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

Документ системы качества НП «Российское теплоснабжение» РД-12-РТ

Методические рекомендации по достижению эталонного состояния систем централизованного теплоснабжения

Методические рекомендации разработаны на основе опыта, накопленного в Некоммерческом партнерстве «Российское теплоснабжение», для практической помощи теплоснабжающим и теплосетевым организациям по обеспечению эффективности и прибыльности деятельности.

Цель методики – достижение уровня «Эталона современных систем централизованного теплоснабжения» при конкурентном уровне тарифов.

Эталон является типовой целевой моделью развития действующих систем централизованного теплоснабжения и представляет собой набор, в первую очередь, технических решений, комплекс которых позволяет добиться надёжного и качественного теплоснабжения наиболее экономичным образом. А настоящие Методические рекомендации показывают возможности поэтапного внедрения проектов улучшений для достижения эталонного состояния (полностью или в части применимости Эталона на конкретном предприятии).

Таким образом создана одобренная профессиональным сообществом модель эталонной современной системы теплоснабжения, – как ориентир для развития всех систем теплоснабжения.

I. Эталон современных систем централизованного теплоснабжения

  1. Регулирование теплопотребления подключенных зданий
    • Наличие одного или нескольких индивидуальных тепловых пунктов.
    • Независимая схема присоединения отопления.
    • Закрытая схема присоединения ГВС (кроме случаев, когда качество холодной воды хуже, чем горячей).
    • Самостоятельное определение потребителями температуры горячей воды (не выше 60°С) с кратковременным ее повышением в ночной период.
    • Регулирование циркуляции горячей воды.
    • Отказ от температурных графиков во внутридомовом контуре с регулированием отопления по спросу (мощности необходимой для обеспечения теплового комфорта).
    • Прозрачный, достоверный коммерческий приборный учет до ИТП.
    • Наличие устройств сбора, обработки и передачи данных, обеспечивающих возможность контроля приборного учета и функционирование АСУ теплоснабжения.

 

  1. Тепловые сети
    • Внедрение комплекса мер поддержания ресурса, обеспечивающих 50-ти летний срок службы сетей (изделия и материалы, конструкции сетей, нейтрализация коррозионных факторов, мониторинг состояния и диагностика, точечный ремонт по фактическому состоянию).
    • Ликвидация трубопроводов горячей воды.
    • Экономически целесообразные уровень тепловых потерь и величина подпитки.
    • Использование тепловых аккумуляторов.

 

  1. Котельные и ТЭЦ
    • Оптимальный резерв мощности, соответствующий нагрузке и реальной перспективе.
    • Автономность работы котельных по электроэнергии за счет генерации ее на собственные нужды и применения моторного привода.
    • Аварийная автономность работы по подпиточной воде, достигаемая путем обустройства резервных емкостей и снижения величины подпитки.
    • Преимущественное использование отечественного оборудования.
    • Применение утилизаторов уходящих газов на котлах, работающих в базовом режиме.
    • Применение для регулирования режимов работы котельной котлов, имеющих высокий КПД в широком диапазоне нагрузок.
    • Водоподготовка, обеспечивающая нормируемое качество теплоносителя и практически полное отсутствие внутренней коррозии и отложений в котлах, сетях, теплообменниках и системах отопления.
    • Соответствие термодинамических циклов и состава оборудования ТЭЦ режимам работы энергосистемы и тепловой нагрузке, в том числе маневренность станций, обеспечивающая глубокое регулирование электрической мощности, не выходя их теплофикационного режима (диапазон регулирования от паротурбинного до парогазового).
    • Возможность автоматического перехода ТЭЦ на работу в изолированном режиме при авариях в энергосистеме.

 

  1. Топливный режим
    • Комплексное резервирование газовых котельных с оптимизацией совокупных затрат (резервирование сетями, источниками, резервным топливом, включая применение сжиженного газа в качестве резервного с передачей восстановленного газа по существующим городским газопроводам либо размещением установок на энергоисточниках).
    • Использование переработанного мусора (RDF-топлива) и промышленных отходов для энергетических целей.
    • Использование возобновляемых энергоресурсов в поселениях, где это экономически целесообразно.

 

  1. Автоматизированные системы оперативного мониторинга и управления
    • Комплексная диспетчеризация всех субъектов теплоснабжения.
    • Интеграция систем управления теплоснабжением и теплопотреблением.
    • Объединение коммерческого и технологического управления.
    • Возможность расчета оперативных системных балансов.
    • Возможность контроля переходных технологических процессов.
    • Мониторинг потерь в тепловых сетях.
    • Мониторинг отклонений режимов теплопотребления.
    • Текущая автоматическая проверка достоверности приборного коммерческого учета.
    • Соответствие государственным требованиям информационной безопасности.

 

  1. Системы теплоснабжения в целом
    • Соответствие показателям надежности (готовность, безотказность, живучесть).
    • Соответствие экологическим требованиям.
    • Обеспечение договорных параметров качества для всех потребителей.
    • Наличие на источниках, в сетях и у потребителей комплексной защиты от недопустимого изменения давления, в том числе от гидравлических ударов.
    • Качественно-количественное ступенчатое регулирование, с ограничением максимальной температуры теплоносителя 115 °С в распределительных сетях и 130 °С в магистральных сетях.
    • Совместная работа энергоисточников, с переводом котельных, находящихся в зоне деятельности ТЭЦ, в пиковый режим работы по параллельной схеме.
    • Соответствие схемы теплоснабжения государственным требованиям.
    • Устойчивое финансовое положение организаций – участников процесса теплоснабжения.
    • Соответствие сложившихся платежей граждан за м² отапливаемой площади и м³ горячей воды среднеотраслевому уровню для подобных систем (с учетом бюджетных расходов).

II. Общие принципы организации работы по проектам улучшений

2.1 Модели развития

Существуют две, взаимодополняющие модели развития производственных предприятий.

Западный менеджмент привержен инновациям — масштабным изменениям для достижения технологических прорывов. В последние десятилетия эта модель активно продвигается в России, в том числе в теплоснабжении. В ее основе ─ качественная инвестиционная программа. В то же время, для регулируемых организаций с естественно ограниченным рынком сбыта, существуют жесткие ограничения по объему возвратных инвестиций и, по разным причинам, часты случаи их низкой эффективности.

В России почти не известна восточная модель, чаще всего называемая кайдзен (непрерывное совершенствование - в переводе с японского), процесс, основанный на здравом смысле и малых затратах. Он обеспечивает неуклонный прогресс и характеризуется малым риском.

В кайдзен выделяются семь основных видов потерь:

  • перепроизводство - поставка потребителям неоплачиваемой тепловой энергии, горячей воды и теплоносителя;
  • простои - непроизводительное использование рабочего времени, автотранспорта и механизмов, содержание излишнего персонала;
  • ненужная транспортировка - перемещение материалов и персонала по территории города, которые не связаны с добавлением ценности в производимую продукцию;
  • бесполезные движения - перемещения людей и механизмов на рабочем месте не добавляющие ценности в продукцию, к ним же относится излишний документооборот и чрезмерные длительные корпоративные процедуры;
  • бесполезные действия - например, обходы и осмотры оборудования, не сопровождаемые измерениями, анализом, профилактическими работами; постановка задач по которым неясны методы достижения; неэффективные инвестиции;
  • чрезмерные запасы ─ не только на складах, но и по мощности источников и сетей;
  • выпуск дефектной продукции, вынуждающей производить ее доработку - например, необоснованное снижение температурного графика, компенсируемое излишними затратами электроэнергии и диаметрами тепловых сетей.

Не исключая инвестиционные решения, метод непрерывных улучшений позволяет более полно использовать внутренние резервы систем теплоснабжения и работающих в них организаций. Даже в самых проблемных теплоснабжающих и теплосетевых организациях имеются большие возможности для получения дополнительных доходов и снижения издержек, включая:

  • повышение эффективности управления;
  • повышение производительности труда и оптимизация численности персонала;
  • применение автоматизированных систем управления теплоснабжением;
  • оптимизация расходов на автотранспорт и спецтехнику;
  • внедрение системы качества при закупках;
  • снижение коммерческих потерь;
  • повышение КПД имеющихся котлов;
  • снижение потерь в сетях;
  • повышение качества химводоподготовки;
  • переориентация на превентивное устранение максимального количества повреждений сетей в летний период;
  • гидравлическая наладка сетей;
  • схемная оптимизация развития системы теплоснабжения, включая вывод из эксплуатации чрезмерных мощностей и перевод источников в пиковый режим, снижение диаметров и длин сетей при их замене, современные температурные графики, отказ от необоснованных инвестиций и т.д.
  • объединение процессов развития систем теплоснабжения и энергосбережения у потребителей;
  • внедрение 2-х ставочных тарифов или индексация тарифов при энергосбережении у потребителей.

Комплекс антикризисных мероприятий, подобранный для проблемной системы теплоснабжения, обычно имеет срок окупаемости до 2-х лет и, хотя не решает проблему накопившейся задолженности, позволяет перейти к безубыточной текущей деятельности.

2.2 Управление проектами

Проект состоит из идеи, плана, действий по реализации и достоверной фиксации полученного эффекта. Любые улучшения можно формализовать в проекты.

Набор функций, которые должны выполняться для обеспечения качественного централизованного теплоснабжения, одинаков во всех поселениях, независимо от их величины. Соответственно, существует набор типовых проектов, из которых можно подобрать подходящие для конкретных условий. Проблемами обычно являются: привязка проекта, организация управления им, мониторинг и вычленение эффекта. Тормозом также становится сама система управления организацией, не поощряющая инициативу. Работники оказываются неспособны к нестандартным действиям, сказывается отсутствие полномочий, множественность и длительность согласований, отсутствие возможности напрямую организовать работу со смежными подразделениями.

Руководителям организации некогда самим заниматься проектами улучшений, а без сопровождения первых лиц, они тормозятся на уровне «пилотов» или даже превращаются в свой антипод с комментариями типа: «Мы всегда говорили, что из этого ничего не получится». Успех внедрения проекта улучшений в значительной степени определяется именно управленческими решениями. Пилотное внедрение должно быть под регулярным контролем первого руководителя, а участники проектной рабочей группы должны поощряться за измеренный достигнутый эффект.

В процессе первичного внедрения проектов необходимо добиться такого управленческого результата, при котором необходимые действия каждого исполнителя по проектам внедряются в типовые должностные обязанности и превращаются в повседневную деятельность, не требующую в дальнейшем отдельного контроля первых лиц. Опробованные проекты должны внедряться в рамках обычной повседневной деятельности.

