионные процессы более активно развиваются на подающем теплопроводе из-за более высокой температуры теплоносителя. При частичном наружном затоплении теплопровода, ускоренная коррозия наблюдается на уровне раздела «вода-воздух» так, что на трубопроводе образуется «ватерлиния» с наибольшей глубиной коррозионного повреждения металла.
  • Локальные коррозионные повреждения. Возникают обычно на небольших подтопленных участках тепловых сетей. В этих местах происходит активное дренирование блуждающих токов и интенсивная коррозия по схеме: точечная коррозия в местах повреждения наружных защитных покрытий - постепенное разрушение покрытий - локальная коррозия. Наиболее активно коррозия развивается при воздействии блуждающих токов.
  • Коррозионные повреждения с наличием воды на дне канала. Так как блуждающие токи на этих участках стекают преимущественно через подвижные опоры, происходит их разрушение, труба ложится на дно канала или железобетонное основание скользящей опоры, что приводит к появлению значительных напряжений, особенно при больших диаметрах теплопровода и так называемой коррозии при трении (электрохимическое взаимодействие металла с агрессивной средой и механический процесс износа защитных пленок и самого металла).

Одновременно вода, находящаяся в канале, испаряется и конденсируется на более холодном перекрытии канала. Капельная влага попадает на тепловую изоляцию, достигает металла труб и вновь испаряется, приводя к локальному охлаждению и коррозионному растрескиванию металла.

  • Коррозионные повреждения трубопроводов в тепловых камерах. Обычно удельная повреждаемость на метр теплопровода в тепловых камерах выше, чем на остальных подземных участках в несколько раз. Это объясняется тем, что перекрытия тепловых камер расположены ближе к поверхности земли и на дне их обычно присутствует вода. Это обуславливает интенсивный процесс испарения влаги и конденсации ее на перекрытии. Вместе с протечками через люки эта влага попадает на трубопроводы и приводит к их интенсивной коррозии. При расположении камер под дорогами на трубопроводы часто попадает не просто вода, а солевой раствор. Также высокая повреждаемость в тепловых камерах объясняется наличием мест повышенных напряжений из-за наличия врезок на ответвления, неподвижных опор и т.п.
  • Коррозионные повреждения трубопроводов в ППУ, про отсутствии или неработоспособности устройств контроля увлажнения изоляции, выявляются труднее всего. Основными проблемами являются закупка изделий у некачественных производителей, отсутствие входного контроля и нарушения при выполнении строительно-монтажных работ, приводящие к попаданию воды в изоляцию через некачественные стыки, неизолированные торцы, врезки воздушников и т.д.

Эксплуатационный персонал часто затрудняется определить причину повреждения трубопровода, когда одновременно присутствуют и «пятно» наружной коррозии, и свищ от внутренней. В этом случае причиной повреждения следует считать внутреннюю коррозию, т.к. образование свища вызвало увлажнение наружной поверхности трубопровода и ее коррозию. Если же на «пятне» коррозионного повреждения металла обнаруживается свищ с наружным кратером, то причина повреждения – электрокоррозия.

К мероприятиям по продлению ресурса при наличии наружной коррозии относятся:

  • устранение утечек теплоносителя через арматуру;
  • мероприятия по водопонижению (организация водовыпусков из канала, устройство дренажных колодцев, дренажных насосных станций и т.д.);
  • чистка тепловых камер и каналов (в доступных местах) от илистых отложений, заносов грунтом и строительным мусором;
  • чистка дренажей;
  • организация вентиляции каналов;
  • восстановление антикоррозионных и гидроизоляционных покрытий в доступных местах;
  • превентивное перекрещивание теплопроводов, когда обратный трубопровод становится подающим, а подающий – обратным с продлением общего ресурса сети на 3-5 лет;
  • замена врезок под манометры и термометры, спускников и воздушников на изделия из толстостенных труб;
  • электрохимическая защита;
  • качественное и оперативное выполнение локально-вставочного ремонта;
  • осушение ППУ изоляции после устранения причин ее намокания.

