Ооо "тепловые сети" в железнодорожном. Проектирование тепловых сетей

29.07.2019 Порядок формирования

Классификация систем теплоснабжения и тепловых нагрузок

Топливо, состав и технические характеристики топлива. Понятие условного топлива, высшей и низшей теплоты сгорания

Природное и искусственное топливо

Энергетическое топливо - это горючие вещества, которые экономически целесообразно использовать для получения тепловой и электрической энергии.

Все топлива могут быть разделены на природные и искусственные. К природным относятся органические 1 топлива, непосредственно добываемые из недр земли. Это - уголь, торф, сланцы, нефть, природный газ. Искусственные топлива получаются в результате переработки природных топлив на газовых, нефтеперерабатывающих, металлургических предприятиях. Искусственными топливами являются кокс, полукокс, доменный, коксовый, генераторный газы, газ пиролиза нефти, мазут.

Природные органические топлива являются невозобновляемы-ми энергетическими ресурсами, невосполняющимися и невозобнов-ляющимися.в настоящую геологическую эпоху. Отличительной особенностью невозобновляющихся источников энергии (угля, нефти, газа) являются их высокий энергетический потенциал и относительная доступность и, как следствие, целесообразность извлечения.

Наибольшие энергетические ресурсы органического топлива сосредоточены в угле. Общие прогнозируемые геологические запасы каменного и бурого угля составляют 6000... 15ООО млрд т условного топлива (т у т.). Геологических ресурсов нефти в мире в 20- 30 раз меньше, чем угля, они составляют 286...515 млрд ту.т. Ресурс природного газа на Земле оценивается в 177...314 млрд т у.т.

Несмотря на кажущиеся довольно значительные запасы органического топлива, расход их в настоящее время настолько велик, что даже при современном уровне использования любого из топлив просматривается перспектива их истощения в обозримом будущем. В этой связи особую актуальность приобретают инновационные энергетические технологии, обеспечивающие экологически чистое производство и экономию энергетических ресурсов, их сбалансированное потребление.

Ископаемые твердые топлива произошли из растительных и животных организмов. В зависимости от исходного материала и условий химического превращения они подразделяются на гумусовые, сапропелитовые и смешанные.

Гумусовые топлива образовались в основном из отмерших многоклеточных растений. Органическое вещество этих растений подвергалось разложению в условиях ограниченного доступа воздуха, в результате чего оно превращалось в перегной - гумус.

Сапропелитовые топлива образовались из остатков низших растений (водорослей) и животных микроорганизмов, в составе которых содержится помимо клетчатки значительное количество белков, жиров и воска. При разложении под водой без доступа воздуха эти остатки превращались в гнилостный ил - сапропель, из которого в дальнейшем происходило образование ископаемого твердого топлива.

В условиях полного прекращения доступа воздуха и при участии бактерий гумус претерпевал дальнейшее видоизменение и превращался в ископаемое топливо. В образований смешанных ископаемых твердых топлив заметную роль играли как высокоорганизованные растения, так и микроорганизмы.

В зависимости от «химического возраста» (периода времени, в течение которого протекали химические превращения в массе топлива) различают три стадии образования ископаемого твердого топлива:

Торфяная, т.е. связанная с образованием торфа;

Буроугольная - период превращения торфа в бурые угли;

Каменноугольная - наиболее длительный период химических превращений с образованием каменных углей и антрацитов.

Торф является самым молодым по химическому возрасту ископаемым твердым топливом. Он относится к топливу гумусового образования и представляет собой продукт неполного разложения под водой растительных остатков.

Местами торфообразования являются, главным образом, зарастающие болота.

По способу добычи различают кусковой и фрезерный торф. Кусковой торф получают в виде стандартных кирпичей при маши-ноформовочном и гидравлическом способах добычи. Фрезерный торф представляет собой торфяную крошку с размерами частив от 0,5 до 25 мм и более, получаемую при добыче торфа фрезерным способом. Вследствие низкой теплоты сгорания и малой механической прочности торф относится к местным видам топлива, подлежащим использованию вблизи мест его добычи.