2.3 Задачи Некоммерческого партнерства «Российское теплоснабжение» по проектам улучшений

В тысячах муниципалитетов и организаций решают подобные задачи и проблемы по организации эффективного теплоснабжения. Соответственно, консолидирующие функции «Российского теплоснабжения» по проектам улучшений, выполняемые для членов партнерства, сводятся к следующим:

  • самостоятельное формирование типовых проектов улучшений;
  • анализ оригинальных проектов, реализуемых в регионах, на предмет использования их как типовых;
  • помощь организациям, членам НП РТ, в разрешении вопросов, возникающих при реализации проектов;
  • привлечение лучших специалистов для решения типовых проблем;
  • преодоление нормативных и законодательных барьеров;
  • организация НИОКР;
  • проведение отраслевых испытаний;
  • организация обмена опытом внедрения;
  • организация личного общения руководителей проектов;
  • анализ показателей реализации проектов и формирование методов сравнения темпов внедрения для оценки предприятиями эффективности деятельности собственных подразделений.

Для ускоренного выявления проблем и методов их решения, Партнерство приглашает теплоснабжающие и теплосетевые организации выступить в качестве площадки по отработке одного небольшого проекта или решения из сформированного перечня. Сконцентрировавшись на решении одной задачи, организации смогут получить от коллег практическую помощь по реализации других проектов.

III. Совершенствование управления организацией

3.1 Иерархическое управление

При структурном (иерархическом) управлении организацией выделяется набор функций, которые она должна выполнять, и под каждую создаются подразделения, взаимодействие которых осуществляется через руководителей, без развитых горизонтальных связей.

Основная проблема в том, что деятельность подавляющего большинства работников не увязана с целями компании. Вопрос даже не в показателях деятельности, а в том, что у работников при выполнении самых правильных показателей возникнут препятствия, которые они не в состоянии преодолеть.

Структура управления работает на устранение «проблем стабилизации», то есть на предотвращение, устранение или компенсацию возмущений, нарушающих текущую деятельность.

При структурном управлении, если подразделение самостоятельно, без других подразделений, не может решить какую-то проблему, оно выходит на своего руководителя, например, заместителя директора. Подразделения, занимающиеся одним бизнес-процессом, могут подчиняться разным заместителям, и задача решается уже самим директором, для чего тот проводит совещания, дает поручения и т.д. Проблемы уровня подразделений, выходят на первое лицо, которое не может вникнуть в каждый вопрос, а организация выстраивается на выполнение распоряжений сверху.

Как результат:

  • Отсутствует увязка целей подразделений с общими целями организации.

Эксплуатационные подразделения заинтересованы в безграничном увеличении финансирования, сбытовые не заинтересованы в выявлении и сборе проблемных платежей и т.д.

  • Отсутствует контроль над технологией в целом.

Не осуществляется мониторинг фактических потерь в сетях, текущих технологических и финансовых балансов, прибыльности бизнес-процессов и отдельных технологических узлов.

  • Отсутствует ориентация на клиента.

Для подразделений важнее вовремя отчитаться, выполнить показатель, не нарушить дисциплину и т.д.

  • Высоки накладные расходы.
  • Отсутствует конкуренция за результат.

Обычно структура организации утяжелена избыточными подразделениями и чрезмерна по численности.

3.2 Процессное управление

Процессный подход – форма организации предприятия, которая определяется бизнес-процессами. Причем бизнес-процессы могут быть внешние (завершающиеся взаимоотношениями с покупателем) и внутренние (когда результат бизнес-процесса потребляется внутри организации). Под бизнес-процессом понимают совокупность взаимосвязанных видов деятельности, которые по определенной технологии преобразуют ресурсы (материалы, финансы, оборудование, персонал, информацию) в результат (продукт, услугу), представляющий ценность для потребителя или организации.

Каждый бизнес-процесс заканчивается конкретным результатом, а не абстрактным отчетом или формальными КПЭ (КПЭ – ключевые показатели эффективности (от англ. Key Performance Indicators, KPI) – показатели деятельности подразделения (предприятия), которые помогают организации в достижении стратегических и тактических/операционных целей). На каждый комплексный процесс определяется руководитель, ответственный за его развитие. Для него разрабатывается система стимулов, в том числе по конечному результату.

Для внутренних бизнес-процессов результатом деятельности должен являться продукт, принятый другим подразделением, при этом появляются горизонтальные связи (через совместную формулировку задачи, промежуточную и окончательную приемку), которые часто эффективнее решений «сверху».

В экономической теории считается, что если деятельность предприятия удается разделить на бизнес-процессы и перейти к процессному типу управления, то эффективность деятельности возрастает кратно. Процессный подход к управлению предприятиями и организациями, входит в число восьми основополагающих принципов стандартов ИСО серии 9000:2000.

3.3 Структура аппарата управления

К основным бизнес-процессам в теплоснабжении относятся:

  • Основное производство, включая бизнес-процессы выработки тепловой энергии; передачи ее по тепловым сетям; поставки потребителям мощности, тепловой энергии, теплоносителя; производство горячей воды в тепловых пунктах, малых котельных и поставку ее потребителям.

Генерация, передача и распределение, производство горячей воды, гидравлические и температурные режимы, водно-химический режим, поддержание ресурса оборудования, обслуживание и текущий ремонт, контроль качества капитального ремонта и нового строительства, ликвидация повреждений, диспетчерская, лаборатории и централизованные службы, технические вопросы закупки энергетических ресурсов.

  • Обеспечение основного производства.

Строительство и капитальный ремонт, аварийная служба, обслуживание транспорта и спецтехники, закупки и хранение материальных ресурсов, технологическое подключение новых потребителей.

  • Организация системы взаимоотношений с потребителями.

Присоединение, тарифы, договора, сбыт, коммерческий учет, инспекция, разногласия, режимы теплопотребления.

Каждый бизнес-процесс в отдельности представляет собой объект для управления, им должен управлять один руководитель – должностное лицо, которое имеет в своем распоряжении необходимые ресурсы (персонал, материалы, информацию и т.д.), управляет ходом бизнес-процесса и несет ответственность за его результаты и эффективность.

3.4 Структура эксплуатационных подразделений

Обслуживание ТЭЦ малой мощности, котельных и тепловых пунктов

Обслуживаемое оборудование включает: выделенное теплофикационное оборудование ТЭЦ, малые ТЭЦ, котельные, насосные станции и тепловые пункты. Все эти объекты имеют большой набор разнотипного оборудования (вращающиеся механизмы, ТМО, автоматика, электрика, газовое оборудование). Работы осуществляются в помещениях, имеется доступ ко всему оборудованию.

Для эксплуатации оборудования требуется относительно большой набор специалистов и рабочих разных специальностей, соответственно, возможно массовое их совмещение.

Можно было бы рассматривать ЦТП и ИТП как отдельную группу, но это целесообразно, если мы имеем крупные ТЭЦ, персонал на которых занят постоянно и нет смысла использовать его с передвижением по городу. Для малых и средних котельных, все равно, придется обеспечивать периодическое обслуживание.

Цель ─ обеспечить повсеместные качественные эксплуатацию, обслуживание и текущий ремонт с достижением экономии затрат на оплате персонала, продлении ресурса оборудования и повышении эффективности сжигания топлива.

Варианты повышения производительности труда сводятся к следующим:

  • автоматизация техпроцессов;
  • организация периодического обслуживания с оптимизацией перемещения людей и транспорта;
  • совмещение специальностей и повышение квалификации;
  • загрузка сменного эксплуатационного персонала работами по обслуживанию, текущему ремонту, охране.

Необходимо использовать все методы. Причем совмещение специальностей должно распространиться и на ИТР.

Территориальное обслуживание имеет границы распространения, определяемые расстоянием до объектов и периодичностью обслуживания. Наиболее частые работы по контролю вращающихся механизмов определяют границы мастерского участка. Если его не формализовать как участок, то он формируется как зона обслуживания.  Увеличение размера зоны приводит к росту затрат на транспорт и потере рабочего времени. Уменьшение может привести к недостаточной загрузке персонала, которую частично можно компенсировать дополнительными работами и совмещением специальностей. Таким образом глубокое совмещение специальностей позволяет уменьшать размеры зон обслуживания и снижать затраты на переезды и перевозки.

По мере автоматизации производственного процесса важность совмещения специальностей только возрастает. Для обслуживания автоматизированных котельных в передовых организациях слесари выездных бригад обучены 12 специальностям: оператор котельной, лаборант ХВП, оператор теплового пункта, слесарь по газовому оборудованию, слесарь КИП и А, слесарь-электрик, слесарь-наладчик режимов работы котлов, слесарь-наладчик ТМО, слесарь по ремонту ТМО, электромонтер, слесарь тепловых сетей, охранник.

Наличие универсалов ─ основа комплексных бригад, создание которых позволяет переместить функцию координации рабочих с ИТР на бригадира и не осуществлять инженерный контроль эффективности работы каждого рабочего, заменив на контроль показателей работы бригады. Премирование бригад и ИТР можно осуществлять не только по основным показателям качества и надежности техпроцессов, а также в размере 10-20% экономии ремонтного фонда и снижения затрат на закупаемые энергоресурсы.

Операторы котельных должны подчиняться ответственному за безопасную эксплуатацию котельной, а не бригадиру комплексной бригады. Но, в то же время, дежурному персоналу на смене часто практически нечего делать и логично его использовать для выполнения функций по качественному осмотру оборудования (в том числе инструментального) и мелким профилактическим работам. Комплексной бригаде окажется выгодно им доплачивать. Также естественно совмещение операторами функций лаборанта химводоподготовки.

За комплексной бригадой необходимо закрепить эксплуатацию, обслуживание и текущий ремонт всего оборудования. На капитальный ремонт определить годовой бюджет и привлечение цеха ремонта и аварийной службы, осуществлять в пределах бюджета. Превышение бюджетаподразумевает административное воздействие и снижение премии. Единственный допустимый вариант превышения ─ на реализацию проектов улучшений.

Обслуживание тепловых сетей

В отличие от предыдущей группы оборудования, тепловые сети не имеют точечной концентрации. Состояние сетей по участкам различается весьма сильно, соответственно, значительно различается и территориальная загрузка персонала. Работа сводится к осмотрам, переключениям, мероприятиям по продлению ресурса, устранению повреждений и летнему ремонту. Сегодня обычно малы затраты на обслуживание и текущий ремонт, а сравнительно велики на аварийные и капитальные ремонты.

Для эксплуатации сетей необходимы, в основном, слесари по эксплуатации и ремонту, а также сварщики. Механизаторы и водители обычно числятся в аварийной службе или службе ремонтов. Возможности совмещения специальностей невысоки, хотя также должны использоваться.

Цель ─ обеспечить быстрое существенное снижение потерь в сетях и повышение их ресурса. Нет необходимости выполнять эту работу равномерно по всем сетям. Наоборот, необходимо сконцентрировать усилия на участках с максимальными потерями и повреждаемостью, для чего надо иметь возможность широкого маневра людьми и техникой. Нет доводов к разделению сетей по структурным участкам для систем с присоединенной нагрузкой до 500-600 Гкал/ч, возможны только зоны текущего обслуживания, так как объемы работ при осмотрах сетей мало зависят от их состояния.

Для большинства средних по величине теплоснабжающих организаций достаточно одного цеха/района тепловых сетей. 

В средних теплосетевых организациях, для исключения дублирования функций, должность начальника цеха сетей целесообразно объединить с должностью главного инженера.