Поскольку мероприятия по защите от наружной коррозии одновременно приводят к снижению потерь через изоляцию и с утечками, они имеют короткий срок окупаемости, составляющий для магистральных сетей 1-3 года. Современные информационные системы позволяют достаточно легко определять тепловые потери на конкретных участках с пересчетом их в финансовые потери по цене топлива в варианте собственной генерации или по тарифу для покупной тепловой энергии. Затраты на подпитку при этом оцениваются по себестоимости теплоносителя или по тарифу на покупной.

Для сетей малых диаметров с низкой температурой теплоносителя мероприятия по водопонижению могут иметь существенно больший срок окупаемости. В этом случае можно ограничиться чисткой камер сетей и восстановлением в них защитных покрытий, а также высоким качеством работ и оперативностью при устранении повреждений трубопроводов.

 

 5.9 Электрохимическая защита

Существует заблуждение, что электрохимическая защита дорога и в тепловых сетях малоэффективна. На самом деле даже простейшие решения с минимальными затратами позволяют добиться существенного продления ресурса сетей. Причина заблуждений в том, что в России, так же как ранее в СССР, исследования по электрохимзащите тепловых сетей не проводились, а распространение на них, через нормативные документы, опыта предприятий газового хозяйства, оказалось неэффективным, дорогим и потому нереализуемым.

Влияние станций катодной защиты газопроводов

В предприятиях газового хозяйства получила массовое распространение катодная поляризация трубопроводов, осуществляемая с помощью установок катодной защиты. Ее задача обеспечить отсутствие стекания токов по всей длине газопровода, заменив их на натекание защитных токов от анодного заземления через грунт во всей зоне защиты.

Оптимальный потенциал на трубопроводе, соответствующий условиям защиты, составляет 0,85 В, что соответствует снижению скорости коррозии примерно в 100 раз. Но по всей длине трубопровода невозможно создать одинаковые значения защитного потенциала из-за увеличения сопротивления грунта при удалении от точки дренажа – анодного заземления, являющегося источником тока. На удаленных участках значения защитного потенциала будут меньше, а вблизи анодных заземлителей плотность тока защиты всегда больше и, следовательно, больше разность потенциалов труба – земля.

Оптимальный защитный потенциал поддерживают, как правило, на границах зоны действия установок ЭХЗ, для чего вблизи анодного заземления приходится обеспечивать максимальный защитный потенциал. Его допустимое значение составляет 1,15 В, так как при больших значениях на поверхности трубопровода образуется водород, ускоряющий коррозию.

Длина защищаемого участка определяется качеством изоляции трубопровода от грунта, и для газопроводов может измеряться в километрах, а для тепловых сетей в сотнях или даже десятках метров, что связано с отсутствием на теплопроводах электроизоляции опорных конструкций и низким качеством антикоррозионных покрытий. Именно по этой причине, в конце прошлого века была прекращена практика их совместной защиты, так как из-за тепловых сетей кратно уменьшались размеры зоны защиты.

Отключение станций катодной защиты от теплопроводов не привело к полному прекращению натекания на них токов от анодных заземлений, только стекать они стали не организовано, а на соседних участках с ускорением на них коррозионных процессов. При подтверждении такого воздействия измерениями (при отключении и включении станций катодной защиты газопроводов), можно требовать у эксплуатационной организации газового хозяйства устранения вредного влияния. Реально это можно осуществить устройством экранов из старых стальных труб, вкопанных параллельно тепловой сети (подходят и заброшенные оставшиеся в земле трубопроводы) с устройством их заземления обмедненными стальными прутками, до уровня существенно ниже уровня прокладки тепловых сетей.

Аналогично станциям ЭХЗ газопроводов, тепловые сети могут оказаться в зоне действия защитных устройств водопроводов и металлических оболочек высоковольтных кабельных линий.

Блуждающие токи

Термин «коррозия, вызванная блуждающими токами» обычно связывают с постоянным током (как существенно более опасным) попадающим через землю на металлическое сооружение. Источниками этих токов являются электрифицированный транспорт, системы катодной защиты, промышленные системы электроснабжения постоянным током и т.д. Как правило, блуждающие токи достигают больших значений, значительно превосходящие значение токов при естественных процессах коррозии.

