Модернизация водогрейных водотрубных котлов типа ПТВМ и КВГМ

В. И. Щелоков, главный конструктор СКБК ОАО ИК «ЗиОМАР»; В.В.Ладыничев, И.Д.Лисейкин, А. В. Тодорович, инженеры
ОАО «Зио-Подольск» и ОАО «Инжиниринговая компания «ЗиОМАР» разрабатывает оборудование для модернизации крупных водогрейных котлов типа ПТВМ и КВГМ.

Основу модернизации крупных водогрейных котлов составили современные достижения в проектировании и технологии производства из большой энергетики, обеспечившие переход к внедрению новых технических решений, в наибольшей мере удовлетворяющих потребностям рынка.

Для модернизации крупных водогрейных котлов типа ПТВМ и КВГМ используются:

1. конвективная поверхность нагрева из труб увеличенного диаметра и толщины стенки (трубы 38×4 мм) с наружным оребрением;

2. трубы увеличенного диаметра с наружным продольным и поперечным оребрением;

3. малотоксичные газомазутные вихревые горелки повышенной единичной мощности;

4. современные дутьевые машины большой единичной производительности;

5. оборудование для организации рециркуляции продуктов сгорания на всас дутьевых вентиляторов с целью снижения выбросов оксидов азота и подогрева дутьевого воздуха до положительной температуры (котлы газовые);

6. калориферная установка для подогрева дутьевого воздуха до температуры 60-80 ОС(котлы мазутные);

7. система управления процессами горения топлива, обеспечивающая безопасную эксплуатацию оборудования котельной;

8. система топливообеспечения в пределах котла (газо-мазутопроводы с арматурой).

Также разрабатывается дополнительное оборудование для осуществления коммуникаций между всеми системами модернизированного котла и котельной установки:

□ воздухопроводы в комплекте с расходомерными устройствами;

□ компенсаторы, запорные и регулирующие клапаны для воздухопроводов;

□ дополнительные площадки для обслуживания горелок и дутьевых машин;

□ исполнительные механизмы к клапанам воздухопроводов, трубопроводов в пределах котла с запорной арматурой;

□ гарнитура для котла;

□ тепловая изоляция с обшивкой.

На рисунке показан модернизированный котел ПТВМ-100, в нем применено новое оборудование:

1) конвективная поверхность нагрева; 2) газоплотные экраны топки и конвективного газохода; 3) шесть горелок; 4) две дутьевые машины; 5) система рециркуляции продуктов сгорания на всас дутьевых машин; а также увеличена поверхность стен топки, снижен уровень размещения горелок.

В таблице приведены массовые показатели основного оборудования комплексной модернизации водогрейных котлов ПТВМ-30, ПТВМ-50, ПТВМ-100, ПТВМ-180 и КВГМ-100.

Существенным достоинством предлагаемых технических решений по модернизации водогрейных котлов является возможность их реализации в период планового или капитального ремонтов, поскольку сохраняются компоновка котлов, габаритные и присоединительные размеры, каркас, естественная тяга (котлы ПТВМ), гидравлическая схема, система крепления поверхностей нагрева и др.

Разработанные решения по модернизации водогрейных котлов допускают поэтапное внедрение. Известно, что ресурсоопределяющей в котлах является конвективная поверхность нагрева из труб 28×3 мм. Ее замена на новую модернизированную обеспечит наибольший эффект при небольших затратах.

Оборудование для модернизации водогрейных котлов прошло промышленную проверку на многих ТЭС и котельных (Москвы, Московской области, Норильска и др.).

Согласно данным разработок и анализа внедренных промышленных установок при условии комплексной модернизации газомазутных водогрейных котлов получен следующий эффект:

1. Повышается готовность и теплопроизводительность газовых котлов на 20% сверх номинальной и готовность котлов длительно работать на мазуте без ограничения теплопроизводительности — обеспечивается экономия в капитальных вложениях по удельной стоимости1 Гкал вновь вводимой мощности.

2. Обеспечивается экономия топлива до 4%в газовых котлах и до 3% в мазутных.

3. Повышается надежность и долговечность конвективной поверхности нагрева и экранов примерно в 3 раза (ресурс до первой замены100 тыс. ч.) — обеспечивается экономия разновременных затрат на ремонт и восстановление преждевременно исчерпавших ресурс поверхностей нагрева в базовом котле.

4. Пропорционально экономии топлива и благодаря применению малотоксичных горелок и рециркуляции продуктов сгорания заметно снижаются вредные выбросы в атмосферу -экологический эффект.

5. Применение системы регулирования процессами горения обеспечивает экономию эксплуатационных расходов благодаря качественному ведению и четкому соблюдению режимов эксплуатации и высокой надежности техники.

6. Срок окупаемости затрат (отношение единовременных затрат к годовой экономии) составлял не более 1,2 года в газовых котлах и не более 3 лет в мазутных котлах (при условии реализации решений в полном объеме комплексной модернизации).