В небольших теплоснабжающих организациях проще иметь единую службу эксплуатации всего оборудования (источники, сети, тепловые пункты) с непосредственной подчиненностью главному инженеру и с одной-двумя комплексными бригадами.

При оптимизации численности персонала необходимо исходить из понимания того, что экономия от уменьшения количества слесарей тепловых сетей обычно существенно меньше экономического эффекта от повышения эффективности их работы, даже с учетом дополнительной оплаты за снижение потерь.

Специализированные лаборатории и подразделения

Выделяя линейных инженеров и рабочих одной массовой профессии в обособленные подразделения, например, электроцех или службу КИПиА, организация теряет возможности полного совмещения специальностей, вынуждена организовывать взаимодействие (двигатель насоса ремонтирует одно подразделение, а сам насос другое) и теряет на дополнительных перевозках, параллельных осмотрах, отчетности и т.д. Эти подразделения трудно стимулировать по результатам конечных бизнес-процессов. Комплексные подразделения практически по всем позициям оказываются более эффективны.

Деятельность специализированных лабораторий также целесообразно объединить в одной комплексной, это позволит обеспечить все необходимые измерения и испытания без излишнего штата малозагруженных специалистов. В ней также можно сконцентрировать главных специалистов организации, одна из задач которых – организация квалифицированного контроля за качеством работы эксплуатационных подразделений в части их специализации.

Для повышения статуса комплексной лаборатории ее руководителя можно назначить заместителем главного инженера.

В небольших организациях, не имеющих возможности иметь полный штат специалистов, необходимо либо заключать договоры обслуживания со сторонними организациями, либо, при недостатке средств, привлекать совместителей, вплоть до учителя химии местной школы для контроля режимов водоподготовки.

 3.5 Структура служб обеспечения основного производства

Эксплуатация оборудования и его капитальный ремонт/реконструкция относятся к принципиально разным видам деятельности. Разнесение их под разных руководителей позволяет ликвидировать настрой, что все оборудование надо максимально заменить. У главного инженера должны быть стимулы к продлению срока службы оборудования и подачу заявки на его замену только при условии расследованию объективных причин снижения паспортных характеристик и принятия мер по недопущению их повторений. Возможна также замена при наличии утвержденного проекта улучшений.

Необходимо заключить внутренние договоры между обеспечивающими службами и эксплуатационными подразделениями.

Заместитель директора по обеспечению производства должен нести всю ответственность за сроки и качество монтажных, строительных и наладочных работ по проектам улучшений, капитальному ремонту и инвестиционной программе. Имея в подчинении все необходимые подразделения, он не может ссылаться на низкое качество подготовки работ, снабжение или несвоевременные перевозки.

Он также отвечает за полноту устранения дефектов, выявленных эксплуатацией в течении гарантийного срока. Поэтапная приемка всех выполненных работ должна осуществляться эксплуатационными подразделениями.

Аварийную службу целесообразно подчинить непосредственно заместителю директора по обеспечению производства, либо объединить ее со службой капитального ремонта и строительства. Это, с одной стороны, позволит осуществлять более глубокий маневр техникой и людьми, с другой, предотвратит функционирование параллельных ремонтных структур, подчиненных главному инженеру или руководителям эксплуатационных подразделений.

3.6 Структура служб по работе с потребителями

Целесообразность объединения под одним руководителем всех служб по работе с потребителями определяется в первую очередь удобством для самих потребителей. Они должны иметь возможность решать все свои проблемы по принципу «одного окна».

С другой стороны, взаимодействовать с потребителями по условиям договоров и оплаты, состоянию и достоверности приборного учета, изменению присоединенной нагрузки, претензиям к качеству, температуре возвратного теплоносителя, и т.д. целесообразно через систему ответственных за комплексное взаимодействие с группой потребителей, иначе множество относительно высокооплачиваемых инженеров разных отделов и служб параллельно занимаются каждым подключенным зданием, в котором они никогда даже не побывали.

Универсальных специалистов подготовить труднее, зато их понадобится существенно меньшее количество, они будут знать реальную ситуацию на местах и отвечать за качество работы со своими потребителями в целом, а не поэлементно. При наличии качественной автоматизированной системы управления предприятием эти работники могут работать на рабочих должностях инспекторов. Небольшие организации могут также привлекать удаленных консультантов и подключиться к «облачной» АСУ.

Инспекторы должны быть в состоянии:

  • проконтролировать соблюдение всех условий договоров и выявить отклонения;
  • разобраться с проблемами оплаты;
  • выполнить энергетический расчет здания, определить нагрузки и небалансы, причины низкого теплопотребления;
  • выявить бездоговорное потребление;
  • принять прибор учета в эксплуатацию, проверить достоверность показаний;
  • определить наличие перетоков холодной воды в горячую или в теплосеть (и наоборот), варианты опрокидывания циркуляции;
  • определить квартиры, перешедшие на электрический или газовый подогрев воды, и причины отключения от централизованного ГВС;
  • организовать поверки квартирных водосчетчиков (в том числе на пролив),
  • оценить недогревы как упущенную реализацию (при наличии приборов учета), а перетопы как излишние расходы (при отсутствии приборов учета);
  • проанализировать качество эксплуатации теплового пункта, включая плотность подогревателей;
  • зафиксировать завышение температуры обратной сетевой воды, определить причину и принять меры к ликвидации завышения;
  • предотвратить штрафы со стороны потребителей;
  • представить им квалифицированную консультацию включая варианты энергосбережения.

Руководители должны сами проверять работу инспекторов с выездом непосредственно к потребителю по случайному графику.

Распределение персонала по двум блокам (эксплуатация и работа с потребителями) обычно приводит к появлению взаимных претензий, в первую очередь по качеству режимов теплоснабжения и теплопотребления, так как они теснейшим образом взаимосвязаны. Если не формализовать процесс взаимной ответственности и отчетности, то в целом позитивное появление горизонтальных управленческих сигналов может не превратиться в управленческий механизм, а привести к практически полному прекращению исполнения необходимых функций, с оправдание бездействия виной второй стороны. В качестве реакции на претензии первого руководителя появляются параллельные структуры, и ситуация окончательно запутывается. Заместитель директора по работе с потребителями должен нести ответственность за параметры и качество теплоносителя возвращаемого с подключенных зданий, а главный инженер за режимы и качество теплоносителя в системе теплоснабжения.

3.7 Диспетчерская

Диспетчерская может быть подчинена главному инженеру только в оперативном плане. Главный диспетчер должен подчиняться непосредственно директору. В предприятии должна быть структура, обеспечивающая оперативный мониторинг эффективности функционирования предприятия с ранним выявлением отклонений в работе основных служб, без выпячивания вины одних и замалчивания проблем других. В крупных организациях эта функция может быть выделена в отдельное аналитическое подразделение, подчиненное директору, или закреплена за службой развития.

Диспетчер не должен быть простым передатчиком команд по распределению техники или жалоб жителей персоналу эксплуатационных подразделений. Он, как минимум, должен управлять режимами, контролировать все текущие показатели производственной деятельности организации, а также технологические и экономические балансы. Этим функциям должны соответствовать квалификация диспетчера и статус должности. Именно диспетчер готовит квалифицированный отчет о деятельности предприятия за каждый день, включая показатели деятельности, анализ отклонений, балансы по всем видам ресурсов, выполнение планов отпуска и реализации продукции.

3.8 Службы развития

В большинстве крупных и средних теплоснабжающих и теплосетевых организаций имеется служба развития или выделенный ответственный. Сложившееся понимание их функций обычно сводится к сопровождению инвестиционного процесса. Декларируются и проекты улучшений, но количество внедрений исчисляется единицами, результат не выделяется и не используется в дальнейшем развитии на принципах «револьверного» эффекта.

Переформатирование на управление проектами требует от служб развития принципиально других подходов. Это не управление расходованием средств, а организация эффективной деятельности всего предприятия, с нахождением дополнительных средств на развитие за счет дополнительных доходов и снижения издержек.

Основным тормозом в этом процессе является скрытое и даже открытое противодействие остальных служб и работников, которые могут воспринимать нововведения как дополнительные обязанности и административный пресс, не подкрепленные моральным и материальным стимулированием. Преодоление этого противодействия на самой первой стадии может достигаться через широкое информирование о необходимости развития, привлечение всего персонала к обсуждению проектов улучшений, материальное и моральное поощрение. К административным мерам можно отнести формирование службой развития долгосрочных целевых показателей деятельности и организацию планирования в подразделениях достижения этих показателей.

Управление проектами улучшений должно обеспечиваться через функционирование основных блоков проектов, представленных ниже.

Идеи

Персонал предприятий, созданных на основе матричной системы, как более свободный, хорошо «генерит» идеи и плохо их реализует. Предприятия с иерархической структурой, лучше внедряют, но у них плохо с идеями. Поскольку все производственные предприятия, включая теплоснабжающие и теплосетевые, устроены по иерархическому принципу, чрезвычайно важно введение внеструктурных групп не для внедрения, а для обсуждения проблем и предложения идей.

Для появления идей должны быть сформулированы проблемы и определены размеры финансовых потерь от них, при сравнении с эталонным состоянием.

Для вовлечения максимального количества персонала в процесс улучшений работников необходимо:

  • распрашивать о проблемах;
  • объединять в творческие группы по направлениям деятельности;
  • выделять перспективных руководителей групп (руководителей проекта), имеющих возможность расшевелить людей;
  • учитывать опыт других;
  • организовывать соревнование по поиску решений;
  • провоцировать и понуждать на поиск путей повышения эффективности деятельности по результатам нормирования и мониторинга показателей.

В организации необходимо создать атмосферу внимательного отношения к предложениям, даже неправильным, любого работника.

Идея должна заканчиваться формализованным проектом, готовым к опытному внедрению.

Реализация проектов

Реализация проекта делится на следующие этапы:

  • План опытного внедрения и реализация «пилота».
  • Корректировка проекта по итогам опытного внедрения.
  • План полного внедрения, увязанный с иерархической структурой предприятия. Координация людей, которые занимаются разработкой графиков работ, управлением и выполнением самих работ, закупками, планированием и оформлением затрат, изменением инструкций, согласованием у иных лиц и т.д.
  • Контроль, анализ внедрения и периодическая корректировка плана (обратная связь).
  • Поощрение персонала.

Мониторинг результатов

Результат, это обычно экономия или дополнительные доходы. Они должны быть вычленены и ежемесячно рассчитаны. Сама процедура вычленения результата, это очень важная составная часть каждого проекта. Без не не будет средств на поощрение и продвижение следующих проектов.

Функции руководителей проектов и руководителя службы

Появление руководителей проектов соответствует внедрению элементов матричного управления в иерархические и даже процессные системы управления. При матричной структуре управления руководитель программы (проекта) работает со специалистами, которые подчинены другим руководителям. Он, в основном, определяет, что и когда должно быть сделано по конкретному проекту. Административные же руководители решают, кто и как будет выполнять ту или иную работу.