Для защиты трубопроводов тепловых сетей от коррозии блуждающими токами при подземной прокладке в непроходных каналах или бесканальной прокладке, следует предусматривать следующие мероприятия:

  • выдача предписаний владельцам источников блуждающих токов о выполнении требований нормативных документов по их ограничению;
  • увеличение при капитальном ремонте сетей переходного сопротивления путем применения электроизолирующих неподвижных и подвижных опор;
  • установка при текущем ремонте изолирующих прокладок под скользящие опоры;
  • увеличение продольной электропроводности трубопроводов путем установки электроперемычек на сальниковых компенсаторах и фланцевой арматуре;
  • уравнивание потенциалов между прямым и обратным трубопроводами путем установки поперечных электроперемычек;
  • установку электроизолирующих фланцев на трубопроводах на вводе тепловой сети (или в ближайшей камере) к объектам, которые могут являться источниками блуждающих токов.

Необходимо препятствовать блуждающим токам, проникшим на трубопровод, выходить в землю через его поверхность. Процесс выхода блуждающего тока с трубопровода необходимо сделать контролируемым. Для этого надо либо отводить его по изолированному проводу прямо к источнику тока (электрический дренаж), либо отводить в землю через специальный промежуточный электрод (анодное заземление) в виде закопанного в грунт негодного листа стали или трубы, разрушение которых вызовет ничтожный эксплуатационный расход.

Защиту поляризованными или усиленными дренажами применяют при наличии воздействия блуждающих токов на участках сближения защищаемых трубопроводов с рельсовой сетью электрифицированных железных дорог или трамваев, при устойчивых отрицательных потенциалах рельсов (или знакопеременных потенциалах рельсов трамвая).

Токи утечки с многоквартирных домов

Одним из ранее отсутствовавших механизмов коррозионного разрушения трубопроводов тепловых сетей является интенсивная коррозия с участием токов утечки с многоквартирных жилых домов, появившиеся после массового появления в квартирах энергоемкой техники. Основной причиной возникновения токов утечки силой от 0,1 до 20 А, является неправильное подключение водонагревателей, стиральных и посудомоечных машин, преднамеренное использование трубопроводных систем в качестве нулевых рабочих проводников, подключение нулевого провода к клемме нулевого защитного и наоборот, подключение под один контактный зажим обоих проводников и т.д. Ошибка в подключении электрооборудования приводит к неконтролируемому растеканию токов по металлоконструкциям и трубопроводам систем водо- и теплоснабжения.

Трубопровод является протяженным проводником, поэтому место выхода тока утечки может быть далеко от места входа. Действие токов утечки приводит к тем же последствиям, что и коррозионное действие постоянных и переменных блуждающих токов, при этом оно является гораздо более массовым. Одной из особенностей токов утечки с МКД является изменение их величины, вплоть до полного исчезновения в ночной период при отключении электрических нагрузок.

Токи утечки достаточно легко обнаружить и зафиксировать.

Возможные методы их нейтрализации:

  • превращение фланцевых соединений на входе в дом в электроизолирующие путем одевания на болты изолирующей втулки (намотки ленты) и установки прокладок под гайки;
  • устройство самостоятельного заземления трубопроводов или присоединение к исправному заземлению здания;
  • прокладка пластиковых трубопроводов;
  • устранение первопричин токов утечки.

При обнаружении токов утечки, у теплоснабжающих и теплосетевых организаций появляются основания для требования выполнения этих работ силами управляющих компаний и ТСЖ.

Индукционное влияние подземных кабельных линий

Индукционный вид коррозионного воздействия ранее не имел явного негативного проявления в связи с тем, что влияние линий высоковольтной электропередачи, подвешенных на опорах высотой от 10 и более метров над землей, ослабляется обратно пропорционально квадрату расстояния от проводов до подземного трубопровода.

Вторым фактором снижения индукционного воздействия является параллельное следование трасс трубопровода и кабельной линии или ЛЭП. В этом случае происходит распределение индуцированного в трубопроводе тока на участках значительной протяженности, что заметно снижает его влияние.

Критерием опасности коррозионного влияния блуждающих переменных токов любого происхождения является плотность тока обмена между трубопроводом и окружающим грунтом. Необратимые коррозионные потери возникают при плотности тока не менее 10 А/м². В случае постоянных блуждающих токов, а также почвенной коррозии, коррозионные разрушения начинаются с плотности анодного тока 0,1 А/м², т.е. с величины на 2 порядка меньшей.