РосТепло.Ру

Опыт опрессовки трубопроводов тепловых сетей на повышенное давление

Журнал «Новости теплоснабжения», № 6 (10) июнь 2001, С. 19 – 21, www.ntsn.ru

В.М. Липовских, главный инженер, Тепловые сети АО «Мосэнерго»

Тепловые сети «Мосэнерго» проводят гидравлические испытания трубопроводов на повышенное давление. Почему и каким образом мы пришли к этому? Приведу пример. В 1969 году зимой была крупная авария на трубе диаметром 1200 мм на первой магистрали в районе Кузьминок. Лопнул заводской шов. Устранялась она в течение недели. Вывозили даже больных из не отапливаемых больниц. Тогда мы начали задаваться вопросом, а как же эксплуатировать тепловые сети с диаметрами 1000 мм, 1200 мм, и 1400 мм, когда отключение любой тепловой сети затрагивает от 1000 до 1500 зданий. Сегодня есть попытки диагностировать тепловые сети, но пока нет еще такой диагностики, которая дает 100% данные о состоянии трубопровода, проложенного в непроходном канале или бесканально. Мы пришли к выводу, что основной способ выявления утонения труб пораженных коррозией, это гидравлические испытания.

Методика гидравлических испытаний

Ранее нашим министерством «Минэнерго» были изданы инструкции, которые рекомендовали проводить испытания два раза, и использовать насосы, которые стоят на электростанциях – это насосы второй ступени. При этом закрывалась обратная задвижка, давление поднималось в обеих трубах, и испытывался трубопровод или теплосеть длиной 20-25 километров. Конечно, качество испытаний было очень и очень низким. Когда происходило повреждение, надо было все отключать, ремонтировать это повреждение и снова поднимать давление. Конечно, такой подход был неправильным, и мы отказались от этих гидравлических испытаний.

В 1979 году мы начали устанавливать стационарно на тепловых сетях (на электростанциях и на насосных станциях) отдельные опрессовочные насосы и этими насосами начали производить гидравлические испытания. Были приглашены специалисты ВНИИСТ (институт трубопроводов Мингазпрома), они совместно с нами несколько лет работали и дали следующие рекомендации.

При расчетах и проектировании тепловых сетей не учитывается фактор повторности нагружений, хотя теплопроводы постоянно находятся в условиях повторных статических нагружений. Основной причиной высокой повреждаемости тепловых сетей является наружная коррозия труб. Отказы по причине коррозии составляют около 95% от всех отказов. Одним из основных направлений повышения надежности тепловых сетей является совершенствование систем профилактических испытаний трубопроводов внутренним давлением. Основная цель испытаний состоит в выявлении в летний период тех повреждений, которые явились бы потенциальными очагами отказа в период эксплуатации. Испытания при нормативных величинах их параметров не выполняют своего основного назначения – отбраковки ослабленных мест, что приводит к отказам теплопроводов в период эксплуатации. Разработана методика определения уровня испытательного давления, основанная на требовании отсутствия отказов коррозионного характера в течение одного цикла эксплуатации. Показано, что требуемый минимальный уровень испытательного давления зависит от величины рабочего давления, скорости коррозии, диаметра трубопровода и временного сопротивления материала труб. С позиций предложенной методики определения величины испытательного давления проанализированы уровни нормативного и повышенного испытательных давлений по их возможности обеспечения надежной работы теплопроводов. Рассмотрена возможность испытаний тепловых сетей с периодичностью больше одного года. Показано, что если принимать во внимание только фактор коррозии, то в принципе возможен переход на испытание трубопроводов диаметром более 600 мм с двухгодичным интервалом. Однако принятие такой рекомендации может быть осуществлено только после исследования влияния на работоспособность трубопроводов комплекса других факторов, характерных для теплопроводов. Проведены полигонные экспериментальные исследования влияния повторных нагружений внутренним давлением определенного уровня на работоспособность трубопроводов. Секции из новых труб диаметром 1200 и 500 мм были испытаны внутренним давлением 33 кгс/см2 с числом циклов нагружения до 500. После испытаний не было обнаружено признаков разрывов и утечек в стенках труб. Лабораторные исследования по определению механических свойств основного металла труб и сварных соединений циклически испытанных труб и сравнение с соответствующими показателями карт металла, отобранных до проведения испытаний показали, что повторные нагружения при данном уровне испытательного давления и при заданном числе циклов нагружений практически не оказали влияния на прочностные, пластические и вязкие свойства основного металла труб и сварных соединений, а, следовательно, на работоспособность трубопроводов из данных труб. На основании проведенных исследований, разработан проект руководства по определению параметров испытаний тепловых сетей внутренним давлением на прочность. Величина испытательно-пробного давления при испытании на прочность должна приниматься в зависимости от назначения трубопровода – подающий или обратный и его диаметра: диаметр 1400 – 900 мм рекомендовано прессовать подающий трубопровод на 28 кгс/см2, обратный -на 20 кгс/см2, 800 мм – на 33 кгс/см2, 700 – 600 мм – на 33 кгс/см2, 500 мм – до 40 кгс/см2 и 400 – 150 мм – на 40 кгс/см2.

