|
Обосновывающие материалы к схеме теплоснабжения городского поселения Обухово на период с 2013 до 2028 года
|
|
|
|
|
|
ГЛАВА 1
|
|
Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения
ЧАСТЬ 3
Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Оглавление
1.Описание структуры тепловых сетей 2
2.Конструкции тепловых сетей 7
3.Технологические потери при передаче тепловой энергии 8
4.Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных (текущих) ремонтов 9
5.Описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые потери) тепловых сетей 15
-
Описание структуры тепловых сетей
Транспорт тепла от централизованных источников до потребителей осуществляется по магистральным и распределительным сетям. В настоящее время в теплоснабжающих предприятиях городского поселения Обухово применяется разнообразная номенклатура трубопроводов и оборудования тепловых сетей, различающихся назначением (магистральные, распределительные, внутридомовые), диаметром, способами прокладки (надземная, подземная), типом изоляции.
Теплоснабжающей организацией, имеющей на балансе и эксплуатирующей тепловые сети является ОАО «НПТО ЖКХ». Предприятие имеет на балансе более 56,5 км в однотрубном исчислении, из них 65,6% составляют сети отопления и 34,4% - сети ГВС.
Структура тепловых сетей по способу прокладки приведена на Рисунке 1.
Рисунок . Структура тепловых сетей ОАО «НПТО ЖКХ» по способу прокладки
Протяженность тепловых сетей с разбивкой по диаметрам в целом приведена на Рисунке 2.
Рисунок . Структура тепловых сетей ОАО «НПТО ЖКХ» в целом по диаметрам
Протяженность тепловых сетей с разбивкой по видам изоляции приведена на Рисунке 3.
Рисунок . Структура тепловых сетей ОАО «НПТО ЖКХ» по видам изоляции
Тепловые сети от Котельной № 1, Московская обл., Ногинский район, поселок Обухово, Кудиновское шоссе, д.4.
Тепловые сети Котельной № 1 имеют протяженность 7,8 км в двухтрубном исчислении, из которых сети отопления составляют 60%, сети ГВС – 40%. Прокладка тепловых сетей подземная (Рисунок 4). Тепловые сети проложены двухтрубным способом. Протяженность тепловых сетей отопления и ГВС по диаметрам приведена на Рисунках 5-6.
Рисунок . Структура тепловых сетей от Котельной № 1 по способу прокладки
Рисунок . Структура тепловых сетей отопления от Котельной № 1 по диаметру
Рисунок . Структура тепловых сетей ГВС от Котельной № 1 по диаметру
Потребители тепловой энергии и горячей воды подключены к сетям по зависимой схеме. Тепловые пункты отсутствуют.
Тепловые сети от Котельной № 2, Московская обл., Ногинский район, поселок Обухово, улица Комбинат, д. 21А.
Тепловые сети Котельной № 2 имеют протяженность 10,5 км в двухтрубном исчислении, из которых сети отопления составляют 63,6%, сети ГВС – 36,4%. Прокладка тепловых сетей подземная и надземная (Рисунок 7). Тепловые сети проложены двухтрубным способом. Протяженность тепловых сетей отопления и ГВС по диаметрам приведена на Рисунках 8-9.
Рисунок . Структура тепловых сетей от Котельной № 2 по способу прокладки
Рисунок . Структура тепловых сетей отопления от Котельной № 2 по диаметру
Рисунок . Структура тепловых сетей ГВС от Котельной № 2 по диаметру
Потребители тепловой энергии и горячей воды подключены к сетям посредством ЦТП. Тепловой пункт оборудованы современными приборами учета теплоносителя и тепловой энергии. Данные по ЦТП приведены в Таблице 1.
Таблица
Данные по ЦТП Котельной № 2
№ п/п
|
Наименование ЦТП
|
Адрес ЦТП
|
Описание принципиальной схемы работы ЦТП
|
1
|
ЦТП Котельная № 2
|
Московская обл., Ногинский район, поселок Обухово, улица Комбинат
|
Отопление — зависимое присоединение, ГВС -двухступенчатая смешанная схема.
|
Тепловые сети от Котельной № 3, Московская обл., Ногинский район, поселок Обухово, улица Ленина, д.24А.