Проблемы, возникающие при установлении приоритетов заданий и распределении времени работы специалистов над проектами, могут нарушать стабильность функционирования организации. Для обеспечения координации работ, руководитель службы развития должен увязывать выполнение работ по проектам с функциональными и линейными подразделениями, что обычно является весьма сложным процессом, так как они ссылаются не реальную и мнимую занятость. Выполнение этой задачи возможно при подчинении руководителя службы развития непосредственно первому руководителю организации и при его личном контроле процесса развития.

3.9 Показатели эффективности деятельности

Цели организации и подразделений

При наличии территориальных ограничений по увеличению объемов бизнеса, к стратегическим бизнес-целям теплоснабжающих и теплосетевых организаций можно отнести рост капитализации и повышение рентабельности при нормативном уровне надежности теплоснабжения потребителей. Текущей целью множества организаций сегодня является преодоление убыточности деятельности.

Увеличение доходов организации относится к главной цели только для подразделений, обеспечивающих взаимодействие с потребителями. Остальные вынуждены действовать в пределах ограниченных средств и для них цель может быть сформулирована как обеспечение максимально достижимого уровня надежности при располагаемом финансировании.

Показатели деятельности в идеале должны обеспечивать сравнение эффективности понесенных затрат. Сложность состоит в том, что общая оптимизация издержек достигается не при простом ограничении каждого их типа по подразделениям, а при квазиконкурентном сравнении эффектов от перераспределения средств между ними.

Например:

рост инвестиций в реконструкцию сетей приводит к снижению затрат на покупку тепловой энергии или топлива для компенсации потерь и затрат на персонал;

увеличение затрат на мероприятия по восстановлению ресурса сетей снижает потребность в инвестициях;

увеличение затрат на профилактические работы (включая рост численности и оплаты работников) снижает затраты на восстановление ресурса;

увеличение стоимости прокладки при более надежной конструкции сетей, снижает затраты на профилактические мероприятия и т.д.

Размер мотивационных выплат по всем показателям должен быть увязан с получаемым экономическим эффектом. Необходимо признать ошибочной практику предварительного утверждения фонда премирования и жесткого распределения его по видам КПЭ. Фонд премирования должен утверждаться заранее под плановые значения показателей, а по фактическим результатам может существенно снижаться или увеличиваться за счет полученной экономии или сверхплановых доходов. По каждому проекту улучшений может разрабатываться своя дополнительная система показателей.

Требования к показателям

Показатели деятельности должны строится так, чтобы стратегические цели предприятия логически раскладывались на составляющие, становящиеся задачами подразделения и линейного персонала. Если деятельность подразделения, выполняющего конкретную бизнес-функцию, не увязана в более общий бизнес-процесс, то персонал либо не имеет целей, либо может иметь ложные цели.

Например:

  • сбытовые подразделения для выполнения основного действующего показателя – снижение дебиторской задолженности, слабо используют возможности выявления коммерческих потерь и взыскания тяжело собираемых платежей;
  • эксплуатационные филиалы и предприятия даже не знают свои экономические результаты и объективно заинтересованы в увеличении расходов;
  • ответственные за корпоративное управление стоят на страже каждого пункта инструкций, разрабатываемых ими самими, и безразличны к результатам деятельности компании;
  • опрессовка сторонних сетей воспринимается эксплуатационным персоналом не как дополнительный бизнес, а как обуза, так как стимулы выполнять ее отсутствуют и т.д.

Основные принципы формирования показателей сводятся к следующим:

  • увязка с целями организации и планами развития;
  • понятность, реальность и возможность планирования конкретного показателя;
  • транслируемость по всем уровням управления и по горизонтали, возможность использования в качестве управленческой обратной связи;
  • простота расчета и аналитики (каждый может проверить или рассчитать сам, сравнить с другими);
  • контролируемость отрицательных отклонений на ранней стадии;
  • возможность расчета экономического эффекта от изменения показателя и расчета мотивационных выплат/штрафов;
  • отсутствие рисков появления новых проблем или ложных целей.

Необходимо определить максимально достижимые значения технологических КПЭ, превышение которых уже экономически нецелесообразно. Например, потери в сетях в 1% и нулевая повреждаемость сетей, хотя и достижимы, но затраты на достижение такого результата чрезмерны. Поскольку подобные расчеты весьма условны, проще брать за целевой КПЭ показатель лучшего подразделения, уже имеющийся в организации, либо определить реально достижимый показатель исходя из здравого смысла. Люди гораздо лучше воспринимают цель, когда она уже достигнута внутри организации, либо в соседней. Никто не запрещает целевой КПЭ в дальнейшем и перевыполнить, либо поднять планку.

Важно дать хорошее название проекту внедрения новых КПЭ. Желательно чтобы он стимулировал дух соревнования и, так как показатели устанавливаются для людей, они должны напрямую обращаться к ним, ставя личную цель. Например, «Стань первым!» с определением лучших по каждому учитываемому показателю.

Очень важно публичное подведение итогов мониторинга показателей, лучше всего в мае, объединив его с итогами отопительного сезона. В Караганде израильская фирма, осуществлявшая ранее энергоснабжение города, называла подобное мероприятие «Праздник окончания отопительного сезона».

Пример показателей для тепловых сетей

«Повреждаемость тепловых сетей» характеризует качество мероприятий по защите от коррозии и достаточность мер по восстановлению ресурса сетей. Рассчитывается на усредненный 1 км трубопроводов (включая ГВС) в однотрубном исчислении.

Баллы за каждое повреждение:

  • повреждение в период летнего планового ремонта на трубопроводе Ду=100 мм соответствует 1 баллу;
  • повреждение в период летнего планового ремонта на трубопроводе большего диаметра соответствует количеству баллов = Ду/100, где Ду – внутренний диаметр в мм;
  • повреждение в межотопительный период, повлекшее внеплановое отключение горячей воды, принимается с коэффициентом = 3;
  • повреждение в период отопительного сезона принимается с коэффициентом = 10;
  • повреждение, расположенное на расстоянии до 5 метров от другого повреждения, устраненного менее двух лет назад, принимается с коэффициентом = 5 (кроме случаев согласования отложенного финишного ремонта на теплую погоду);
  • если время отключения потребителей превысило 24 часа, применяется коэффициент = 10;
  • повреждение на участках со сроком эксплуатации менее 10 лет (в том числе замененных при капитальном ремонте) принимается с коэффициентом = 5;
  • неплановое отключение тепловых пунктов, находящихся на балансе организации, из-за выхода из строя оборудования ГВС, считается как повреждение на всех подающих трубопроводах ГВС выходящих из ЦТП;
  • полное неплановое отключение тепловых пунктов, находящихся на балансе организации, принимается как повреждение трубопровода на вводе в тепловой пункт;
  • при учете отключений источников, количество баллов принимается как повреждение всех подающих трубопроводов на выходе источника;
  • утаивание достоверной информации о повреждениях наказывается дополнительным коэффициентом = 10, но не менее 100 баллов надбавки.

Под повреждением понимается сквозное нарушение целостности трубопровода. Если при одном вскрытии трассы устраняется несколько повреждений, то они принимаются за одно.

Баллы по каждому повреждению рассчитываются с учетом общего повышающего коэффициента, рассчитываемого как сумма всех примененных коэффициентов.

Например: за повреждение на трубопроводе Ду=400 мм в отопительный сезон со сроком отключения более 24 часов начисляется 400/100х(10+10)=80 баллов.

Отключение котельной с выводами отопления 200 и 150 мм и двумя выводами горячей воды по 100 и 80 мм в отопительный период на срок менее 24 часов соответствует (200/100+150/100+100/100+80/100)х10=43 баллам.

Сумма баллов по всем повреждениям делится на общую протяженность тепловых сетей подразделения в однотрубном исчислении (в сотнях километров), при этом длина трубопроводов, проложенных менее 10 лет назад, и трубопроводов воздушной прокладки не учитывается.

Отчетный период - год с 1 мая по 30 апреля. Такой период позволяет воспринимать показатель как общий результат летней подготовки и прохождения отопительного сезона.

Показатель можно сравнивать с любым периодом прошлых лет, поощряя персонал за улучшения.

Рассчитываются средние приведенные показатели по участкам, филиалам и сравниваются со средним показателем по организации или по подобным организациям.

Показатель «Потери в тепловых сетях» характеризует не только затраты на компенсацию потерь, но и техническое состояние сетей, включая увлажнение изоляции с соответствующими наружными коррозионными процессами.

Определение фактических технологических потерь в сетях позволяет отделить их от коммерческих потерь.

Для контроля утечек в трубопроводах горячей воды необходимо организовать контроль ее расхода в ночные часы.

Большая длина сетей от крупных источников определяет большую величину удельных потерь, традиционно рассчитываемых в процентах от отпуска с источников. Различается и плотность нагрузки.  Для корректного сравнения подразделений, необходимо использовать показатель усредненных потерь с 1 м² поверхности трубопроводов за любой отчетный период.

При использовании на источниках организации разных температурных графиков проще вести аналитику по типовым группам.

До внедрения в организации корректных расчетов по фактическим потерям в сетях, можно использовать удельный показатель усредненной величины подпитки на 1 м² поверхности трубопроводов, при этом, для лучшей сопоставимости подразделений, площадь поверхности трубопроводов проложенных менее 10 лет назад и трубопроводов воздушной прокладки в расчетах не учитывается.

Показатель «Температура обратной сетевой воды на источниках». Ее снижение обеспечивает необходимые перепады давления в тепловых пунктах и у потребителей, уменьшение потребления электроэнергии, снижение тепловых потерь, а также ликвидирует потребность в увеличении диаметров сетей и обеспечивает возможность подключения к ним новых потребителей.

Для усреднения показателя по нескольким источникам используется пропорция по присоединенной нагрузке. Показатель ежедневно сравнивается с расчетным значением по принятым температурным графикам (с учетом влияния ГВС).

Показатель «Затраты на эксплуатацию в себестоимости тепловой энергии» учитывает стоимость тепловых потерь, все виды ремонтов, аварийные работы, зарплату, прочих подрядчиков и т.д. Лимитироваться и сравниваться должен совокупный уровень затрат, при весьма больших различиях в составляющих. Важно вести раздельный учет именно по тепловым сетям (без источников), иначе корректность сравнения обеспечить невозможно.

Показатель затруднительно использовать помесячно, из-за неравномерности многих затрат. Фактически результат можно подвести только по итогам календарного года.

Рассматриваемые показатели актуальны как для руководителей всех уровней так и для комплексных бригад. Для обходчиков, работников аварийных служб, применимы также функциональные показатели по оценке качества, времени и последовательности действий на основании типовых чек-листов.

Службы обеспечения производства

Возможно применение следующих показателей:

  • бальная оценка эксплуатацией качества построенных объектов;
  • бальная оценка эксплуатацией качества обеспечения производства (по типовым опросным формам);
  • срок технического подключения новых потребителей;
  • объем работ на одного работника;
  • количество претензий эксплуатации на закупленное оборудование и т.д.