Организация ремонтов и гидравлических испытаний

Такие рекомендации мы получили от института, и мы начали опрессовывать на рекомендованные давления, но при этом было обнаружено очень много разрывов от некачественной сварки трубопроводов на заводах, а эти трубопроводы могли бы какое-то время функционировать, поэтому со временем давления опрессовки были снижены. Второй момент: мы уже начали устанавливать осевые сильфонные компенсаторы и при больших давлениях не выдерживали направляющие опоры, т.е. компенсаторы выпучивало, направляющие опоры ломало.

С 1983 года мы прессуем трубопроводы диаметром до 1400 мм на давление 24 кгс/см2, обратный – 20 кгс/см2, трубопроводы диаметром 800 – 600 мм на 26 кгс/см2 и 500 мм и ниже на 28-30 кгс/см2.

Для того чтобы производить гидравлические испытания, нужно было выбрать насосы, которыми можно поднять давление. Такими насосами были выбраны насосы ЦНС-300, ЦНС-180 и ЦНС-60. ЦНС-300 были установлены у нас стационарно на всех электростанциях, на перекачивающих насосных станциях и в ряде районов в отдельных павильонах. Напор который они развивают 400 м, т.е. 40 кгс/см2. И одновременно у нас сейчас сделано 10 передвижных прессов, где стоят насосы ЦНС-180. Приводом является двигатель ЯМЗ-240 мощностью 300 лошадиных сил. Этот двигатель применяется на большегрузных машинах.

Опрессовка проводится отдельно по каждой трубе. Прессуются отдельно подающий и отдельно обратный трубопроводы. Почему так? Если поднимать давление одновременно в двух трубах, то тогда у нас получается нерасчетные нагрузки на мертвые (неподвижные) опоры. И было принято решение вот таким образом прессовать по одной трубе. Сети каждого района сегодня разбиваются на участки. Эти участки до 15-20 км длиной. На каждый участок составляется график и начиная с 10 мая по 25 августа каждый район прессует эти сети, проводит текущий ремонт на каждом таком участке.

Организация ремонтов и гидравлических испытаний начинается в основном уже где-то в ноябре месяце. Начался отопительный сезон, и мы уже начинаем верстать график ремонтов на следующий год. В первую очередь эти графики согласовываются с электростанциями. Потому что на станциях тоже планируются свои капитальные ремонты. Они ремонтируют коллектора, насосы, задвижки. И мы всегда хотим, чтобы этот ремонт был одновременно с нашим. После этого в графике также предусматриваем, чтобы два района одновременно не прессовали смежные (соседние) сети. Если получается разрыв на трубопроводе большого диаметра, и он потребует большого ремонта, тогда мы ставим заглушки и запитываем потребителя от соседнего района. Этот график согласовывается в «Мосэнерго», потом согласовывается в префектурах, в УТЭХ. Как правило, это согласование мы получаем в марте месяце. После проводятся совещания и начальники районов передают эти графики в управы, префектуры, которые проводят свои ремонты вместе с нами. Кроме всего прочего при таких гидравлических испытаниях, поскольку они проводятся на многолюдных улицах, где есть активное движение машин, очень важно составить программу испытаний. Программа готовится, как правило, руководством районов, согласовывается со станцией, со службами и утверждается. К этой программе приложена схема тепловых сетей, которые входят в опрессовку. По этой схеме имеются контрольные точки, как правило, это на конечных магистралях, по которым начальник района следит за давлением при гидравлическом испытании. При этом учитываются изометрические отметки тепловых сетей и, с учетом этих изометрических отметок, давление в каждом трубопроводе.

Как правило, запрещено летом ставить на тепловых сетях латки. Устраняются повреждения от начала до конца, от хорошей трубы до хорошей. Таких повреждений у нас набирается в летний период где-то до 4500-5000.

Очень важны при этом конечно и вопросы техники безопасности. Были случаи очень неприятные, когда поднимало плиты, когда слетали люки при разрывах. При разборах этих случаев оказывалось, что не всегда очень тщательно выпускается воздух из тепловых сетей. Поэтому всегда, перед тем как включить еще очередной раз насос начальник района или ответственный за опрессовку опрашивает своих людей, везде ли продули воздушники. Когда воздушники продуты, таких взрывов конечно не бывает. В отдельных случаях там, где гидравлические испытания идут в особенно людных местах, как правило, мы эти гидравлические испытания проводим в ночное время, для того чтобы при разрывах не было никаких несчастных случаев с людьми.