Тепловые сети Котельной № 3 имеют протяженность 5,0 км в двухтрубном исчислении, и являются сетями отопления. Прокладка тепловых сетей подземная и надземная (Рисунок 10). Тепловые сети проложены двухтрубным способом. Протяженность тепловых сетей отопления по диаметрам приведена на Рисунке 11.
Рисунок . Структура тепловых сетей от Котельной № 3 по способу прокладки
Рисунок . Структура тепловых сетей отопления от Котельной № 3 по диаметру
Потребители тепловой энергии и горячей воды подключены к сетям по зависимой схеме. Тепловые пункты отсутствуют.
Тепловые сети от Котельной № 4, Московская обл., Ногинский район, поселок Обухово, ул. Московская, д.4А.
Тепловые сети Котельной № 4 имеют протяженность 4,4 км в двухтрубном исчислении, из которых сети отопления составляют 41%, сети ГВС – 59%. Прокладка тепловых сетей подземная (Рисунок 12). Тепловые сети проложены двухтрубным способом. Протяженность тепловых сетей отопления и ГВС по диаметрам приведена на Рисунках 13-14.
Рисунок . Структура тепловых сетей от Котельной № 4 по способу прокладки
Рисунок . Структура тепловых сетей отопления от Котельной № 4 по диаметру
Рисунок . Структура тепловых сетей ГВС от Котельной № 4 по диаметру
Потребители тепловой энергии и горячей воды подключены к сетям по зависимой схеме. Тепловые пункты отсутствуют.
Тепловые сети от Котельной Спортивно-оздоровительного комплекса, Московская обл., Ногинский район, поселок Обухово, ул. Советская, д.25А.
Тепловые сети Котельной Спортивно-оздоровительного комплекса имеют протяженность 307 м в двухтрубном исчислении, из которых сети отопления составляют 50%, сети ГВС – 50%. Прокладка тепловых сетей надземная. Тепловые сети проложены двухтрубным способом. Протяженность тепловых сетей отопления и ГВС по диаметрам приведена на Рисунках 15-16.
Рисунок . Структура тепловых сетей отопления от Котельной Спортивно-оздоровительного комплекса по диаметру
Рисунок . Структура тепловых сетей ГВС от Котельной Спортивно-оздоровительного комплекса по диаметру
Потребители тепловой энергии и горячей воды подключены к сетям по зависимой схеме. Тепловые пункты отсутствуют.
-
Конструкции тепловых сетей
Тепловые сети во всех теплосетевых районах имеют все возможные типы прокладки: надземную, подземную канальную и бесканальную. Надземная прокладка применяется преимущественно при переходах через естественные преграды.
При этом прокладка трубопроводов производится по эстакадам и низкостоящим опорам. При использовании бесканальной прокладки для последних 10 лет используются трубы в изоляции ППУ.
В местах ответвлений трубопроводов установлена запорная арматура. При этом используются стальные задвижки, шаровые клапаны, и дисковые затворы. В последние годы при капитальном ремонте и прокладке новых участков тепловых сетей предпочтение отдается в установке шаровых клапанов.
Для обеспечения возможности оперативного переключения на сетях предусмотрена установка секционирующих отключающих устройств. Количество секционирующих устройств для линейных частей магистрали определены требованиям СНиП и особенностями топологии каждой системы.
Для обслуживания отключающей арматуры при подземной прокладке на сетях установлены теплофикационные камеры. Тепловые камеры выполнены в основном из сборных железобетонных конструкций или кирпичные, оборудованных приямками, воздуховыпускными и сливными устройствами.