Реальная опасность возникает, когда ограничена зона индукционного влияния кабелей (пересечение кабельной линии и теплосети) из-за увеличения плотности тока обмена. Парадоксально, что опасность воздействия на трубопровод возрастает при хорошем состоянии изоляции в зоне индукционного влияния. Общая величина индуцированного в трубопроводе тока мало зависит от электрического сопротивления изоляции и при малых размерах мест перехода тока на грунт плотность индуцированного тока обмена значительно возрастает.

Для защиты от индукционного воздействия необходимо применять дренирование переменных токов из трубопровода в грунт через диодно-резисторные заземляющие устройства или поляризованные протекторные установки. На практике, эксплуатационные предприятия используют в качестве профилактической меры экраны в виде стальных листов, размещаемых между кабельной линией и трубопроводами теплосети. Хорошо если этот лист будет еще и заземлен.

Катодная защита

В случаях, когда откачку или отвод грунтовых вод выполнить нереально, а магистральный трубопровод теплосети еще имеет существенный ресурс, экономически целесообразно организовывать локальную активную защиту с помощью катодных станций.

Наличие большого количества точек контакта трубопроводов с грунтом через неподвижные и скользящие опоры, места подтоплений и заиливаний, делает бесполезным установку катодных станций с точечными анодами. Токи защиты растекаются в грунте на небольшой длине трубопровода, а попытка увеличить защитный потенциал приводит к обратному результату. Также надо учитывать вредное воздействие подобной конструкции на смежные коммуникации.

Анодные заземлители должны быть протяженными и приближены к местам подтопления или находиться непосредственно в них для обеспечения равномерного и целенаправленного распределения тока защиты.

Применение распределенных или протяженных анодных заземлителей позволяет обеспечить:

  • равномерное распределение тока защиты вдоль требующего защиты участка теплопровода;
  • снижение потребления электроэнергии на единицу длины защищаемой теплосети и возможность использования катодных станций малой мощности;
  • локализацию образования дополнительных полей блуждающих токов и вредного влияния на смежные подземные сооружения;
  • исключение необходимости в отводе земельной площади для установки анодного заземления.

Для сетей канальной прокладки имеется возможность расположения анодных заземлителей непосредственно в каналах. При периодическом отсутствии подтопления в зоне анодного заземлителя возникают точечные контакты с водой, что опасно для анодных заземлителей из токопроводящих эластомеров. Для исключения их преждевременного разрушения используются устройства автоматического включения и выключения станций катодной защиты в зависимости от уровня затопления канала.

Протекторная защита

Электрохимическая защита при помощи протекторов основана на том, что за счет разности потенциалов протектора и защищаемого металла в среде, представляющей собой электролит, происходит восстановление металла и растворение тела протектора. В качестве протектора могут использоваться металлы с более отрицательным, чем у железа, электродным потенциалом, это цинк, алюминий и магний.

Основное отличие магниевых протекторов – наибольшая разность потенциалов магния и стали, благотворно влияющая на радиус защитного действия, что позволяет использовать меньшее количество протекторов.

Кроме того, у магния и магниевых сплавов, в отличие от цинка и алюминия, отсутствует поляризация, сопровождаемая уменьшением токоотдачи. Эта особенность определяет основное применение магниевых протекторов для защиты подземных трубопроводов.

Гальваническая защита с помощью протекторов может применяться на участках трубопроводов канальной прокладки длиной до 50-60 м при установке протекторов в каналах, а также на участках трубопроводов, проложенных в футлярах, с установкой протекторов на поверхности трубопроводов или в близи него непосредственно в месте подтопления с обустройством токопроводящей перемычки.

При бесканальной прокладке протекторы устанавливаются непосредственно в грунт. Конструкция применима и для трубопроводов в ППУ изоляции в местах ее намокания.

Необходимо применять протекторы в специальных неметаллических сетках, для сохранения целостности в процессе срабатывания.

Поляризация трубопроводов должна обеспечивать смещение разности потенциалов между трубопроводом и измерительным электродом сравнения в сторону отрицательных значений в пределах от –0,3 до –0,85 В.