Перспективы

Конечно, гидравлические испытания, не самый лучший способ проверки. Я бы сказал способ варварский. Одновременно с разрывами появляется в каналах намыв грунта, при замене одного участка соседние участки начинают корродировать. Сейчас мы пытаемся ликвидировать ряд повреждений, не дожидаясь гидравлических испытаний, заранее.

Большие надежды мы возлагаем на предизолированные трубопроводы в пенополиуретановой изоляции, которые мы начали эксплуатировать. На этих трубопроводах имеются системы слежения за состоянием тепловой изоляции. Конечно, нет смысла прессовать эти трубопроводы, потому что нет влаги и нет наружной коррозии, а повреждения от внутренней коррозии не всегда проявляются при гидравлических испытаниях. Но пока есть инструкции, которые нам рекомендуют прессовать и готовить тепловые сети ежегодно и мы действуем по этой инструкции.

РосТепло.Ру

Защита трубопроводов от коррозии в тепловых камерах

Журнал «Новости теплоснабжения», № 10 (14) октябрь 2001, С. 49 – 54, www.ntsn.ru
К.т.н. В.Б. Косачев, А.П. Гулидов, НПК «Вектор»
Почти 70% всех дефектов тепловых сетей, вызванных коррозионными процессами, приходится на тепловые камеры.

О чем знает и не знает статистика

Перефразируя на современный лад строки романа «Двенадцать стульев», написанного в годы начала строительства систем централизованного теплоснабжения, можно сказать: «Статистика знает все. От статистики не скроешься никуда. Она имеет точные сведения о том, что почти 70% всех дефектов тепловых сетей, вызванных коррозионными процессами, приходится на тепловые камеры (1). Не знает статистика только одного – сколько в стране тепловых камер». Действительно, определить точное количество тепловых камер затруднительно, однако, учитывая, что расстояние между ними на трубопроводе не превышает 150-200 метров, а общая протяженность тепловых сетей по стране составляет более 200 тысяч километров (2), можно получить приближенную цифру – один миллион камер. Приняв среднюю длину камеры за четыре метра, несложно посчитать, что в тепловых камерах расположено около 4000 километров трубопроводов.

Акцентируя внимание на существующей проблеме защиты трубопроводов от коррозии, именно в тепловых камерах, отметим то, что по данным Мосэнерго повреждаемость трубопроводов в тепловых камерах в десять раз выше, чем на линейной части трубопроводов.

Тепловая камера как она есть

Для того чтобы установить причины интенсивной коррозии трубопроводов в тепловых камерах и определить эффективные способы их защиты, необходимо конкретизировать, что понимается под «тепловой камерой». (В нормативной и справочной литературе по теплоснабжению этот термин встречается неоднократно, однако, как ни странно, четкой его формулировки не приводится). Попытаемся материализовать термин «тепловая камера» в виде неотъемлемого элемента системы теплоснабжения, дав ему максимально емкое определение.

«Тепловая камера – заглубленное сооружение, предназначенное для размещения и обслуживания узлов теплопроводов, представляющих места с ответвлениями, секционными задвижками, дренажными устройствами, компенсаторами, неподвижными опорами и опусками труб. Выполняется наиболее часто из монолитного бетона или железобетона и железобетонных конструкций».

Из определения следует, что надежность эксплуатации тепловых сетей в целом, во многом определяется возможностью безаварийного функционирования участков трубопроводов, находящихся в тепловых камерах. Из того же определения следует, что в тепловой камере более вероятно возникновение таких условий эксплуатации трубопровода, которые приводят к возрастанию скорости коррозионных процессов металла труб, опор, компенсаторов и арматуры.

Так, из-за значительных габаритов узлов теплопроводов, размещаемых в тепловых камерах, камеры имеют большие размеры. Ввиду наличия градиента между температурами поверхностей узлов трубопровода и температурами стенок и перекрытий камеры, возникает интенсивная конвекция воздуха, который в тепловых камерах всегда имеет повышенную влажность. Повышенная влажность воздуха объясняется наличием многих, характерных для тепловых камер, неблагоприятных эксплуатационных факторов, к основным из которых следует отнести: протечки поверхностных вод через негерметично закрывающиеся крышки люков, утечки теплоносителя через сальниковые уплотнения задвижек и компенсаторов, разрушенные перекрытия каналов (фото 1). При конвекции воздуха на перекрытиях тепловых камер, прилегающих частях канала, а также на плоскостях щитовых опор, имеющих температуру ниже точки росы, происходит конденсация влаги (3) с последующим образованием капели (фото 2), в результате чего происходит сосредоточенное в отдельных местах увлажнение теплоизоляционных конструкций (фото 3), вызывающее коррозию металла труб.