Службы по работе с потребителями

Возможно применение следующих показателей:

  • полнота начислений (относительно фактического расчетного баланса систем теплоснабжения);
  • полнота начислений реально оплачиваемых пени и штрафов;
  • собираемость платежей в разбивке по их типам;
  • доля нагрузки зданий, присоединившихся к сетям организации, от общей тепловой нагрузки построенных в ее зоне зданий;
  • средняя температура обратной сетевой воды, возвращаемой из систем отопления подключенных зданий и т.д.

3.10 Работа с персоналом

Управление улучшениями это, в первую очередь, управление людьми. Если персонал организации от первых руководителей до рабочих не будет владеть методами достижения целей, административно и материально стимулирован, то цели, скорее всего, останутся декларацией, так как большинство проектов улучшений предполагают умственное напряжение, ответственность и интенсификацию труда, что не соответствует обычному состоянию людей. Они не любят делать непривычные вещи, за которыми может последовать только персональная ответственность.

Обучение

Персонал – наиболее сложный объект управления в организации. В отличие от средств производства, обладает собственным мнением, критически оценивает предъявляемые к нему требования, имеет субъективные интересы, чрезвычайно чувствителен к управленческому воздействию, а при низкой личной квалификации может быть источником существенных проблем.

Доступность дистанционного обучения привела к массовому появлению дипломов и удостоверений, не подкрепленных реальными знаниями. При приеме сотрудников на работу необходимо обязательно проводить первичную проверку квалификации. При наличии базовых знаний, последующее обучение целесообразно организовать непосредственно на рабочих местах следующими методами:

  • Первичная работа молодых инженеров на разных рабочих должностях для приобретения практических навыков и знания оборудования;
  • Закрепление наставников. Наиболее эффективно наставничество в комплексных бригадах, так как ее члены заинтересованы в качестве новых работников.
  • Инструктаж на рабочем месте с персональным допуском к формализованному перечню работ.
  • Массовое изготовление простейших видеофильмов о типовых работах, выполняемых непосредственно на объектах организации (видеоинструкция), с показом методов выявления дефектов или проблем. Может быть организован конкурс на лучшие фильмы, причем, например в котельных, фильмы должна снять каждая смена по типовым работам на своем оборудовании (прием-сдача смены, пуск-останов оборудования, регулирование режимов и т.д. по всем видам эксплуатационных инструкций). Для служб по работе с потребителями это могут быть фильмы о проблемах в типовых домах.
  • Реальные противоаварийные тренировки с видеозаписью действий персонала.
  • Разбор со всем эксплуатационным персоналом причин выявленных нарушений в работе оборудования.
  • Разбор с работниками служб по работе с потребителями, выявленных при контрольных проверках, причин коммерческих потерь.
  • Периодические соревнования не только лучших, а всех работников массовых профессий (несколько этапов и видов соревнований).

Нормирование типовых работ

Даже при наличии стимулов, большинство людей в текущем периоде автоматически затягивают или упрощают работу. Одним из действенных методов для борьбы с этим явлением является нормирование типовых работ. Оно включает в себя не только нормы времени, например, на осмотр оборудования, но и детальное описание работ, выполняемых при осмотре, фиксацию результатов осмотра в формализованных электронных таблицах, подтверждение времени их заполнения (например, через указание времени на контрольных фотоснимках выявленных нарушений), ответственность за недостоверность информации, периодические внешние проверки.

Нормированию подлежат:

  • все сменные работы по эксплуатации оборудования, в первую очередь в части объема выполняемых работ;
  • все осмотры и измерения;
  • типовые ремонтные работы;
  • устранение повреждений на тепловых сетях;
  • перемещение транспорта и объем перевозок для типовых работ.

Наибольшую важность имеет нормирование осмотров и проверок, так как они позволяют выявлять проблемы с оборудованием до существенных нарушений в его работе. Действует общее правило: если информация, полученная при осмотрах, не проверяется и не анализируется, то они либо становятся формальными, либо вообще не выполняются.

Необходимо максимально формализовать процедуры обслуживания:

  • Все что можно измерить, должно быть периодически зафиксировано в электронном виде (вибрация, сопротивление обмоток, развиваемый напор, перепад давлений и т.д.) и сопоставлено с допустимым и ранее зафиксированным. Имеется большое количество недорогих переносных измерительных приборов, которые может освоить эксплуатационный персонал (виброметры, термометры, пирометры, газоанализаторы, мультиметры и т.д.).
  • Сведения должны сводиться в общую информационную базу с расчетом коэффициентов состояния по каждому объекту.
  • По основному оборудованию должны учитываться мото-часы наработки и определяться ориентировочный остаточный ресурс по аналогам.
  • Централизованные службы района и предприятия должны периодически оценивать уровень работы по поддержанию ресурса оборудования и динамику изменения показателей.
  • Эффективность потребления топлива, воды и электроэнергии должна фиксироваться каждую смену пообъекттно и анализироваться.
  • Необходим общий внутренний мониторинг эффективности деятельности.

Наибольшие проблемы наблюдаются с качеством обхода тепловых сетей. Существуют формализованные программы и методы дистанционного обучения непосредственно при обходе сетей, позволяющие обеспечить высокое качество действий персонала и обработки информации.

Обучение проектам улучшений

Внедрение пилотных проектов часто необходимо не столько для подтверждения заявленного эффекта, сколько для подготовки персонала к их к массовому внедрению. Под каждый проект должны корректироваться производственные инструкции, системы контроля и отчетности. Обучение персонала производится в период внедрения и первичного функционирования пилотных объектов.

Если внедрение проектов подразумевает существенное изменение должностных и производственных обязанностей, должна проводиться внеочередная проверка квалификации персонала, хотя бы в части знаний по внедряемому проекту. Допуск к экзаменам или тестированию должен осуществлять непосредственный руководитель работника при его консолидированной финансовой ответственности в случае провала экзамена.

Оптимизация численности персонала

Нормирование времени на типовые работы позволяет понять степень загруженности персонала и оптимизировать его численность. Сокращение персонала не должно быть самоцелью. Критерием сокращения не может быть абстрактное представление много/мало. Необходим реальный мониторинг загруженности и полных затрат на персонал в себестоимости тепловой энергии, понимание выполняемых и невыполняемых функций, величины простоев и ненужных перемещений.

Например:

  • Реальная работа на тепловых сетях часто начинается намного позднее начала рабочего дня. Утром оперативка; потом подготовка к выезду; переезд к месту размещения персонала; загрузка материалов; переезд к заправке, принимающей имеющиеся у водителя талоны; переезд на место работ с выгрузкой и обустройством. Добавляется переезд на обед и обратно, потом с места работ. В итоге грузовая машина и водитель заняты весь день с одной бригадой, а то и с одним работником.
  • Количество персонала, занятого осмотрами и простейшими работами обычно явно излишне. Для замены лампочек в тепловом пункте надо привезти электрика (ожидание приезда разъездной машины, стоимость перевозки, водитель, поездка на склад, вызов обходчика для открытия теплового пункта), хотя в домашних условиях лампочки может поменять каждый. Сокращение этого персонала необходимо увязать с созданием комплексных бригад и обучением смежным профессиям.
  • Сокращение персонала тепловых сетей на первом этапе обычно нерационально, так как требуется выполнить большой объем работ по повышению ресурса сетей и предотвращению коррозии.
  • Сокращение инженерного состава химлаборатории иногда приводит к резкому повышению повреждаемости из-за внутренней коррозии и переориентации всей деятельности на выполнение аварийных работ.
  • Сокращение АУП необходимо объединять с улучшением функциональной структуры управления, так как сокращение специалистов при сохранении количества руководителей может нарушить всю деятельность предприятия.

Численность персонала теплоснабжающих организаций в расчете на одну котельную средней мощности (10-50 Гкал/ч) находится в диапазоне от 3 до 140 чел. (при уникальных отклонениях до 700 чел.). При оценке эффектов от сокращения персонала, надо учитывать не только уменьшение фонда оплаты труды (с начислениями), но и освобождение занимаемых площадей, снижение затрат на транспорт, спецодежду, инструмент, обучение, оплату ночных, больничных листов и т.д.

 

IV. Снижение коммерческих потерь

4.1 Балансы

В большинстве организаций балансы тепловой энергии сводятся через отнесение на тепловые потери разницы между отпуском с коллекторов источников и реализацией. Фактические балансы не рассчитываются, не известны реальные потери в сетях и объем фактического полезного отпуска потребителям, соответственно, не контролируется и величина коммерческих потерь.

Расчет фактических балансов мощности, энергии, теплоносителя, холодной и горячей воды позволяет определить проблемы в функционировании эксплуатационных и сбытовых служб теплоснабжающих организации. При отсутствии распределения потерь на технологические и коммерческие, они обосновывают качество своей работы не реальной экономической эффективностью, а отсутствием жалоб и высоким процентом сбора по начисленным платежам.

Для эффективного функционирования организации необходимо обеспечить возможность сведения балансов как минимум ежедневно, с разным уровнем погружения в зависимости от технической оснащенности.

Этапы перехода к фактическим балансам:

  • Расчеты в соответствии с «Методикой определения фактических потерь тепловой энергии через тепловую изоляцию трубопроводов водяных тепловых сетей систем централизованного теплоснабжения» с использованием данных приборов учета на выводах теплоисточников и у потребителей. Учитывая большие рассогласования приборов учета по базовому времени, балансы сводятся за продолжительный период (неделя, месяц или год). Достаточно наличия общедомовых приборов учета в 15% подключенных зданий и/или ЦТП, примерно равномерно распределенных по городу.
  • Баланс рассчитывается путем определения полезного отпуска через вычитание из величины отпуска с источника определенных по методике фактических тепловых потерь в сетях. При этом принципиальным является определение погрешности приборов учета на выводах источника (по балансам на источнике, проверкой приборов учета, методом «тепловой волны”).
  • Производятся также контрольные расчеты реальных нагрузок по каждому присоединенному зданию с определением необходимого полезного отпуска при фактической температуре воздуха. При этом типично ошибкой является недоучет перегревов зданий.
  • При объединении расчетов становится понятна величина «бумажной” реализации из-за завышенных нормативов потребления и величина коммерческих потерь.
  • Контроль ночной подпитки тепловых сетей в открытых системах с разделением утечки и потребления теплоносителя.
  • Контроль балансов по горячей и холодной воде на тепловых пунктах в часы минимального ночного потребления (4 часа ночи).
  • Внедрение собственной или присоединение к «облачной” автоматизированной системе, позволяющей сводить системные и локальные балансы в режиме реального времени на основе обработки информации с уже имеющихся приборов учета. 

4. 2 Недооценка коммерческих потерь

Относительно благополучная ситуация с коммерческими балансами во многих организациях, обусловлена только большим удельным весом потребителей, не имеющих приборов учета, при высоких нормативах потребления. При постепенном «оприборивании”, реализация существенно снижается, что создает экономические проблемы для организации, и ей уже нельзя пренебрегать поисками коммерческих потерь.