Комплекс действий по организации электрохимической защиты
  • Организация с помощью простейших приборов, силами линейного эксплуатационного персонала периодических измерений потенциалов на трубопроводах с выявлением катодных (потенциал защиты) и анодных (потенциал коррозии) зон.
  • Организация выборочного периодического контроля наличия блуждающих токов с помощью переносных автономных регистраторов.
  • Устранение влияния почвенных коррозионных факторов, где это экономически целесообразно (подтопление, занос грунтом и т.д.).
  • Ослабление влияния блуждающих токов, осуществляемое путем заземления тепловых вводов в подключенные здания, устройством электроизолирующих фланцев, размещением заземленных металлических листов между кабелями и трубопроводами теплосети, устройством перемычек между прямым и обратным трубопроводами и т.д.
  • Выявление воздействия участков, замененных с применением герметичной конструкции (ППУ и ППМ) с устройством необходимых заземлений (блуждающие токи, ранее стекавшие с трубопроводов в нескольких местах, могут концентрироваться с точечными токами утечки в несколько ампер, а ток в 1 А обеспечивает растворение 9 кг железа в год).
  • Установка в грунт или в канал, при выполнении аварийно-восстановительных работ на трубопроводах небольших диаметров, необслуживаемых поляризованных и неполяризованных протекторов на основе легких сплавов, обеспечивающих локальную защиту.
  • Применения на магистральных тепловых сетях, на которых описанные выше действия не обеспечили наличие постоянного защитного потенциала, катодной защиты с протяженными гибкими анодами, создающими локальную защиту только в необходимых местах.
  • Создание на постоянно подтопленных участках магистральных сетей, с помощью катодной станции, защитного слоя на внешней поверхности трубопроводов из солей, растворенных в подтапливаемых водах.

При затратах в 1-3% от стоимости замены сетей, комплекс мер электрохимической защиты может увеличить срок службы трубопроводов в разы, причем это относится к малым поселениям в такой же степени, как и к большим городам.

 

5.10 Требования о ликвидации вредного воздействия на тепловые сети со стороны сторонних лиц и компенсации ущерба от такого воздействия

Действие или бездействие сторонних юридических и физических лиц может привести к увеличению тепловых потерь и снижению ресурса сетей. «Типовые правила охраны коммунальных тепловых сетей» формализуют требования к охранным зонам: “охранные зоны тепловых сетей устанавливаются вдоль трасс прокладки тепловых сетей в виде земельных участков шириной, определяемой углом естественного откоса грунта, но не менее 3 метров в каждую сторону, считая от края строительных конструкций тепловых сетей, или от наружной поверхности изолированного теплопровода бесканальной прокладки”.

В пределах охранных зон тепловых сетей не допускается:

  • загромождать подходы и подъезды к объектам и сооружениям тепловых сетей, в том числе возводить временные сооружения и заборы;
  • открывать, снимать, засыпать люки камер тепловых сетей; сбрасывать в камеры мусор, отходы, снег и т.д.;
  • занимать подвалы зданий, в которых проложены тепловые сети или оборудованы тепловые вводы, под мастерские, склады, для иных целей.

В соответствии с «Правилами»:

  • предприятия, производственная деятельность которых вызывает загрязнение или коррозию тепловых сетей, должны проводить мероприятия, направленные на устранение причин, вызывающих загрязнение и коррозию, а также мероприятия по защите тепловых сетей от электрокоррозии;
  • предприятия, в ведении которых находятся сети водопровода, канализации, должны незамедлительно принять меры к устранению причин, вызывающих попадание воды в соседние тепловые сети, при поступлении в их адрес соответствующих уведомлений от владельцев тепловых сетей;
  • предприятия, на территории которых проходят тепловые сети, обязаны проводить мероприятия по предупреждению и предотвращению факторов, отрицательно влияющих на надежность тепловых сетей;
  • предприятия, выполняющие мероприятия по катодной защите принадлежащих им инженерных коммуникаций от электрокоррозии, должны при этом предусматривать согласованные с владельцами тепловых сетей меры от возможного вредного влияния этой защиты на соседние тепловые сети;
  • предприятия, организации, граждане в охранных зонах тепловых сетей и вблизи них обязаны выполнять требования работников предприятий, в ведении которых находятся тепловые сети, направленные на обеспечение сохранности тепловых сетей и предотвращение несчастных случаев;
  • нарушения требований «Правил» должностными лицами и гражданами, повлекшие причинение вреда или порчу тепловых сетей, влекут за собой ответственность в соответствии с действующим законодательством.