Также необходимо отметить, что повышенная влажность воздуха представляет опасность не только для трубопроводов, но и для других конструкций тепловых камер. Из данного ранее определения очевидно, что обслуживание узлов теплопроводов требует периодического присутствия в тепловых камерах рабочего персонала, для чего в тепловых камерах устанавливаются лестницы и трапы. Постоянная конденсация влаги на стальных лестницах, предназначенных для спуска в камеры, приводит к протеканию процесса «мокрой» коррозии металла лестниц (фото 4) и разрушению в первую очередь их крепежных конструкций (арматуры, заделанной в бетон) на границе раздела «бетон-воздух». Постоянное увлажнение теплоизоляционных конструкций приводит в конечном итоге к их разрушению, возрастанию температуры воздуха в тепловых камерах и дальнейшему увеличению количества конденсата (капели с перекрытий). Полуразрушенные лестницы и неблагоприятный температурный режим затрудняют доступ в тепловые камеры, возникает опасность получения рабочим персоналом производственных травм. Так появляются «брошенные» камеры, в которых узлы трубопроводов практически не обслуживаются, контроль за коррозионными процессами не осуществляется, и камера через некоторое время из разряда «брошенных» переходит в разряд «аварийных».

Изоляционные конструкции в теории и реальности

Однако высокую повреждаемость трубопроводов и их узлов в тепловых камерах нельзя объяснять только сложными условиями эксплуатации. Основная причина их неудовлетворительного состояния заключается в отсутствии необходимых надежных изоляционных конструкций, что подтверждается результатами обследования, проведенного в 350 камерах тепловых сетей г. Москвы. При обследовании ни в одной из тепловых камер не обнаружено классической (в теории) изоляционной конструкции трубопровода, состоящей из четырех функциональных слоев: антикоррозионного покрытия, теплоизоляционного слоя с армирующими и крепежными деталями, гидроизоляционного слоя и покровного защитно-механического слоя.

Наиболее часто (в 80% обследованных камер) изоляционная конструкция состояла из слоя минеральной ваты и асбоцементной штукатурки по металлической сетке. Как показывает практика, слой асбоцементной штукатурки, предназначенный только для защиты теплоизоляционных конструкций от механических повреждений, при капели с перекрытий и протечках не препятствует проникновению влаги к армирующей металлической сетке, теплоизоляционным конструкциям и их крепежным деталям. Одновременно протекающая под воздействием капели во влажной атмосфере коррозия крепежных деталей теплоизоляции и каркаса штукатурки – металлической сетки, приводит к обрушению штукатурки совместно с тепловой изоляцией (фото 5).

Имеющиеся в 20% обследованных камер изоляционные конструкции состояли из трех функциональных слоев: тепловой изоляции, антикоррозионного или гидроизоляционного покрытия и асбоцементной штукатурки. Антикоррозионные или гидроизоляционные покрытия, предназначенные для защиты наружной поверхности труб и теплоизоляционных конструкций от коррозии и увлажнения, выполненные в подавляющем большинстве камер с применением традиционных материалов (битумные лаки, мастики и рулонные материалы), через 2-3 года эксплуатации характеризовались: антикоррозионные – малой толщиной, высокой дефектностью и низкой прочностью сцепления с металлом труб (фото 6); гидроизоляционные – отсутствием эластичности (произошло охрупчивание покрытий с образованием трещин) или низкой термостойкостью (фото 7). По результатам обследования можно заключить, что покрытия на битумной основе быстро утрачивают свои защитные функции и не обеспечивают необходимой степени защиты металлических и теплоизоляционных конструкций теплопровода, находящихся в тепловых камерах.

Рекомендуемые на данный момент для защиты теплопроводов эмали и шпатлевки (эпоксидные, органосиликатные и кремнийорганические) в тепловых камерах применяются достаточно редко. Это объясняется тем, что данные материалы обеспечивают долговременную защиту лишь при соответствующей (дробеструйной и пескоструйной) подготовке защищаемых поверхностей, что возможно лишь на специально оборудованных участках. При производстве антикоррозионных покрытий в тепловых камерах выполнение пескоструйных и дробеструйных работ по ряду причин невозможно, из-за чего достижение долговременного защитного эффекта от применения вышеуказанных материалов представляется маловероятным.

Низкая эффективность защиты трубопроводов упомянутыми выше антикоррозионными и гидроизоляционными материалами подтверждается и тем, что несмотря на периодическое восстановление в тепловых камерах изоляционных конструкций при текущих ремонтах (с выполнением антикоррозионной защиты или гидроизоляции), добиться значительного продления срока эксплуатации трубопроводов в отремонтированных «аварийных» тепловых камерах без капитального ремонта (с заменой труб, узлов трубопровода и перекрытий) не удается.

В связи с этим, одним из основных направлений по обеспечению эффективной защиты теплопроводов в камерах (и снижению их удельной повреждаемости в целом), является разработка антикоррозионных и гидроизоляционных материалов, технологические характеристики которых обеспечивают возможность производства долговечных покрытий в трассовых условиях.