Без сведения балансов невозможно оценить потенциал сокращения потерь, но однозначно можно сказать, что затраты на их обнаружение несравнимо меньше возможного эффекта в виде дополнительных доходов. В организациях, не уделяющих внимания коммерческим потерям, они в среднем складываются на уровне, превышающем 1 тыс. руб. в год на 1 человека, проживающего на территории с централизованной системой теплоснабжения.

Сегодня недооценка важности работы по обнаружению и устранению коммерческих потерь является массовым явлением в теплоснабжающих организациях, независимо от их величины.

Основные причины:

  • Неинформированность первых руководителей о серьезности проблемы и методах борьбы с ней.
  • Экономическое планирование исходя из сложившихся объемов реализации.
  • Полное отсутствие публичной информации о методах борьбы с коммерческими потерями при несовершенстве методов, применяемых в организациях.
  • Отсутствие у работников сбыта и юристов стимулов к полному начислению проблемных платежей. Персонал воспринимает их как дополнительную нагрузку, приводящую к уменьшению премий из-за снижения % сбора.
  • Распределение работы с потребителями между разными подразделениями и сложность их координации даже при решении простейших задач.
  • Отсутствие стимулов у работников метрологических служб к качественной поверке приборов учета. При массовых проблемах с достоверностью приборов учета, выявленные случаи исчисляются единицами. Нередки случаи, когда процесс «экономии” у потребителя организуют сами работники теплоснабжающих организаций.
  • Перевод коммерческих потерь в технологические и выставление их на оплату теплосетевым организациям;
  • Принятие к отгрузке и начисление налогов на неоплаченную реализацию.

4.3 Коммерческих потери в многоквартирных домах, не оборудованных ОДПУ

Причины коммерческих потерь и методы борьбы с ними:

  • Несоответствие характеристик зданий значениям, учитываемым в договорах, изменение назначения жилых и нежилых помещений (подвалы, чердаки, лоджии, встроенные магазины и т.д.) с изменением температурного режима.

Методы борьбы: Назначение ответственных за комплекс подключенных зданий; периодичность проверок; сравнение с данными ГИС ЖКХ; корректировка договоров).

  • Несоответствие количества проживающих жителей, учитываемых при оплате ГВС.

Методы борьбы: Получение информации с баз данных МВД; обмен информацией с водоканалами; работа ответственных за дома; обращение к жителям сообщать о «резиновых” квартирах; внедрение двухставочных тарифов на тепловую энергию с взиманием ставки за мощность по горячей воде даже при полном отсутствии потребления.

  • Фактическое теплопотребление зданий выше норматива

Методы борьбы: Установка общедомового прибора учета; комиссионный контроль замены отопительных приборов и обустройства теплых полов; контроль температуры теплоносителя после системы отопления и регулирование теплопотребления, в том числе недорогое регулирование пропусками; наладка режимов теплоснабжения, предотвращение сливов; регулирование циркуляции ГВС; утепление зданий и внутренней разводки по муниципальным программам или за счет средств на капитальный ремонт.

  • Расчеты за горячую воду по квартирным водосчетчикам без возможности проверки баланса по общедомовому прибору учета.

Метод борьбы: только установка ОДПУ.

4.4 Коммерческих потери в зданиях оборудованных ОДПУ

Причины некорректных показаний ОДПУ при проблемах с самим прибором учета

  • несоответствие настроечных параметров (характеристики системы, применяемые значения температуры холодной воды, формула расчета, вес импульсов, тип термопреобразователя, контрольная сумма и т.д.);
  • дрейф показаний в процессе эксплуатации и необходимость проведения дополнительных настроек и регулировок, включая корректировку поправочных коэффициентов;
  • несоответствие результатов обработки и информации в архивах;
  • подключение двух расходомеров к тепловычислителю через один канал;
  • замена термометра сопротивления на поддельный или подключение параллельно ему (или на линии связи) резистора подобранного номинала;
  • абразивное воздействие твердых включений, коррозия проточной части, накипь и отложения;
  • зависимость качества измерений от физико-химических свойств теплоносителя;
  • неустойчивость к влиянию внешних магнитных полей;
  • проблемы свойственные конкретному типу прибора учета, например, отсутствие контроля катушки возбуждения электромагнитных приборов на сопротивление, температуру, ток возбуждения; короткое замыкание/обрыв;
  • несовершенство защиты от несанкционированного вмешательства в работу прибора и его архивы;
  • покупка сертификатов поверки прибора учета без самой поверки.

Варианты причин некорректных показаний ОДПУ при проблемах с монтажом узла учета

  • несоответствия узла учета государственным требованиям в части отсутствия сварных швов на прямых участках, длин прямых участков, качества конфузора и диффузора, соосности трубопроводов и расходомеров и т.д.;
  • использование нестандартных прокладок и прикрытие запорной арматуры перед приборами учета, размещение в измерительных каналах посторонних предметов, засорение входного фильтра;
  • отсутствие масла в гильзах датчиков температуры либо чрезмерный его уровень, погружение термопреобразователей не на полную глубину или даже периодическое их вынимание из гильзы с последующей подменой пломбы;
  • нарушение качества контакта заземления первичного преобразователя расхода.

Причины некорректного коммерческого учета при исправных узлах и приборах учета 

  • установка прибора учета завышенного калибра и работа его вне зоны допустимой метрологической погрешности;
  • потребление помимо узла учета;
  • игнорирование в начислениях потерь тепловой энергии до прибора учета;
  • временное опрокидывание циркуляции ГВС и отопления (в том числе принудительное);
  • подмес холодной воды в горячую через поврежденные перегородки в водоразборных кранах, либо осознанно организованный;
  • периодическое отключение электроэнергии без отражения этого в распечатках;
  • чрезмерная погрешность при установке приборов учета на транзитных трубопроводах, при завышенной циркуляции горячей воды и использовании общих приборов по отоплению и ГВС в открытых системах (при стандартной погрешности расходомеров + - 2% погрешность измерения потребления воды может достигать сотен процентов);
  • смена местами расходомеров для сдвижки суммарной погрешности в сторону, выгодную владельцу прибора учета;
  • фальсификация временной «неисправности” или поверки приборов учета в холодные месяцы;
  • несоответствие принимаемой в расчетах температуры холодной воды времени года;
  • использование в расчетах расхода вместо массы;
  • применение программ подготовки отчетов – распечаток (на архивы и выгрузку информации из них не распространяются обязательные государственные стандарты);
  • внесение некорректной информации в базу данных теплоснабжающей организации при личной заинтересованности конкретных исполнителей (коррупционная схема).

Мониторинг достоверности показаний приборов учета

При качественной поверке по истечении первого межповерочного интервала, примерно 50% приборов учета требуют ремонта. При последующих поверках эта цифра увеличивается до 80%, причем 20% требуют сложного ремонта. С учетом множественности проблем, проявляющихся непосредственно в местах учета, необходимо признать необходимость организации качественного мониторинга достоверности показаний приборов учета. Обеспечить его путем периодических выездных проверок невозможно.

Во многих теплоснабжающих организациях осуществляется установка устройств передачи данных (УПД или модемы) к приборам учета потребителей, обеспечивающих подключение к ним удаленного компьютера и выгрузку в него текущих показаний и информации из архива. При всех удобствах удаленного получения коммерческой информации, для целей выявления коммерческих потерь подобные системы фактически оказываются малоэффективны и позволяют определить только грубые отклонения по следующим причинам:

  • не обеспечивается возможность расчета текущих балансов (рассогласование ОДПУ относительно базового времени, невозможность опроса всех в один момент времени, получение данных в разных информационных стандартах), что не позволяет применить методы автоматизированной общесистемной проверки;
  • программы обработки не позволяют осуществить удаленную текущую диагностику, так как для нее необходимо не кратковременное, а длительное подключение;
  • применяемые методы анализа объемов потребления, при сравнении с ожидаемым, не учитывают недогревы и перетопы зданий и т.д.

Задача решается путем применения более сложных и в два раза более дорогих устройств сбора, обработки и передачи данных (УСПД). Они представляют из себя микропроцессор, обеспечивающий через прибор учета сбор информации с первичных датчиков; самостоятельные расчеты (аналог дублирующего прибора учета); сравнение результатов расчетов с показаниями основного тепловычислителя и с архивом; длительное запоминание данных с любой разумной дискретностью; подключение к центральному серверу и совместная работа с ним в общей распределенной информационно-аналитической системе. Одновременно решаются следующие задачи:

  • все показания синхронизируются по единому гринвичскому времени;
  • показание приборов учета всех производителей приводятся к единому стандарту, что позволяет использовать их для любых программно-аналитических задач предприятия и сводить оперативные балансы даже по мелким узлам, например, ЦТП – подключенные здания;
  • создается электронная модель подключенного здания (как потребителя тепловой энергии и горячей воды) с возможностью точного прогноза потребления при разных климатических условиях (температура, ветер, солнечность автоматически запрашиваются с метеоцентра), что также позволяет оперативно фиксировать неадекватные показания прибора учета (с учетом недотопов и перегревов) и автоматически переходить в режим диагностики;
  • при диагностике определяются не только отклонения, но и возможные причины некорректных показаний, рассчитывается фактическая погрешность расходомеров и прибора учета в целом;
  • оперативное выявление отклонения показателей на заданную величину (температуры, расхода, давления и тд.).

При выявлении случаев недостоверных показаний коммерческих приборов учета тепловой энергии и теплоносителя существует юридическая проблема взыскания недополученных средств, т.к. потребитель ссылается на наличие свидетельств о государственной поверке приборов и недоказанность наличия неисправностей в периоде разногласий. Оперативность выявления неисправностей позволяет перейти от их судебного решения проблемы к технологическому.

По заданию НП «Российское теплоснабжение» разработано отечественное Устройство сбора и передачи данных (УСПД) подробнее

4.5 Условия договоров с потребителями в МКД

Условия договоров фактически регулярно меняются из-за изменений законодательства. Даже при прямых договорах с населением необходима договорная формализация отношений с управляющими компаниями в первую очередь для учета фактических ОДН и распределения ответственности за качество теплоснабжения и качество услуг.

Договоры должны также предусматривать:

  • ответственность УК за самовольное превышения договорных нагрузок;
  • ответственность УК за разбор теплоносителя и горячей воды до действующих приборов учета;
  • оплату тепловых потерь на трубопроводах от границы балансовой принадлежности до общедомовых приборов учета (включая сверхнормативные);
  • возможность контроля показаний приборов учета потребителей, вплоть до установки устройств передачи информации;
  • ответственность УК за фальсификацию показаний приборов учета;
  • ответственность УК за опрокидывание циркуляции в целом на дом и порядку перехода при таких случаях на расчет по нормативам;
  • процедуры контроля фактической отапливаемой площади зданий (включая отопление подвалов и лоджий), количества жителей и использования теплых полов от ГВС при безучетном потреблении;
  • обязанность УК по ликвидации подмесов холодной воды в горячую с предъявлением отсутствия такого подмеса при приемке зданий на готовность к отопительному сезону;
  • ответственность УК за соблюдение температуры обратной сетевой воды.