Бурые угли по степени обуглероживания занимают промежу-
точное положение между торфом и каменными углями. Свеже добытые бурые угли содержат от 20 до 55 % влаги, содержание золы
в них колеблется в широких пределах - от 7 до 45 %. Бурые угли
характеризуются термической неустойчивостью, небольшой твер-
достью и малой механической прочностью. Они обладают способ-
ностью выветриваться на воздухе, превращаясь в угольную мелочь,
и весьма склонны к окислению и самовозгоранию при хранении.
Вследствие значительного балласта и низкой теплоты сгорания
бурых углей дальняя перевозка их не выгодна, поэтому они ис-
пользуются как местное топливо.

Каменные угли представляют собой продукт более полного превращения исходного органического материала. В отличие от бурых углей они содержат больше углерода и меньше водорода и кислорода. Каменные угли обладают меньшей гигроскопичностью, более высокими плотностью и механической прочностью, большей химической устойчивостью. Каменные угли добываются шахтным и открытым способами. Транспортируются они в основном железнодорожным транспортом.

С целью улучшения промышленного использования твердое топливо подвергают физико-механическим (обогащение, сортировка, сушка, пылеприготовление и брикетирование) и физико-химическим (полукоксование и коксование) способам переработки.

Ископаемый уголь подвергается обогащению - удалению пустой породы, разделению минералов с целью увеличения содержания углерода. В результате содержание балластных и вредных примесей (серы, влаги и зольности) в угле снижается и повышается его теплота сгорания.

Целью сортировки углей является разделение извлеченного из недр земли угля на отдельные сорта по крупности кусков. Отсортированная мелочь и отсев обогащения, не используемые для технологических целей, применяют в качестве энергетического топлива. Его подвергают дальнейшему измельчению до пылевидного состояния либо брикетированию.

Пылеприготовление представляет собой процесс превращения кускового топлива в пылевидное состояние, так как сжигание топлива в пылевидном состоянии позволяет экономично использовать низкосортные топлива (бурые угли, антрацитовый штыб АШ, торф, горючие сланцы, отходы углеобогащения).

Брикетирование состоит в том, что топливную мелочь (штыб бурых и каменных углей, фрезерный торф, опилки и др.) прессованием превращают в куски правильной формы - брикеты. При такой подготовке топлива брикеты сжигаются в топках на колосниковых решетках с меньшими потерями.

Нефть представляет собой горючую маслянистую жидкость, добываемую из недр земли. По современным представлениям нефть имеет органическое происхождение, считается, что исходным (материнским) веществом для образования нефти были ископаемые остатки растительного и животного происхождения в местах древних мелководных морей. Накапливаясь на морском дне и перемешиваясь с минеральными веществами, эти остатки образовали мощные толщи илистых отложений, в которых под действием кислорода, бактерий и микроорганизмов происходило разложение органического вещества с образованием химически устойчивых жидких и газообразных продуктов. Последние постепенно накапливались в слоях осадочных пород и под действием повышенной температуры этих слоев, давления и природных катализаторов претерпевали дальнейшие химические превращения с образованием нефти.

Нефть залегает в недрах земли в осадочных пористых породах
(песчаники, известняки и т.д.), образуя нефтяные пласты, распо-
ложенные на глубине 5000 м и более. В этих пластах нефть нахо-
дится совместно с водой и газом, занимая по плотности сред-
нюю зону выше воды. Скопления газа находятся в верхней части
пластов.

Нефть добывается путем бурения скважин - вертикальных выработок диаметром 0,15...0,25 м, по которым она поступает на поверхность земли. Из пласта нефть извлекается одним из трех способов: фонтанным, компрессорным (газлифтным) и глубинно-насосным.

Фонтанный способ используется в начальный период эксплуатации скважин. При этом нефть из пласта через скважину выталкивается под давлением нефтяных газов, достигающим 20 МПа. Со временем, после прекращения естественного фонтанирования, нефть извлекают компрессорным или насосным способом.

При компрессорном способе в скважину опускают две колонны труб. По кольцевому каналу между ними компрессором закачивается под большим давлением воздух или нефтяной газ. Смешиваясь с нефтью воздух (или газ) понижает ее плотность, в результате нефть под избыточным давлением пласта поднимается по внутренней трубе на поверхность.

Глубинно-насосный способ заключается в том, что из-j влечение нефти из пласта производится посредством насоса, опускаемого в скважину на уровень нефтяной залежи.