-
Технологические потери при передаче тепловой энергии
На ОАО «НПТО ЖКХ» являющегося теплоснабжающим предприятием городского поселения Обухово ежегодно производятся расчеты нормативных значений технологических потерь теплоносителя и тепловой энергии в тепловых сетях и системах теплопотребления. Расчеты производятся в соответствии с «Инструкцией по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии», утвержденной Приказом Минэнерго РФ от 30 декабря 2008 г. № 325. На рисунке 15 приведены доли фактических потерь тепловой энергии за 2012 год в зависимости от мощности источника тепловой энергии.
Рисунок . Доля потерь тепловой энергии в зависимости от мощности источника
В таблице 2 приведены фактические показатели технологических потерь по котельным ОАО «НПТО ЖКХ».
Таблица . Потери тепловой энергии по котельным ОАО «НПТО ЖКХ»
№ п/п
|
Наименование котельной, адрес
|
Полезный отпуск тепловой энергии, тыс. Гкал
|
Фактические потери тепловой энергии, Гкал
|
Фактические потери тепловой энергии, %
|
1
|
Котельная № 1
|
24,83
|
4 596,6
|
18,5
|
2
|
Котельная № 2
|
33,72
|
10 119,2
|
30,0
|
3
|
Котельная № 3
|
16,75
|
1 716,4
|
10,2
|
4
|
Котельная № 4
|
14,07
|
2 687,7
|
19,1
|
-
Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных (текущих) ремонтов
Система диагностики тепловых сетей предназначена для формирования
пакета данных о состоянии тепломагистралей городского поселения Обухово. В условиях ограниченного финансирования целесообразно планировать и производить ремонты тепловых сетей исходя из их реального состояния, а не в зависимости от срока службы. При этом предпочтение имеют неразрушающие методы диагностики. За основу описания процедур диагностики состояния тепловых сетей принят РД 102-008-2002 «Инструкция по диагностике технического состояния трубопроводов бесконтактным магнитометрическим методом».
Начинать диагностику состояния тепловой сети необходимо с анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации. Анализ проектной и эксплуатационной документации можно проводить в соответствии с РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке нефтепромысловых трубопроводов», или в соответствии с РД 12-411-01 «Инструкция по диагностированию технического состояния подземных стальных газопроводов». Результаты анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации рекомендуется оформлять по следующей форме: (форма 1 РД 102-008-2002).
Исходные данные для анализа проектной, исполнительной и эксплуатационной документации:
1. Наименование и принадлежность организации, эксплуатирующей трубопровод;
2. Полное наименование, назначение и шифр трубопровода, гол ввода, в эксплуатацию;
3. Общая длина трубопровода, м; план-схема и профиль трассы трубопровода с привязками к надземным сооружениям, водным преградам, переходам через дороги, пересечениям, врезкам к т.п.
4. Проектное давление, МПа
5. Рабочее давление, MПa
6. Сведения о коррозионной агрессивности транспортируемого продукта и окружающего грунта (опасность питтингообразования по ИСО 11463 биокоррозии по РД 39-3-973-83 расчетные данные о скорости локальной коррозии по номинальным показателям);
7. Сведения о количестве, причинах отказов (аварий) и выполненных ремонтов трубопровода с привязками по участкам трассы;
8. Даты проведения предыдущих диагностических обследований, основные выводы по их результатам, организация-исполнитель;
9. Дополнительная информация.
Затем производится осмотр трассы трубопровода. Рекомендуется его выполнять в соответствии с РД 34-10-130-96 «Инструкция по визуальному и измерительному контролю» для получения информации о текущем состоянии тепловой сети и уточнения объема подготовительных работ. Результаты осмотра рекомендуется оформлять по форме 2 РД 102-008-2002 (рисунок 16).