Вариации на заданную тему

Отметим, что материалы, применяемые для антикоррозионной защиты металлических конструкций, должны иметь высокую прочность сцепления с прокорродировавшими или ранее окрашенными поверхностями, пескоструйная обработка которых перед нанесением покрытия невозможна или нецелесообразна по экономическим соображениям. Получаемое при этом покрытие должно продолжительное время сохранять свои защитные свойства и обеспечивать безаварийную эксплуатацию теплопровода. При разработке гидроизоляционных составов следует учитывать то, что получаемые покрытия должны обладать повышенной механической прочностью, быть термостойкими и эластичными. Для повышения эффективности применения разрабатываемых антикоррозионных и гидроизоляционных составов следует предусмотреть возможность их нанесения на действующие трубопроводы в тепловых камерах при различных неблагоприятных факторах (повышенные влажность, температура, стесненные условия).

В журнале «Новости теплоснабжения» № 4/2000 г. была опубликована статья «Защита трубопроводов полимерными покрытиями», содержащая общую информацию о разработанном комплекте антикоррозионных материалов на полиуретановой основе, опытно-промышленное внедрение которого было проведено на действующих участках трубопроводов, находящихся в тепловых камерах. Положительные результаты применения данных материалов позволяют более подробно ознакомить читателей с технологией производства работ, направленных на восстановление первоначальных эксплуатационных качеств теплопроводов. В зависимости от характера дефектов изоляционной конструкции имеется возможность осуществления нескольких вариантов защиты, приведенных ниже.

Вариант 1. В тепловых камерах с полностью разрушенной изоляционной конструкцией целесообразно выполнять полный комплекс работ, включающий: нанесение антикоррозионного покрытия на поверхность трубопровода, теплоизоляцию трубопровода с последующим формированием на поверхности тепловой изоляции водонепроницаемого покрытия (гидроизоляция).

Антикоррозионная защита и гидроизоляция трубопроводов и их узлов выполняется в следующей последовательности. На первом этапе щетками и скребками удаляется слой продуктов коррозии, имеющий низкую прочность сцепления с поверхностью металла. На прокорродированную поверхность металла, очищенную от пластовой ржавчины, наносится многофункциональный грунтовочный состав, позволяющий одновременно пассивировать поверхность и сформировать прочно сцепленный с ней адгезионный подслой для последующего нанесения защитного покрытия (фото 8). Далее на загрунтованную поверхность наносится защитное покрытие, совместимое по физико-механическим характеристикам с грунтом, что исключает возможность его отслаивания при температурных колебаниях трубопровода (термоциклирование) и обеспечивает длительную работоспособность защитной системы «грунт-покрытие» (фото 9).

Вторым этапом работ является создание на трубопроводе теплогидроизоляционной конструкции, технологичность и экономичность формирования которой достигается за счет применения в качестве тепловой изоляции широко распространенных минераловатных матов, обтягиваемых стеклотканью с последующей пропиткой стеклоткани гидроизоляционной мастикой, являющейся модификацией состава, применяемого для производства защитного покрытия. Формируемый при этом армированный слой одновременно выполняет функции защитного кожуха и водонепроницаемого для капели покрытия (фото 10).

Вариант 2. В тепловых камерах с частично разрушенной теплоизоляционной конструкцией (фото 3) рекомендуется удалить участки поврежденной изоляции по радиусу и оценить состояние металла под ними. При наличии коррозионных повреждений металла следует выполнять локальный ремонт в соответствии с вариантом 1. В случае отсутствия коррозионных повреждений выполняются только работы второго этапа варианта 1.

Вариант 3. В «предаварийных» тепловых камерах, с только что начавшимся процессом разрушения изоляционной конструкции (появление трещин в штукатурке либо ее интенсивное увлажнение в местах протечек с вымыванием асбоцементной смеси и коррозией металлической сетки), рекомендуется также осуществлять пропитку штукатурки вышеупомянутой гидроизоляционной мастикой с целью гидрофобизации ее поверхности и заполнения (залечивания) образовавшихся трещин. Лестницы, трапы и прочие вспомогательные конструкции, находящиеся в тепловой камере, защищают по аналогии с трубопроводом, т. е. путем нанесения грунтовочного и покровного составов.

Грунтовочный, покровный и гидроизоляционный составы готовятся на месте применения, в стесненных условиях тепловых камер могут наноситься вручную кистью, причем отверждение материалов происходит независимо от температурно-влажностного режима тепловых камер.