Добытую нефть после ее обезвоживания и обессоливания под- вергают переработке с целью получения технически ценных продуктов - жидких топлив, смазочных и специальных масел, растворителей, моющих средств, красителей, пластмасс и др.

Различают физические и химические способы переработки нефти.

К физическим относятся прямая, или фракционная, перегонка нефти, к химическим - различные виды крекингового процесса.

Прямая, или фракционная, перегонка представляет собой процесс извлечения из нефти ее составляющих (фракций). Перегонка нефти - это нагрев ее при атмосферном давлении до кипения, частичное испарение, отбор и конденсация образовавшихся паров. В результате перегонки нефти получают светлые нефтепродукты (дистилляты) и остаточный продукт - мазут. Из дистиллятов после соответствующей очистки получают товарные продукты: бензин, лигроин, керосин, газойль и соляр. Мазут, получаемый при перегонке нефти, в зависимости от его качества находит разнообразное использование. Высокосернистые мазуты служат котельным топливом. Транспортирование нефти осуществляется либо по нефтепроводам, либо в цистернах железнодорожным транспортом.

Природные газы скапливаются в горных породах земной коры, образуя газоносные пласты. Такими породами являются пористые структуры (песчаники, известняки и др.). Газоносные пласты сверху и снизу ограничены газонепроницаемыми породами.

Для добычи газа проводят бурение скважин до газоносного пласта. При этом применяются те же способы бурения скважин, как и при добыче нефти.

Теплотехнические характеристики топлива

Состав топлива. Важнейшей характеристикой топлива, определяющей ряд показателей, используемых для анализа процессов, происходящих в разных топливоиспользующих установках, является состав топлива. Качество твердого или жидкого топлива как источника тепловой энергии в значительной мере определяется его элементарным составом. Основным горючим компонентом этих топлив является углерод. При полном сгорании 1 кг углерода выделяется 34,4 МДж теплоты. Содержание его в горючей массе разных видов топлива изменяется в широких пределах (от 50 в древесине до 95 % в антраците), следовательно углерод обеспечивает преимущественную долю тепловыделения топлива.

Вторым по значению горючим компонентом является водород, при сгорании 1 кг которого выделяется 119 МДж теплоты. Содержание водорода в горючей массе твердых и жидких топлив изменяется от 2 (антрацит) до 10,5% (мазут).

Входящая в состав твердых и жидких топлив горючая сера (органическая и. колчеданная) окисляется при горении топлива с образованием сернистого газа S0 2 . При этом выделяется теплоты 9,3 МДж/кг S, что существенно меньше, чем при сгорании водорода и углерода. Содержание серы в горючей массе твердых и жидких топлив изменяется от 0,5 до 7, в горючих сланцах до 15%. Образующийся при сжигании серы сернистый газ является токсичным (опасным для жизнедеятельности в окружающей среде), а также коррозионно-активным, приводящим к интенсивной коррозии металлических элементов топливоиспользующих установок.

Кислород и азот являются внутренним балластом топлива, так рак их наличие снижает в топливе содержание основных горючих Элементов - углерода и водорода. Содержание кислорода в топливе уменьшается по мере увеличения геологического возраста топлива.

Зола и влага являются внешним балластом твердого и жидкого топлива. Повышение содержания золы и влаги в рабочей массе Топлива приводит к соответствующему уменьшению его горючей части, а значит к снижению тепловыделения при сгорании топлива.

Зола топлива. Минеральный несгораемый остаток, образующийся из примесей топлива при его сгорании, представляет собой золу. Содержание минеральных примесей в твердых топливах изменяется в широких пределах, составляя в древесном топливе 1...2%, в угле 10...40%, в горючих сланцах до 70% и в жидком топливе до 1 %.

В процессе горения минеральные примеси могут из твердого состояния переходить в жидкое, образуя раствор, называемый шлаком. Важной характеристикой золы является ее плавкость. В лабораторных условиях плавкость золы определяют путем нагревания в электрической печи в полувосстановительной газовой среде (60 % СО и 40 % С0 2) пирамидки стандартных размеров, сформированной из мелкораздробленной пробы испытуемой золы. Температура, при которой пирамидка начнет самопроизвольно сгибаться или вершина ее скругляется, носит название температуры начала деформации золы. Температура, при которой вершина пирамидки склоняется до ее основания, называется температурой размягчения золы t 2 . Температура начала жидкоплавного состояния соответствует температуре, при которой золовая пирамидка растекается по подставке.