Несмотря на то, что «Правила» утверждены Минстроем России в 1992 году, реальная ответственность за их нарушение введена в КоАП только в 2014 году.

КоАП Статья 11.20.1. «Нарушение запретов либо несоблюдение порядка выполнения работ в охранных зонах магистральных трубопроводов» (введена Федеральным законом от 12.03.2014 N 31-ФЗ):

“Совершение в охранных зонах магистральных трубопроводов действий, запрещенных законодательством Российской Федерации, либо выполнение в охранных зонах магистральных трубопроводов работ без соответствующего разрешения предприятия трубопроводного транспорта или без его уведомления влечет наложение административного штрафа на граждан в размере от пятидесяти тысяч до ста тысяч рублей; на должностных лиц - от пятисот тысяч до восьмисот тысяч рублей; на юридических лиц - от пятисот тысяч до двух миллионов пятисот тысяч рублей или административное приостановление деятельности на срок до девяноста суток”.

Понятие “магистральных тепловых сетей” определено в СП 124.13330.2012 «Свод правил тепловые сети» (актуализированная редакция СНиП 41-02-2003). Пункт 3.6: “магистральные тепловые сети: тепловые сети, транспортирующие горячую воду, пар, конденсат водяного пара, от выходной запорной арматуры источника теплоты до первой запорной арматуры в тепловых пунктах”. Т.о. есть все сети от источника до ЦТП, ИТП или теплового пункта открытой системы теплоснабжения, считаются магистральными. На распределительные сети от ЦТП до подключенных зданий не распространяются положения КоАП, но это не мешает теплоснабжающим и теплосетевым организациям при нарушении «Правил» требовать в суде понуждения к действию или возмещения ущерба с требованиями типа:

  • о возмещении вреда, причиненного имуществу в результате затопления;
  • об обязании содержать транзитные участки инженерных сетей теплоснабжения, проходящих по подвалу жилого дома, в технически исправном состоянии;
  • об устранении вредного воздействия станций катодной защиты или рельсового транспорта и т.д.

Существенные штрафы за вредное воздействие на магистральные трубопроводы направлены на восстановление системы мер, предотвращающих эти воздействия, вместо борьбы с их последствиями. Разрушение «Единой государственной системы мер по защите от коррозии» привело к тому, что каждый отдельно защищает свои подземные коммуникации от соседних. Появился даже термин “соревнование катодных станций”. Экономически целесообразно организовывать заинтересованными организациями совместные муниципальные и территориальные предприятия по защите от коррозии подземных коммуникаций.

 

5.11 Защита от гидроударов

Несмотря на существенные затраты по устранению последствий гидравлических ударов (в том числе не зафиксированных), теплоснабжающие и теплосетевые организации уделяют им недопустимо мало внимания. Игнорируется даже обучение персонала обязательным действиям при гидроударах.

Гидравлический удар в тепловых сетях возникает при резком изменении скорости теплоносителя и характеризуется мгновенным местным повышением или понижением давления в трубопроводе и в зданиях, подключенных по зависимой схеме.

Основными причинами возникновения гидравлических ударов являются:

  • внезапный останов насосов при отключении электроэнергшии;
  • самозапуск насосов или быстрое включение их персоналом после отключения;
  • пуск насосов на открытую напорную задвижку;
  • несанкционированное закрытие (открытие) запорно-регулирующей арматуры в опасных точках;
  • обрыв и падение клиньев задвижек.

Даже если на источнике имеются предохранительные устройства от опасного повышения давления, они не рассчитаны на защиту от гидравлических ударов ввиду низкой скорости срабатывания и недостаточной пропускной способности. Испытания, проведенные на реальных сетях, показывают, что обычно давление гидроудара при пуске и останове насосов составляет величину около 5 кгс/см2, а время действия гидроудара 0,4-1,6 сек. При прохождении волны гидроудара по трубопроводам с уменьшением диаметра, его амплитуда может возрастать пропорционально квадрату диаметров (явление телескопического эффекта) и достигать величины более 20 кгс/см2, что, в первую очередь, опасно для сильфонных компенсаторов.