Нулевая или контрольная точка начала обследования (наземное сооружение или переход: задвижка, кран, камера приема-пуска, пикет. КИК пересечение с железной или
автомобильной дорогой, водный переход и т.п.)
|
Отклонения от проекта
|
Привязка к нулевой или контрольной
точке отсчета значений продольной координаты
|
Рисунок . Результаты визуального осмотра трассы тепловой сети
Затем приступают к подготовительным работам, которые выполняют до начала проведения диагностических работ. К диагностике состояния тепловых сетей приступают после окончания всех подготовительных работ. Во время работ по обследованию ведется Полевой журнал обследования по форме 3 РД 102-008-2002 (рисунок 17).
По результатам полевого этапа магнитометрического обследования составляется Протокол по форме 4 РД 102-008-2002 (рисунок 18).
После окончания полевого этапа обследования в стационарных условиях осуществляют камеральную обработку данных. Её осуществляют с целью уточнения координат участков тепловой сети, а также оценки опасности дефектов и общего напряженного состояния тепловой сети для ранжирования её участков по классам технического состояния. По результатам обработки данных составляют «Ведомость выявленных аномалий».
По результатам анализа всей собранной информации оформляется «Заключение о техническом состоянии объекта диагностики». В процессе формирования Заключения полученную информацию систематизируют с отражением основных результатов в виде таблиц, графиков и совмещенной ситуационной план-схемы трассы тепловой сети.
Рисунок . Полевой журнал магнитометрического обследования
Рисунок . Протокол выполнения полевых работ по бесконтактному магнитометрическому обследованию
При помощи различных методов диагностики технического состояния тепловой сети можно ответить на вопрос – какие участки нуждаются в первоочередной замене, а на каких можно обойтись локальными ремонтными работами. В зависимости от этого следует осуществлять планирование капитальных (текущих) ремонтов.
Существующее разнообразие видов диагностирования тепловых сетей методами неразрушающего контроля позволяет получить полную и точную картину технического состояния.
Например:
Метод акустической эмиссии проверен в мировой практике и позволяет точно определять местоположение дефектов тепловой сети находящейся под изменяемым давлением.
Метод наземного тепловизионного обследования с помощью тепловизора.
Площадная тепловая аэрофотосъёмка. Этот метод очень эффективен для планирования ремонтов и выявления участков с повышенными тепловыми потерями. Съемку целесообразно проводить в такое время, когда система отопления работает, но снега на земле нет, т.е. весной или осенью.
Метод НПК «Вектор».
Метод «Wavemaker» - данная современная ультразвуковая система предназначена для оценки состояния трубопроводов и позволяет быстро обнаруживать коррозию и другие дефекты на наружных и внутренних поверхностях тепловых сетей (так называемая система скринингового тестирования труб).
На предприятии должен быть организован ремонт тепловых сетей – капитальный и текущий. На все виды ремонта тепловых сетей должны быть составлены перспективные и годовые графики. Графики капитального и текущего ремонтов разрабатываются на основе результатов анализа проведенной диагностики и выявленных дефектов. Порядок проведения текущих и капитальных ремонтов тепловых сетей регламентируется следующими документами:
Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения (утверждена приказом Госстроя России от 13 декабря 2000 г. № 285);
Положение о системе планово-предупредительных ремонтов основного
оборудования коммунальных теплоэнергетических предприятий (утверждена приказом Минжилкомхоза РСФСР от 06 апреля 1982 г. № 214);
Инструкция по капитальному ремонту тепловых сетей (Утверждена приказом Минжилкомхоза РСФСР от 22 апреля 1985 г. № 220);
РД 153-34.0-20.522-99 «Типовая инструкция по периодическому техническому освидетельствованию трубопроводов тепловых сетей» (утверждена РАО ЕЭС России 09 декабря 1999 г.);
СО 34.04.181-2003 «Правила организации технического обслуживания и ремонта оборудования, зданий и сооружений электростанций и сетей» (утверждены РАО ЕЭС России 25 декабря 2003 г.).
При планировании капитальных и текущих ремонтов тепловой сети следует иметь в виду, что нормативный срок эксплуатации составляет 25 лет.