По характеристике плавкости золы твердые топлива разделяются на три группы: с легкоплавкой золой (t 3 < 1350 °С), с золой средней плавкости (t 3 = 1350... 1450°С) с тугоплавкой золой (t 3 > 1450 °С). Повышенное содержание золы в топливе снижает технико-экономические показатели котельных установок за счет увеличения затрат на шлако- и золоудаление, очистку поверхностей нагрева от загрязнения, газоочистку, а также за счет увеличения потерь теплоты со шлаком и золой.

Влага топлива. В твердом топливе принято различать внешнюю и внутреннюю влагу.

Источниками внешней влаги являются поверхностные и грунтовые воды, влага атмосферного воздуха, которые при транспортировке и хранении топлива увлажняют его поверхность, проникают в капилляры и поры, особо развитые у торфа и бурых углей. Внешняя влага может быть удалена подсушкой топлива (обычно при температуре около 105 °С).

К внутренней влаге относят коллоидную и гидратную (кри-сталлогидратную) влагу. Коллоидная влага равномерно распределена по всей массе топлива, а ее количество зависит от химической природы и состава топлива.

При хранении на воздухе переувлажненное топливо теряет, а подсушенное приобретает влагу. Топливо с установившейся в естественных условиях влажностью называют воздушно-сухим.

Повышение влажности приводит к уменьшению теплоты сгорания топлива, увеличению объема продуктов сгорания и, как следствие этого, к снижению температуры горения. В результате уменьшается производительность котельного агрегата и увеличивается расход топлива. Повышенная влажность ухудшает сыпучесть топлива, а в зимнее время приводит к его смерзаемости, что резко затрудняет условия транспортирования и использования топлива.

Теплота сгорания топлива. Для характеристики качества топлива используется такой показатель, как теплота сгорания топлива - это количество теплоты, выделяющейся при полном сгорании 1 кг твердого или жидкого топлива (размерность МДж/кг) или 1 м 3 газового топлива (МДж/м 3).

В твердых и жидких топливах горючие элементы являются составной частью сложных и различных по своему химическому строению соединений, учесть все разнообразие которых не представляется возможным. Точно рассчитать теплоту сгорания топлив невозможно, поэтому данный показатель для конкретных твердых и жидких топлив определяют экспериментально. С этой целью сжигают навеску топлива в атмосфере кислорода при повышенном давлении в специальном сосуде (калориметрической бомбе) и определяют с помощью водяного калориметра количество выделившейся при этом теплоты.

В реальных условиях продукты сгорания топлив в подавляю-
щем большинстве случаев покидают котельные установки при тем-
пературе более высокой, чем температура, при которой происхо-
дит конденсация содержащихся в них водяных паров, т.е. выше
температуры точки росы. При этом теплота конденсации во-
дяных паров полезно не используется и в тепловых расчетах не
учитывается.

Летучие вещества и кокс твердого топлива. Все твердые топлива при нагревании без доступа воздуха претерпевают термический распад с выделением горючих (СО, Н 2 и т.д.) и негорючих (N 2 , 0 2 , С0 2 , Н 2 0) газов. Выделяющиеся газы по совокупности определяют выходом летучих. Твердый остаток, образующийся после выделения летучих веществ, называется коксом. В состав кокса входит углерод и прокаленные минеральные примеси (зола). Выход летучих обычно относят на горючую массу топлива и обозначают К г. Выход летучих и свойства коксового остатка являются важными теплотехническими характеристиками топлива, определяющими условия организации его сжигания.

Летучие вещества играют существенную роль при воспламенении топлива и на начальных стадиях горения, т.е. в значительной мере определяют реакционную способность твердых топлив (их способность к воспламенению и горению).

По мере увеличения геологического возраста природных твердых топлив выход летучих снижается, но относительное содержание горючих компонентов в их составе повышается. Одновременно повышается температура начала выхода летучих.

Раздел 5. Теплоснабжение.

В зависимости от размещения источника теплоты по отношению к потребителям системы теплоснабжения разделяют на:

Децентрализованные а) индивидуальные;

Электрические.

б)местные; -централизованные.