Обычно к тепловым сетям присоединено большое количество потребителей с зависимой схемой подключения систем отопления. Здания небольшой этажности оборудованы чугунными радиаторами с допустимым давлением не выше 6 кгс/см2, а для обеспечения залива систем отопления высокоэтажных зданий установлен режим работы с высоким статическим давлением. Аварийные отключения сетевых насосов, а также несанкционированное внезапное закрытие арматуры, установленной на обратных трубопроводах, вызывают в них резкое повышение давления. Даже небольшая амплитуда гидроудара может привести к разрывам отопительных приборов в зданиях, повреждению подогревателей и чугунной арматуры, затоплению жилых помещений горячей водой.

К аналогичным, но обычно несколько меньшим последствиям, приводят пуск (самозапуск) насосов на открытую напорную задвижку после непланового останова, а также несанкционированное внезапное закрытие арматуры, установленной на подающих трубопроводах.

Кроме повышения давления, также представляет опасность резкое снижение давления до вскипания теплоносителя и последующей быстрой конденсации пара с локальным увеличением давления. Часто встречающаяся авария – вскипание теплоносителя при отключении сетевых насосов и возникновение конденсационного удара при их повторном пуске. При этом возможен разрыв подающих трубопроводов.

При внезапном закрытии арматуры на обратном трубопроводе, большую опасность представляет снижение давления на всасывающих патрубках сетевых насосов до давления кавитации. Срыв в работе сетевых насосов и последующий выход из режима кавитации вызывает резкий рост давления, которое может вызвать разрывы трубопроводов и оборудования.

Мероприятия по защите от гидравлических ударов должны разрабатываться на основе анализа возможных аварийных ситуаций с учетом условий работы конкретных теплопроводов. Расчет переходных процессов в гидравлических системах должен выполняться путем математического моделирования аварийных режимов на компьютерной модели. Защита оборудования должна быть комплексной для всех элементов (источник, тепловые сети, системы теплопотребления), чтобы не допустить негативного взаимного влияния средств защиты, установленных в различных точках системы теплоснабжения.

К противоударным мероприятиям, направленным на предотвращение возникновения или уменьшение величины давления гидроудара, можно отнести:

  • замену задвижек на шаровые краны;
  • увеличение времени срабатывания запорно-регулирующей арматуры;
  • установку на напоре насосов обратных клапанов с гидравлическим управлением и регулировкой скорости закрытия;
  • установку маховых колес на валу насосов;
  • сокращение уставок срабатывания автоматического включения резервного насоса;
  • синхронизация системы управления пуском (остановом) насосом с управлением привода напорной задвижки;
  • устройства плавного пуска, частотно регулируемый привод, регулируемые муфты;
  • изменение схемы тепловых сетей.

Основными противоударными устройствами, предназначенными для сглаживания последствий гидроударов, являются устанавливаемые в расчетных точках сети:

  • перемычки с обратным клапаном между всасывающим и напорным коллекторами насосов;
  • быстродействующие предохранительные сбросные клапаны;
  • предохранительные разрывные мембраны;
  • гидрозатворы;
  • отсечные клапаны на подающем и обратном трубопроводах тепловых вводов к потребителю.

В последние годы несколько производителей активно продвигают применение в тепловых сетях разного рода «стабилизаторов давления». Подобные устройства нельзя отнести к средствам защиты от гидравлических ударов.

 

5.12 Организация локально-вставочного ремонта и аварийно-восстановительных работ

Качество работ

Низкое качество работ при выполнении локально-вставочного ремонта является чрезвычайно распространенным явлением. Ремонтный персонал понимает свою задачу только как необходимость восстановить гидравлическую плотность трубопровода. Техническая приемка выполненных работ, как правило, отсутствует.

Типичные ошибки:

  • восстанавливается только непосредственное место повреждения без обследования прилегающего участка и соседнего трубопровода, что предопределяет повторные разрывы;
  • опорные конструкции либо не восстанавливаются, либо применяются подручные материалы и нестандартные конструкции;
  • антикоррозийные покрытия либо не применяются, либо используются покрытия, требующие пескоструйной подготовки поверхности или не соответствующие по термической стойкости;
  • изоляция и гидроизоляционные покрытия не восстанавливаются;
  • канал засыпается мусором, кусками изоляции, грунтом, что препятствует его дренированию и приводит к локальному заиливанию;
  • герметичность каналов и камер не восстанавливается.