4.6 Другие виды коммерческих потерь

  • Перерасчеты и штрафы.
  • Несоответствие нормативного теплосодержания горячей воды фактическому удельному теплопотреблению с ГВС. Необходимо добиваться законодательного решения по отнесении свернормативного потребления на отопление, но возможно и технологическое решение путем достижения достоверного учета, регулирования циркуляции и установки обратных клапанов на стояках ГВС.
  • Небаланс суммы квартирных водосчетчиков и ОДПУ.
  • Не подключение новых потребителей из-за ценовых и технологических проблем.
  • Отключение потребителей из-за строительства ими собственных теплоисточников.
  • Переход потребителей на самостоятельный нагрев горячей воды.

 

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.

VI. Повышение надежности и экономичности котельных

6.1. Строительство и реконструкция котельных

 

Варианты строительства и реконструкции

В качестве обоснования необходимости замены котельных, часто используется утверждение об их моральном и физическом износе. Но раз котельная работала, значит в ней имеется большое количество исправного оборудования и, как альтернативу, можно рассматривать его постепенную замену. Не смотря на часто удручающий внешний вид существующего здания и оборудования, такой выбор может оказаться правильным.

Термин «моральный износ» практически не применим к котельным с котлами нормального заводского изготовления. Старые конструкции водотрубных котлов средней и большой мощности ничем не хуже массово применяемых сегодня. Они имеют такой же КПД, а срок службы при качественной эксплуатации достигает 50 лет.

Обоснование нового строительства обычно основывается на завышенном эффекте от замены котельной. В реальности технологические потери в сетях и коммерческие потери остаются неизменными и заявленный эффект не достигается.

Если не выполнить вариантную проработку на предпроектной стадии, то ошибочное решение проектировщики уже не исправят, так как работают в соответствии с техническим заданием. Варианты должны прорабатываться в схеме теплоснабжения.

Типовые развилки:

  • Перевод подключенных зданий на индивидуальный нагрев горячей воды, с работой котельной по отопительному графику удешевляет систему теплоснабжения, позволяет уйти от перетопов, отказаться от трасс горячей воды и тепловых пунктов, но требует дополнительных средств на работы в зданиях, системах газоснабжения или электроснабжения.
  • Работа по пониженному температурному графику увеличивает затраты на сети и теплообменники, затрудняет наладку, деаэрацию, но упрощает котельную и всю систему.
  • Паровой режим усложняет работу котельной, но позволяет обеспечить качественную деаэрацию и использование пар для парового привода вращающихся механизмов.
  • Возможность работы на разных видах топлива, при больших инвестиционных затратах, кроме надежности, может обеспечивать и экономичность, так как соотношение по стоимости разных видов топлива весьма изменчиво.

 

Блочно-модульные котельные

Основные требования к котельным: быть надежными, долговечными и экономичными. Срок службы котельной определяется только долговечностью здания, так как остальное оборудование можно ремонтировать, модернизировать и менять. Строительство новой блочно-модульной котельной рядом со старой – практика, не распространенная нигде в мире, кроме России.

Принципиальная конструкция транспортабельных блочно-модульных котельных была разработана в Финляндии для освоения районов российского крайнего Севера, куда дорого привозить строителей, монтажников и ремонтников. Срок службы блока и оборудования подбирался примерно одинаковым. Использовались неремонтопригодные жаротрубные котлы, вместо здания была применена металлическая рамная конструкция с навесными сэндвич-панелями без фундамента. Конструкция котельной предусматривала возможность ее перевозки по мере освоения месторождений.

Сегодня блочно-модульные котельные изготавливают множество предприятий. Они массово устанавливаются во всех районах страны. Если потребность в перевозке котельных отсутствует, то при выборе ее конструкции необходимо определить приоритеты, что важнее: возможность перевозки котельной, или долговечность, удобство обслуживания, ремонта и замены оборудования.

Основные проблемы блочно-модульных котельных:

  • малый срок службы, не превышающий 25 лет;
  • коррозия металлического основания и пола при попадании воды снаружи и изнутри;
  • низкая сопротивляемость панелей и каркаса динамическому воздействию;
  • отсутствие возможности крепления оборудования и разводки на стенах из-за низкой несущей способности сэндвич-панелей (толщина металлического листа 0,5-0,7 мм);
  • не восстанавливаемое повреждение блока при пожаре и взрыве топлива (вплоть до сброса панелей);
  • невозможность крепления к потолочному перекрытию и стойкам грузоподъемных механизмов;
  • затрудненный доступ к оборудованию из-за большого количества стоек для трубной и кабельной разводки, а также необходимости вписывать оборудование в габариты контейнера (3х6 м);
  • отсутствие ремонтных площадок;
  • передача на оборудование нагрузок от деформации пола при пучении грунтов;
  • быстрое понижение температуры воздуха внутри помещения до отрицательных величин при зимних отключениях котельной;
  • отсутствие теплого ввода водопровода и канализации с возможностью их замораживания;
  • не организованный воздухообмен со сквозняками при сильных похолоданиях (из-за увеличения расхода воздуха на горение) с опасностью заморозки импульсных трубок автоматики;
  • в худших образцах, использование сэндвич-панелей с наполнением неогнестойким пенополистиролом; отсутствие легкосбрасываемых конструкций.

Блочно-модульные котельные экономически целесообразно применять при габаритах не более одного-двух контейнеров.

В последние годы, еще одним поводом к их распространению стали концессионные соглашения. Срок действия соглашения обычно совпадает со сроком службы подобных котельных, а у инвестора нет экономических стимулов инвестировать в капитальные долговечные объекты. Тем более, модульную котельную, при нарушении условий соглашения, можно и увезти. В концессионные соглашения необходимо водить условия, экономически стимулирующие концессионера к долгосрочным решениям.

 

Мощность котельной

К массовому явлению относится строительство котельных чрезмерной мощности, определяемой по завышенным договорным нагрузкам. Перерасчет необходимой мощности от фактического отпуска обычно выявляет существенные резервы.

Не меньшие возможности по снижению потребной мощности может дать учет возможных мероприятий по энергосбережению в подключенных зданиях. Синхронизация процессов реконструкции системы теплоснабжения и энергосбережения у потребителей дает существенный совокупный экономический эффект. Зачем строить излишнюю мощность, если в дальнейшем она не будет востребована.

Распространены также проекты с завышенной мощностью котельных под сложившуюся потребность компенсации чрезмерных потерь в тепловых сетях. Нередки и обратные варианты, когда мощность определяется принципиально правильно, но ее не хватает из-за утечек в сетях, нарушения системных гидравлических режимов и сливов в подключенных зданиях.

Принципиальными являются также вопросы необходимости сохранения централизованного горячего водоснабжения. Децентрализация ГВС часто является одним из самых быстроокупаемых мероприятий для малых и средних котельных. Ликвидируются проблемы открытого водоразбора, летних отключений, убыточности ГВС в летний период из-за чрезмерных потерь в сетях, перетопов в теплые периоды отопительного периода, достоверности учета горячей воды, необходимости обустройства и эксплуатации тепловых пунктов и/или отдельных трубопроводов горячей воды, потерь в них.

В продаже имеется множество типов квартирных водонагревателей, в том числе емкостных электрических с ночной зарядкой бака аккумулятора. Программы субсидирования малоимущих граждан на покупку водонагревателей позволят реально удешевить малые системы теплоснабжения имеющие самые большие удельные затраты и обеспечить их функционирование при тарифах, соответствующих реальной платежеспособности населения.

При определении состава оборудования и мощности котельных необходимо также прорабатывать схемные решения по целесообразности объединения подпитки закольцованных источников, переводу котельных в пиковый режим, использованию емкости сетей в качестве теплового аккумулятора, оптимизации температурных графиков.

 

Водоподготовка

Качество и постоянство состава исходной подпиточной воды, величина подпитки, являются главнейшими факторами, определяющими состав всего основного оборудования котельных. Практика защиты исключительно оборудования котельных путем обустройства двухконтурных схем при формальной установке дозатора комплексонов, не может быть признана разумной. Системы теплоснабжения от котельных не могут функционировать экономически эффективно при большой подпитке, интенсивной внутренней коррозии, накоплении ржавчины, шлама и грязи.

Пока не существует технологий лучше, чем ионообменные фильтры и качественная деаэрация. Применение комплексонов и поглотителей кислорода оправдано только при стабильных свойствах исходной воды и при малых объемах подпитки. Особые решения должны приниматься при низком рН, высокой концентрации железа, хлоридов и т.д.

Общие правила:

  • лучший метод повышения качества сетевой воды – снижение уровня подпитки;
  • не существует систем с абсолютно одинаковыми свойствами исходной воды, поэтому возможность использования комплексонов должна оцениваться до проектирования, при частом изменении качества воды (смешивание от нескольких водозаборов), системы дозирования комплексонов могут оказаться неэффективными и даже вредными;
  • при выборе способа водоподготовки должны оцениваться объемы образования шлама и возможности его эффективного удаления;
  • теплоснабжающая организация не может нести ответственность только за оборудование источника, предотвращение накипи и коррозии в системах теплопотребления тоже относится к ее зоне ответственности;
  • организация подготовки подпиточной воды в системах, работавших ранее без химводоподготовки, приводит к необходимости установки больших эффективных грязевиков на входе в котельную сетевой воды для предотвращения заноса оборудования;
  • применение замещающих физических методов подготовки воды требует тщательной проверки.

 

Подбор котлов

Отечественная промышленность с советских времен выпускает качественные паровые и водогрейные водотрубные котлы малой, средней и большой мощности. В последние годы появились котлы малой мощности для сжигания твердого топлива в кипящем слое, для сжигания RDF топлива, малогабаритные модульные котлы и т.д. Проблемными по надежности и экономичности являются только установленные в большом количестве примитивные стальные и чугунные котлы мощностью менее 1 Гкал/ч типа НР, «Универсал», «Энергия» и т.п., хотя и они, после относительно небольшой модернизации, могут обеспечивать высокий КПД.

Хуже также обстоят дела с качеством отечественных котлов малой мощности на твердом топливе. При их применении принципиально важным является уровень квалификации подрядной организации, осуществляющей монтаж и наладку котельной. Опытные специалисты научились контролировать качество от поставщиков, а то и доводить оборудование до приемлемого уровня.

Выбор типов котлов, это важная творческая задача. В «правильной» котельной их может быть несколько разных типов, например: высокоэффективный базовый водогрейный котел с конденсационным теплообменником, базовый паровой котел обеспечивающий работу деаэратора и парового привода, водогрейный котел допускающий глубокую регулировку производительности при допустимых параметрах экономичности, котел допускающий ручной розжиг и работу при отключении всех компьютеров и контроллеров, котел на летнюю нагрузку ГВС (тоже паровой при наличии атмосферного деаэратора).

Применение твердотопливных котлов с кипящим слоем не только существенно повышает КПД, но также позволяет сжигать низкокачественные угли и различные отходы.