Внедрение: итоги и выводы

Для подведения итогов работы по внедрению новой технологии защиты трубопроводов в тепловых камерах, авторами были собраны отзывы от организаций, осуществляющих эксплуатацию, ремонт и монтаж тепловых сетей. Информация, содержащаяся в отзывах, позволяет сделать некоторые выводы, которые могут быть учтены при проектировании, строительстве и ремонте тепловых камер:

1. Разработка комплекта антикоррозионных и гидроизоляционных материалов для защиты теплопроводов осуществлялась на основе экспертных оценок, выполненных с учетом динамики патентования материалов для защиты от коррозии и статистической обработки результатов комплексного обследования условий эксплуатации и состояния изоляционных конструкций в тепловых камерах.

2. Первоначальное выполнение антикоррозионных и гидроизоляционных работ в тепловых камерах осуществлялось сотрудниками организации-разработчика с обязательным периодическим освидетельствованием состояния изоляционных конструкций совместно с представителями организаций-владельцев тепловых камер.

3. На основании положительных отзывов, полученных от организаций-владельцев (в процессе четырехлетнего испытательного цикла покрытий в условиях тепловых камер действующих тепловых сетей) и результатов параллельно проводимых стендовых испытаний, были определены оптимальные варианты защиты и разработаны подробные технологические инструкции, регламентирующие порядок выполнения работ по антикоррозионной и гидроизоляционной защите в тепловых камерах.

4. Разработанные инструкции и рекомендации позволили осуществить передачу технологий защиты трубопроводов в тепловых камерах персоналу эксплуатирующих, ремонтных и монтажных организаций. Проведенное обследование показало, что в настоящий момент все изоляционные конструкции, самостоятельно выполненные персоналом организаций с применением разработанных материалов, обеспечивают надежную защиту трубопроводов и их конструктивных элементов.

5. Для освоения технологий применения разработанного комплекта материалов в тепловых камерах не требуется организация производственных участков, оснащенных специальным оборудованием, что означает возможность снижения удельной повреждаемости теплопроводов без капитальных вложений.

Таким образом, антикоррозионная защита и гидроизоляция трубопроводов в тепловых камерах с применением разработанного комплекта материалов на полиуретановой основе позволяют: обеспечить высокую надежность функционирования трубопроводов, увеличить их межремонтный срок службы и, при минимальных затратах, снизить удельную повреждаемость теплопроводов в целом.

Литература

1. Л.В.Родичев. Статистический анализ процесса коррозионного старения теплопроводов. – Строительство трубопроводов. – 1994, № 9.

2. Техническое обоснование состояния и перспективы совершенствования систем теплопроводов на основе современных антикоррозионных и теплоизоляционных покрытий. Отчет АО ВНИИСТ, Москва, 1995 г.

3. И.В. Стрижевский, М.А.Сурис. Защита подземных теплопроводов от коррозии. Энергоатомиздат, Москва, 1983 г.

Опыт г. Волжский по ликвидации аварий в системах теплоснабжения

Е.Н. Скрипников, председатель комитета жилищно-коммунального хозяйства и благоустройства (КЖКХиБ), Администрация г. Волжский Волгоградской области

Основным источником централизованного теплоснабжения в городе являются Волжская ТЭЦ-1 и Волжская ТЭЦ-2 (филиалы ОАО «Волгоградэнерго»), которые отпускают тепло в виде горячей воды с параметрами 150-70 ОС.

Общая протяженность муниципальных тепловых сетей по состоянию на 01.01.03 г. составляет 277,5 км в двухтрубном исчислении, в том числе: диаметром труб до 200 мм — 230,4 км, диаметром от 200 мм до 600 мм — 47,1 км. Трубопроводы тепловых сетей МУП «Тепловые сети» имеют преимущественно подземный вид прокладки.

Теплоснабжение потребителей о-ва Зеленый осуществляется от котельной муниципального унитарного предприятия «Тепловые сети». В котельной установлено 3 водогрейных котла типа ТГВ-8М, установленной мощностью 24,9 Гкал/ч. Протяженность трубопроводов о-ва Зеленый составляет 16,17 км.

Количество потребителей — 3564 домов, в том числе:

■ муниципальный жилой фонд — 1404;

■ о-в Зеленый — 159;

■ ведомственный жилой фонд — 17;

■ прочие ТСЖ — 29;

■ собственники жилья о-в Зеленый — 3;

■ прочая группа потребителей — 1952.

Количество отключений и аварий за 2002 г.

Аварийные отключения муниципального унитарного предприятия «Тепловые сети» на внутриквартальных сетях за 2002 г. составили:

■ 11 отключений для установки хомутов по причине внутренней язвенной кислородной коррозии;

■ 18 отключений для замены задвижек, вышедших из строя (заклинивание дисков, потеря герметизации, механические повреждения);

■ 17 отключений для замены аварийных участков трубопроводов до 1 п. м при невозможности установки хомутов (отводы, компенсаторы).

Аварийные отключения для работы муниципального унитарного предприятия «Жилищное хозяйство»: 50 отключений для замены входных задвижек.