-
Описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые потери) тепловых сетей
Под термином «летний ремонт» имеется в виду плановопредупредительный ремонт, проводимый в межотопительный период. В отношении периодичности проведения так называемых летних ремонтов, а также параметров и методов испытаний тепловых сетей констатируется следующее:
1. Техническое освидетельствование тепловых сетей должно производиться не реже 1 раза в 5 лет (п.2.5 МДК 4-02.2001 «Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения»);
2. Оборудование тепловых сетей в том числе тепловые пункты и системы теилопотребления до проведения пуска после летних ремонтов должно быть подвергнуто гидравлическому испытанию на прочность и плотность, а именно: элеваторные узлы, калориферы и водоподогреватели горячего водоснабжения и отопления давлением 1,25 рабочего, но не ниже 1 МПа (10 кгс/см2), системы отопления с чугунными отопительными приборами давлением 1,25 рабочего, но не ниже 0,6 МПа (6 кгс/см2), а системы панельного отопления давлением 1 МПа (10 кгс/см2) (п.5.28 МДК 4-02.2001).
3. Испытанию на максимальную температуру теплоносителя должны подвергаться все тепловые сети от источника тепловой энергии до тепловых пунктов систем теплопотребления, данное испытание следует проводить, как правило, непосредственно перед окончанием отопительного сезона при устойчивых суточных плюсовых температурах наружного воздуха (п.1.3,1.4 РД 153-34.1-20.329-2001«Методические указания по испытанию водяных тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя») Периодичность данных испытаний определяется техническим руководителем эксплуатирующей организации. Температурные испытания должны проводиться при устойчивых суточных плюсовых температурах наружного воздуха. За максимальную температуру следует принимать максимально достижимую температуру сетевой воды в соответствии с утвержденным температурным графиком регулирования отпуска тепла. Температура воды в обратном трубопроводе при температурных испытаниях не должна превышать 90°С (п.6.91 МДК 4-02-2001). Испытания тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя должны проводиться в соответствии с РД 153-34.1-20.329-2001 «Методические указания по испытанию водяных тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя».
При этом следует иметь в виду, что испытание на максимальную температуру теплоносителя тепловых сетей, эксплуатирующихся длительное время и имеющих ненадежные участки, следует проводить после летнего ремонта и предварительного гидравлического испытания этих участков на прочность и плотность, но не позднее чем за три недели до начала отопительного сезона. Запрещается одновременное проведение испытания тепловых сетей на максимальную температуру теплоносителя и гидравлического испытания тепловых сетей на прочность и плотность При испытании на максимальную температуру теплоносителя температура воды в обратном трубопроводе тепловой сети не должна превышать 90 °С.
Испытанию на гидравлические потери должны подвергаться тепловые сети в целях определения эксплуатационных гидравлических характеристик трубопроводов, состояния их внутренней поверхности и фактической пропускной способности. Данный вид испытаний проводится в соответствии с РД 34.20.519-97 «Методические указания по испытанию водяных тепловых сетей на гидравлические потери». Испытания тепловых сетей на гидравлические потери должны проводиться один раз в пять лет. График этих испытаний устанавливается техническим руководителем эксплуатирующей организации (п.6.97 МДК 4-02-2001).
Тепловые сети должны подвергаться испытаниям для определения тепловых потерь. Целью тепловых испытаний является определение тепловых потерь различными типами прокладок и конструкциями изоляции трубопроводов, характерными для данной тепловой сети. По результатам испытаний оценивается состояние изоляции испытываемых трубопроводов в конкретных эксплуатационных условиях работы прокладок. Испытаниям следует подвергать те участки сети, у которых тип прокладки и конструкция изоляции являются характерными для данной сети, что дает возможность распространить результаты испытаний на тепловую сеть в целом. Тепловые испытания должны производиться один раз в 5 лет. При этом выявляются изменения теплотехнических свойств изоляционных конструкций вследствие старения в процессе эксплуатации, ввода новых и реконструкции действующих тепловых сетей (РД 34.09.255-97).
|