Чугунные котлы гораздо более устойчивы к образованию накипи на внутренних поверхностях. Если уровень подпитки и водоподготовки котельной не может обеспечить её работу без образования накипи и шлама, то недопустимо применение малогабаритных интенсифицированных котлов.

Массовый переход в последние годы на применение жаротрубных котлов объясняется исключительно удачной рекламой и их презентабельным внешним видом. Подобные котлы правильно называются жаротрубно-дымогарными. Они начали применяться в ХVIII  веке для паровозов и пароходов, и являются модификацией старинных жаротрубных котлов с конструкцией аналогичной дровяному титану и самовару. Жаротрубные котлы имеют следующе существенные недостатки.

  • Низкие скорости воды, соответствующее накипеобразование и отложение шлама. Слабо организованный поток воды в бочке котла идет по кратчайшему пути от входного патрубка к выходному, не омывая многих теплонапряженных участков жаровой трубы и зону входа дымовых газов в дымогарные трубы и участки самих труб. Это приводит к локальным перегревам и отложению накипи, особенно при работе на газовом и жидком топливе. Пояляются значительные термомеханические напряжения на сварные швы, сами трубы и трубные доски, так как дымогарные трубы, жестко закрепленные между трубными досками, лишены возможности свободного температурного расширения.

    При непосредственной работе на загрязненную тепловую сеть наблюдается занос шламом и оксидами железа застойных частей котла, он фактически работает как фильтр-осадитель. Металл в этих зонах плохо охлаждается и образуются отдулины.

    Факт наличия накипи и шлама невозможно обнаружить по увеличению перепада давлений до и после котла, так как гидравлическое сопротивление котла незначительно.

    По этим причинам, а также из-за серьезных последствий упуска воды при неремонтопригодности конструкции, с начала 1972 года выпуск жаротрубных котлов в СССР был прекращен и большинство ранее установленных, были заменены на водотрубные. Так как ситуация с качеством сетевой воды до настоящего времени кардинально не изменилась, жаротрубные котлы допустимо применять только при двухконтурной схеме котельной и не использовать для простой замены водотрубных котлов.

  • Необходимость обеспечения невысокого температурного перепада на котле. Большинство производителей ограничивают перепад температур до и после котла величиной 20°С. Так как при больших значениях есть вероятность возникновения нерасчетных температурных напряжений. Соответственно, необходима не просто двухконтурная схема, а организация регулируемого завышенного расхода в первом контуре для увеличения температуры воды перед котлами. Также необходимо регулировать расход на каждый котел с исключением гидравлической развёрки.

Подобные проблемы возникают и при пуске котла из холодного состояния при низкой температуре воды на входе в котел (например, при летней работе только на нагрузку ГВС с периодическим отключением единственного работающего котла). При таком режиме происходит конденсация водяных паров в дымогарных трубах, образовавшаяся вода скапливается и при наборе нагрузки ее испарение приводит к нестабильному режим работы горелки, вплоть до погасания. Иностранные поставщики в таких случаях рекомендуют ограничивать пусковой расход воды через котел и устанавливать дополнительные котловые насосы рециркуляции, хотя и при этих мерах рекомендация о пуске котлов исключительно из прогретого состояния и при отсутствии существенной разницы температур в верхней и нижней части котла, не всегда реализуемы. Жаротрубные котлы имеют ограниченный ресурс пусков из холодного состояния и при немодулируемых горелках лимит таких пусков может быть быстро исчерпан. Для его сохранения требуется медленный набор нагрузки и медленный останов котла с контролем температур на входе и выходе.

  • Пристенное кипение. Современные жаротрубные котлы имеют плотность теплового потока в жаровой трубе в 3-4 раза выше, чем у водотрубных котлов. Именно за счет этого значительно снижены их габариты и удельный вес. В сочетании со свободноым нерегулируемым движением воды в котле, на поверхности жаровых труб и поворотных камер может наблюдаться пристенное кипение.

При давлении воды в котле ниже 3-4 кг/см², кипение может оказаться весьма интенсивным, что приводит к появлению накипи даже с учетом небольших объемов воды в первом контуре (из-за разложения комплексонов при температуре 125°С и высокой жесткости). Накипь приводит к дальнейшему повышению температуры металла труб. Для исключения кипения давление воды должно быть не менее 6-8 кг/см².

  • Необходимость регулирования геометрии факела. При небольших размеры топки котла пламя должно гореть по центру жаровой трубы, не касаясь стенок и полностью выгорать в ней. Нельзя допускать дожигания CO вне жаровой трубы.

Требуется контроль и регулировка разряжения на в дымоходе на уроне 3…6 мм в.ст. В холодную погоду, при более высоком разрежении, возможно затягивания факела из жаровой трубы в дымогарные трубы второго хода. При низком разрежении для реверсивной топки возможно касание факелом днища жаровой трубы.

Для уменьшения сопротивления по газовому тракту в летний период при недостаточной тяге часть турбулизаторов часто вынимается персоналом из дымогарных труб, что приводит к температурным перекосам, перерастающим в трещины в сварных швах трубных досок.

 

На примере жаротрубных котлов, понятно, что при кажущейся простоте и надежности их конструкции, требуется проработка необходимости и условий их применения, обеспечение высококвалифицированной эксплуатации (без ссылок на полноту автоматизации работы котельной).

 

Шум от котельных

Шум высокой интенсивности оказывает негативное воздействие на человеческий организм. В настоящее время широко используется такое понятие как “шумовая болезнь”, приводящая к нейроэндокринным расстройствам, сердечно-сосудистой недостаточности, изменению функций пищеварения, нарушению репродуктивной функции человека. При повышенном шуме продолжительность жизни людей существенно снижается.

Шум формируется из нежелательных звуков, которые подразделяются на воздушные и на структурные, передаваемые не через воздух, а по металлу, воде и т.д. Звук характеризуется звуковым давлением, скоростью и направлением распространения звуковых волн, интенсивностью переноса звуковой энергии.

Методы снижения шума образующегося внутри котельной от работы оборудования:

  • облицовка звукопоглощающими материалами стен и потолков, установка звукопоглощающих конструкций;
  • обрамление металлическим уголком пластиковых оконных рам;
  • теплоакустическая изоляция котлов и газоходов;
  • плавающие полы и виброоснования;
  • установка шумозащитных кожухов на горелки;
  • использование вибровставок до и после насосов;
  • виброизолирующие подвески трубопроводов и узлы прохода через стены и перекрытия;
  • монтаж защитных экранов между котельной и жилыми домами.

Шум оборудования из помещений котельных не оказывает, как правило, существенного влияния на жилые дома при расстоянии до них более 50 м. Основным источником шума от котельных являются газовые тракты, причем доминирует шум, излучаемый из устья трубы. По сравнению с конструкциями котельных 60-70 летней давности, с точки зрения шумоопасности, произошли существенные изменения в худшую сторону:

  • естественная циркуляция воздуха в котельных заменена на принудительную;
  • инжекционные горелки на смесительные с вентилятором;
  • разрежение в топочной камере сменилось на пульсирующее горение в малогабаритных топках под наддувом;
  • газоходы из звукопоглощающего кирпича заменены на тонкостенные металлические;
  • кирпичные или толстостенные металлические трубы заменены на трубы из нержавеющей стали толщиной всего 0,3-0,6 мм.

Стремление обеспечить конкурентную цену котельных, привело к появлению коротких дымовых труб, скорость газового потока в которых пришлось существенно увеличить, для обеспечения норм по рассеиванию вредных выбросов. Трубы стали работать как низкотональные свистки.

Шум из устья трубы, наиболее опасен для жителей соседних с котельной зданий. Излучаемый с высоты, он не снижается за счет наземных препятствий. Шум, излучаемый на низких частотах, наиболее трудно устраним и может вызывать вибрацию стекол в близко расположенных зданиях.

Методы снижения шума от газовоздушного тракта:

  • использование низкооборотных вентиляторов общеобменной вентиляции и дымососов;
  • установка глушителей со стороны всасывания для вентиляторов и со стороны нагнетания для дымососов;
  • снижение высоты воздухозабора и вывод его в сторону от жилых домов;
  • оптимизация профиля газовоздушного тракта;
  • использование дымовых труб высотой в полтора раза выше самого высокого близкорасположенного здания;
  • применение в газоходах и дымовых трубах абсорбционных глушителей с различными вариациями расположения звукопоглощающего материала;
  • применение активных глушителей, вырабатывающих собственные звуки, находящиеся в противофазе со звуками образующимися в газовоздушном тракте (в основном низких частот).

Низкий уровень знаний методов предотвращения шума со стороны проектировщиков, представителей экспертизы, заказчиков, предопределил массовые проблемы при расположении блочно-модульных котельных в районах плотной многоэтажной застройки.

Если эффективные меры по шумоглушению предусмотрены в проекте, то затраты на них в несколько раз меньше, чем затраты на последующую борьбу с шумом. Проектные организации, как минимум, должны предоставлять расчетные уровни звуковой мощности котельных в октавных полосах и нести ответственность за их достижение.

Коментарии

Шлапаков Владимир Ильич, [ 07:07:20 / 06.07.2018]

Набор общеизвестных и директивных направлений , сгруппированный по искусственно придуманным разделам, специалистами теплосети, коммунальной энергетики, экономистами и юристами. Очередной пустой документ.
В то же время, остаются главные вопросы, профессиональной переработки методики и требований разработки к системам и схемам теплоснабжения, а так же организация рынка на основе комбинированного способа выработки энергии. Первоочередная задача в этом направлении стоит в узаконивании основных единых понятий, таких как: Численные значения показателя "энергетическая энергоэффективность вырработки энергии" и контроль их со стороны государства, Схема и система теплоснабжения, рынок комбинированной энергии, ответственные структуры за рациональное использование энергетических сырьевых ресурсов, уменьшение тарифов, ответственность за экологические показатели, конкурсный отбор чиновников в региональные и министерские энергетические структуры и т. д.

Шлапков В.И Т - 981739 9265

Шлапаков Владимир Ильич, [ 16:09:20 / 18.09.2018]

Дополнительные комментарии,
к ранее опубликованным комментарияяяяяяяяям, в связи с началом публикации 6 главы «Повышение надежности и экономичности котельных» в проекте «Методические рекомендациих по достижению эталонного состояния систем централизованного теплоснабжения», на сайте РосТепло
Прежде ,чем расматривать критерии по модернизации котельных, необходимо наконец то понять, что строительство котельные для базовой части нагрузки может осуществляться только , как вынужденная мера для поселений удалённых от комбинированных источников тепла, при условии подтверждения экономическим расчётом повышения совокупной энергоэффективности региона в целом.
Расчёты энергоэффективного радиуса теплоснабжения от котельных во всех утверждённых схемах теплоснабжения, составленные на основании , разработанных не квалифицированными специалистами, «Требований к схемам», должны быть переработаны, как не соответствующие объективной реальности. Что является на сегодня, основной причиной снижения энергоэффективности по всем городам, а особенно в г.Санкт- Петербурге.
Владимир Шлапаков
89817739 9265

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