Результаты представленной обработки (табл. 5.3) показывают, что по состоянию на 1977 г. в ТС Мосэнерго только ТМГ со сроком службы 12 лет были близки к нормативу действующего сейчас СНиП 41-02-2003. Дополнительные расчёты показывают, что при ωт = 0,013 1/(км∙год). нормативная вероятность безотказной работы ТС (Ртс = 0,90) возможна при сроке службы t =8,2 года, а для её реализации при t =12 лет необходимо снижение ωт до 0,0088 1/(км∙год), как это было в ТМГ, построенных в 1968-1970 гг.
В СНиП 41-02-2003 используется коэффициент готовности Кг, который предлагается определять по времени ожидания готовности (ч), а его минимально допустимое значение для СЦТ составляет Кг = 0,97. Известна формула для его расчёта[62]
Кг = zо/( zо + zв), (5.10)
где zо – время наработки до отказа, которое является важнейшим показателем безотказности, ч; zв – время восстановления работоспособного состояния после отказа, ч.
Долговечность - свойство объекта непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки (ГОСТ 27.002-89). В ТС СЦТ это свойство сохранять работоспособность до достижения предельного состояния, когда их дальнейшая эксплуатация недопустима по условиям безопасности или затраты на АВР ТС сопоставимы с затратами на их перекладку.
Аналитическое выражение этого условия можно представить в виде
(Ен + f) kн ≤ ωтпр y, (5.7)
где Ен = 0,12 1/год – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений (в расчётах без дисконтирования); f = 0,075 1/год – доля ежегодных отчислений на амортизацию, общесетевые расходы и ремонт ТС; kн – удельные капиталовложения в строительство нового теплопровода, тыс. руб/год; y – затраты на АВР при одном отказе с учётом ущерба от недопоставки теплоты, рассчитываемого по действующей методике[63], тыс. руб; ωтпр – предельный параметр потока отказов, 1/(км∙год).
Из выражения (5.7) следует, что
ωтпр ≥ (Ен + f) kн/ y. (5.8)
Следовательно, с момента совпадения затрат на АВР и ущерба от недопоставки теплоты с нормативной прибылью (определяемой Ен) и ежегодными отчислениями на амортизацию, общесетевые расходы и ремонт ТС, дальнейшая эксплуатация изношенных ТС не имеет смысла и оправдана их перекладка.
Необходимо отметить, что по состоянию на середину 1990-х гг. в водяных ТС России преобладала подземная прокладка, в которой на долю канальной и бесканальной прокладки приходилось соответственно 80 и 20 % от общей протяжённости ТС в двухтрубном исчислении[64]. Фактический срок службы ТС до 1-го отказа составлял от 3-5 лет при Dу = 50-100 мм до 8-10 лет при Dу = 1000-1400 мм, а параметр потока отказов (всех зарегистрированных) ωт после 15-20 лет эксплуатации был равен: 1) 3-5 1/(км∙год) при Dу < 200мм; 2) 1-2 1/(км∙год) при Dу = 200-400 мм: 3) 0,5-1 1/(км∙год) при Dу > 400 мм.
В ТС бесканальной прокладки положение было хуже среднего. Например, в Теплосети Ленэнерго параметр потока отказов ωт по всем зарегистрированным отказам за 1993 г. составил 3,1 1/(км∙год) при среднем значении Dу около 600 мм[65]. Это в 3раза выше, чем в среднем по России и обусловлено низкими теплогидравлическими и прочностными характеристиками широко применявшейся в Санкт-Петербурге до 1995 г. теплоизоляционной конструкции из армопенобетона (АПБ).
Подобное положение сложилось на фоне прогрессирующего старения теплопроводов, связанного с резким сокращением объемов работ по капитальному ремонту и перекладке ТС по истечении нормативного срока службы (25 лет). Поэтому 15 % ТС России находилось в аварийном состоянии, а к середине 2004 г. оно возросло почти в 2 раза[66]. Следовательно, в целом показатели надёжности ТС к настоящему времени снизились по сравнению с серединой 1990-х гг.
Пример 5.2. Оценка предельного значения параметра потока отказов
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.