В децентрализованных системах источник теплоты и теплоприемники потребителей либо совмещены в одном агрегате, либо размещены столь близко, что передача теплоты от источника до теплоприемников может осуществляться практически без промышленного звена – тепловой сети.

В индивидуальных системах теплоснабжение каждого помещения обеспечивается от отдельного источника.

В местных системах теплоснабжение каждого здания обеспечивается от отдельного источника теплоты.

В системах централизованного теплоснабжения источник теплоты и теплоприемники потребителей размещены раздельно, часто на значительном расстоянии, поэтому теплота передается по тепловым сетям.

Централизованное от: а) ТЭЦ; б) котельных.

В зависимости от степени централизации системы централизованного теплоснабжения можно разделить на:

Групповое (теплоснабжение от одного источника группы зданий);

Районное;

Городское;

Межгородское.

Процесс централизованного теплоснабжения состоит из трех последовательных операций:

1. Подготовка теплоносителя.

2.Транспортировка теплоносителя.

3. использование теплоносителя.

Тепловые нагрузки можно разбить на две группы:

Сезонная;

Круглогодовая.

Сезонная нагрузка зависит от климатических условий. К ней относятся отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха.

Круглогодовая нагрузка – технологическая нагрузка и нагрузка горячего водоснабжения.

Тепловая сеть - это сложное инженерно-строительное сооружение, служащее для транспорта тепла с помощью теплоносителя (воды или пара) от источника (ТЭЦ или котельной) к тепловым потребителям.

От коллекторов прямой сетевой воды ТЭЦ с помощью магистральных теплопроводов горячая вода подается в городской массив. Магистральные теплопроводы имеют ответвления, к которым присоединяется внутриквартальная разводка к центральным тепловым пунктам (ЦТП). В ЦТП находится теплообменное оборудование с регуляторами, обеспечивающее снабжение квартир и помещений горячей водой.

Тепловые магистрали соседних ТЭЦ и котельных для повышения надежности теплоснабжения соединяют перемычками с запорной арматурой, которые позволяют обеспечить теплоснабжение при авариях и ревизиях отдельных участков тепловых сетей и источников теплоснабжения. Таким образом, тепловая сеть города - это сложнейший комплекс теплопроводов, источников тепла и его потребителей.

Теплопроводы могут быть подземными и надземными.

Надземные теплопроводы обычно прокладывают по территориям промышленных предприятий и промышленных зон, не подлежащих застройке, при пересечении большого числа железнодорожных путей, т.е. везде, где либо не вполне эстетический вид теплопроводов не играет большой роли, либо затрудняется доступ к ревизии и ремонту теплопроводов. Надземные теплопроводы долговечнее и лучше приспособлены к ремонтам.

В жилых районах из эстетических соображений используется подземная прокладка теплопроводов, которая бывает бесканальной и канальной.

При бесканальной прокладке участки теплопровода укладывают на специальные опоры непосредственно на дне вырытых грунтовых каналов, сваривают между собой стыки, защищают их от воздействия агрессивной среды и засыпают грунтом. Бесканальная прокладка - самая дешевая, однако теплопроводы испытывают внешнюю нагрузку от грунта (заглубление теплопровода должно быть 0,7 м), более подвержены воздействию агрессивной среды (грунта) и менее ремонтопригодны.

При канальной прокладке теплопроводы помещаются в каналы из сборных железобетонных элементов, изготовленных на заводе. При такой прокладке теплопровод разгружается от гидростатического действия грунта, находится в более комфортных условиях, более доступен для ремонта.

Рисунок 5.2.1. Городской коллектор для теплопроводов из объемных элементов

По возможности доступа к теплопроводам каналы делятся на проходные, полупроходные и непроходные. В проходных каналах (рис. 5.2.2) кроме трубопроводов подающей и обратной сетевой воды, размещают водопроводные трубы питьевой воды, силовые кабели и т.д. Это наиболее дорогие каналы, но и более надежные, так как позволяют организовать постоянный легкий доступ для ревизий и ремонта, без нарушения дорожных покрытий и мостовых. Такие каналы оборудуются освещением и естественной вентиляцией.

Рисунок 5.2.2. Непроходной канал: 1 – стеновой блок, 2 – блок перекрытия, 3 – бетонная подготовка

Непроходные каналы (рис. 5.2.2) позволяют разместить в себе только подающий и обратный теплопроводы, для доступа к которым необходимо срывать слой грунта и снимать верхнюю часть канала. В непроходных каналах и бесканально прокладывается большая часть теплопроводов.