Особенно некачественно устраняются повреждения на трубопроводах в ППУ изоляции. Герметичность полиэтиленовой оболочки не восстанавливается, что приводит к длительному намоканию пенополиуретана и стеканию через место увлажнения блуждающих токов.

Выполненные подобным образом ремонты приводят к новым повреждениям и к повторным ремонтным работам на этом же участке тепловых сетей. С другой стороны, качественное выполнение работ обеспечивает общее снижение повреждаемости от наружной коррозии примерно в два раза. Достижение подобного результата за счет перекладки сетей требует огромных инвестиционных ресурсов.

Методы повышения качества работ:

  • утверждение типовой инструкции на выполнение локально-восстановительного ремонта с требованиями качества, соответствующими новому строительству;
  • обучение персонала;
  • видеозапись выполнения работ и поэтапная фотофиксация;
  • организация выборочной проверки качества работ;
  • применение толстостенных труб;
  • применение антикоррозионных покрытий, пригодных для работы в полевых условиях и с соответствующей термической стойкостью;
  • применение трубных вставок с заводской теплоизоляцией в конструкции, препятствующей ее увлажнению (ППМ или ППУ с качественными торцевыми заглушками).

Задача ремонтных работ не просто восстановить гидравлическую плотность трубопровода, а создать, вместо проблемного участка, локальную теплосеть повышенного ресурса с возможностью ее расширения при будущем проведении работ на прилегающих участках.

Объемы летних и зимних ремонтов

Соотношение количества повреждений, устраняемых в летний и зимний периоды является одной из самых достоверных характеристик качества функционирования теплосетевой организации. Летнее устранение малых и микроутечек позволяет предотвратить появление крупных разрывов зимой. Также в летний период необходимо осуществить повторное вскрытие участков, на которых в отопительный сезон работы были выполнены без надлежащего качества.

Надо исходить из того, что выполнение максимума работ летом экономически выгодно:

  • существенно продлевается ресурс сетей (в первую очередь из-за меньшего увлажнения);
  • снижаются потери в сетях (с утечками и через изоляцию);
  • уменьшаются затраты на выполнение работ;
  • потери от сливов теплоносителя и отключения потребителей также существенно меньше;
  • освобождается ремонтный персонал в период отопительного сезона для проведения работ по повышению ресурса сетей.

Для увеличения летнего объема ремонтных работ необходимо:

  • увеличить объем финансирования ремонта за счет некоторого снижения объемов перекладок (суммарный объем замены трубопроводов не изменится);
  • обеспечить запас толстостенных труб в заводской изоляции;
  • распределить отключение участков сетей на весь межотопительный период;
  • ввести нормативы на выполнение типовых работ;
  • перебросить на сети персонал, высвобождающийся в летний период в других подразделениях;
  • оптимизировать загрузку автотранспорта и спецтехники;
  • ввести в условия договоров с подрядчиками, осуществляющими перекладку или новое строительство сетей, обязательства по выполнению ремонтных работ на участках, находящихся недалеко от зоны строительства.
Определение зоны влияния коррозионных факторов

Если на трубопроводе зафиксировано сквозное повреждение, имеется возможность со 100% достоверностью определиться с причинами коррозии. На каждом участке необходимо выполнить обследование и оформить акт с ответами на следующие вопросы:

  • причина повреждения (тип коррозии, состояние защитных покрытий, реализованные меры по продлению ресурса участка и их эффективность);
  • первопричина коррозии (источник блуждающих токов, источник подтопления, качество ВХР и т.д.);
  • объяснения ответственного за поврежденный участок;
  • оценка территориальной зоны влияния выявленных коррозионных факторов;
  • оценка экономических потерь от их воздействия;
  • оценка возможности и стоимости превентивных мер по устранению вредного воздействия;
  • перечень поручений подразделениям.

Оставить комментарий

Тематические закладки (теги)

Тематические закладки - служат для сортировки и поиска материалов сайта по темам, которые задают пользователи сайта.

Документ находится в стадии разработки. Ваши предложения и замечания присылайте, пожалуйста, по адресу nprt@rosteplo.ru