Схема взаимодействия служб при ликвидации аварий

При нарушении режима работы, повреждениях оборудования дежурный персонал МУП «Тепловые сети» незамедлительно принимает меры к восстановлению нормальной схемы и режима работы или ликвидации аварийного положения и предотвращению развития аварии. Аварийная служба предприятия выезжает на место для выявления причины аварии, которая определяет вид и характер ремонтных работ, устанавливает продолжительность ремонта. В случаях угрозы жизни людей и затоплений материальных ценностей, отключение производится немедленно. При длительном отключении теплоснабжения на время устранения аварии до отключения и начала работ ликвидации аварии заявка передается в аварийно-диспетчерские службы «054» и «056», работающие с городским населением с указанием времени, количества отключаемых абонентов и характера повреждения. Все действия согласовываются с руководством МУП «Тепловые сети», о чем делается соответствующая запись в оперативном журнале. Для быстрой локализации и ликвидации аварий и неполадок предприятие располагает запасом труб, арматуры и материалов, инструмента и приспособлений.

Мероприятия по повышению надежности тепловых сетей

Ежегодно, после окончания отопительного периода, в соответствии с Правилами эксплуатации теплопотребляющих установок и тепловых сетей потребителей, с целью повышения надежности системы теплоснабжения города, проводятся испытания трубопроводов тепловых сетей.

В 2002 г. после окончания отопительного сезона были проведены следующие испытания:

■ на максимальную температуру теплоносителя для выявления дефектов трубопроводов, компенсаторов, опор, а также проверки компенсирующей способности тепловых сетей в условиях температурных деформаций, возникающих при повышении температуры теплоносителя до максимального значения и последующем ее понижении до первоначального уровня;

■ на тепловые потери для определения фактических потерь тепла в водяных тепловых сетях от источника до потребителя;

■ на гидравлическую плотность для выявления дефектов, подлежащих устранению при капитальном ремонте, перед включением сетей в эксплуатацию.

По результатам испытаний составляются графики ремонта сетей и оборудования. До начала отопительного сезона устраняются все дефекты.

С 01.02.2001 г. в МУП «Тепловые сети» введена в эксплуатацию система коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя с установкой оборудования в 16 условных точках границ обслуживания, позволяющая объективно оценить количество и качество полученной от ОАО «Волгоградэнерго» тепловой энергии.

Установка приборов учета позволила осуществлять:

■ учет отпущенной тепловой энергии и теплоносителя;

■ оперативный контроль параметров теплоносителя;

■ выявление нарушений режима работы, в том числе выявление утечек теплоносителя.

Вся оперативная информация с узлов учета отслеживается в центральном диспетчерском пункте МУП «Тепловые сети», что позволяет компьютерной программой «Викинг» в цифровом и графических режимах отображать все процессы измерения, производить расчет потребленной энергии и теплоносителя, принимать решение об управлении гидравлическим режимом тепловых сетей.

В 2002 г. приобретены для замены в трех точках учета новые тепловычислители, которые имеют более емкую память, два интерфейсных выхода, большой межповерочный интервал и надежность в эксплуатации. Также планируется приобретение более современного оборудования расходомеров, которые имеют на порядок выше класс точности.

Для определения степени износа трубопроводов, прогноза аварийности на тепловых сетях создана в 2000 г. собственная лаборатория по отслеживанию процессов внутренней и внешней коррозии. Лаборатория ежедневно проводит анализ качества горячей воды согласно норм СанПиН 2.1.4. 1074-01 «Вода питьевая», занимается анализами отложений в вырезках трубопроводов тепловых сетей после ремонта, совместно с СЭС производит отбор проб из теплосети.

Для оперативного определения утечек на трубопроводах приобретен и задействован течеискатель, позволяющий определять место аварий при подземной прокладке тепловых сетей с точностью до 70%.

На отопительной котельной о. Зеленый внедрена система автоматики контроля, управления и защиты. На компьютер оператора выведены 13 основных параметров, позволяющих оценивать работу всего оборудования котельной в целом, а также корректировать отдельные процессы. В 2003 г. все параметры с компьютера будут поступать в центральный диспетчерский пункт для оперативного вмешательства в работу котельной.

В настоящее время МУП «Тепловые сети» проводит автоматизацию управления технологическим процессом передачи и распределения тепловой энергии на базе средств электронно-вычислительной техники. Уже сегодня из 31 центральных тепловых пунктов автоматизированы 17. Вводы в кварталы и микрорайоны города, не оборудованные ЦТП, оснащены регулирующими дроссельными устройствами, позволяющие перераспределять тепло потребителям. Предприятие планирует провести автоматизацию остальных ЦТП.

На базе современного компьютерного оборудования планируется установить связь между основными эксплуатационными районами и базой предприятия, что позволит ускорить сбор данных о теплоснабжении потребителей, увеличить их объективность и скорость реагирования на изменения внешней и внутренней среды.

Журнал «Новости теплоснабжения» №6(34) 2003 г. www.ntsn.ru