Полупроходные каналы (рис. 5.2.3) сооружают в тех случаях, когда к теплопроводам необходим постоянный, но редкий доступ. Полупроходные каналы имеют высоту не менее 1400 мм, что позволяет человеку передвигаться в нем в полусогнутом состоянии, выполняя осмотр и мелкий ремонт тепловой изоляции.

Рисунок 5.2.3. Железобетонный полупроходной канал

Наибольшую опасность для теплопроводов представляет коррозия внешней поверхности, происходящая вследствие воздействия кислорода, поступающего из грунта или атмосферы вместе с влагой; дополнительным катализатором являются диоксид углерода, сульфаты и хлориды, всегда имеющиеся в достаточном количестве в окружающей среде. Для уменьшения коррозии теплопроводы покрывают многослойной изоляцией, обеспечивающей низкое водопоглощение, малую воздухопроводность и хорошую теплоизоляцию.

Наиболее полно этим требованием удовлетворяет конструкция, состоящая из двух труб - стальной (теплопровод) и полиэтиленовой, между которыми размещается ячеистая полимерная структура пенополиуретана. Последний имеет теплопроводность втрое ниже, чем обычные теплоизолирующие материалы.

Тепловые сети

Тепловая сеть– это совокупность трубопроводов и устройств, обеспе-

чивающих посредством теплоносителя (горячей воды или пара) транспортировку теплоты от источника теплоснабжения к потребителям.

Конструкционно тепловая сеть включает трубопроводы с теплоизоляцией и компенсаторами, устройства для укладки и закрепления трубопроводов, а так же запорную или регулирующую арматуру.

Выбор теплоносителя определяется анализом его положительных и отрицательных свойств. Основные преимущества водяной системы теплоснабжения: высокая аккумулирующая способность воды; возможность транспортировки на большие расстояния; по сравнению с паром меньшие потери тепла при транспортировке; возможность регулирования тепловой нагрузки путем изменения температуры или гидравлического режима. Основной недостаток водяных систем – это большой расход энергии на перемещение теплоносителя в системе. Кроме того, использование воды в качестве теплоносителя, возникает необходимость в специальной ее подготовке. При подготовке в ней нормируются показатели карбонатной жесткости, содержание кислорода, содержание железа и pH. Водяные тепловые сети обычно применяются для удовлетворения отопительно – вентиляционной нагрузки, нагрузки горячего водоснабжения и технологической нагрузки малого потенциала (температура ниже 100 0 С).

Преимущества пара как теплоносителя следующие: малые потери энергии при движении в каналах; интенсивная теплоотдача при конденсации в тепловых приборах; в высокопотенциальных технологических нагрузках пар можно использовать с высокими температурой и давлением. Недостаток: эксплуатация паровых систем теплоснабжения требует соблюдения особых мер безопасности.

Схема тепловой сети определяется следующими факторами: размещением источника теплоснабжения по отношению к району теплового потребления, характером тепловой нагрузки потребителей, видом теплоносителя и принципом его использования.

Тепловые сети подразделяются на:

Магистральные,прокладываемые по главным направлениям объектов теплопотребления;

Распределительные,которые расположены между магистральными тепловыми сетями и узлами ответвления;

Ответвления тепловых сетей к отдельным потребителям (зданиям).

Схемы тепловых сетей применяют, как правило, лучевые, рис. 5.1. От ТЭЦ или котельной 4 по лучевым магистралям 1 теплоноситель поступает к потребителю теплоты 2. С целью резервного обеспечения теплотой потре
бителей лучевые магистрали соединяются перемычками 3.

Радиус действия водяных сетей теплоснабжения достигает

12 км.
При небольших протяженностях магистралей, что характерно для сельских тепловых сетей, применяют радиальную схему с постоянным уменьшением диаметра труб по мере удаления от источника теплоснабжения.

Укладка тепловых сетей может быть надземной (воздушной) и подземной.

Надземная укладка труб (на

отдельно стоящих мачтах или эстакадах, на бетонных блоках и применяется на территориях предприятий, при сооружении тепловых сетей вне черты города при пересечении оврагов и т.д.

В сельских населенных пунктах наземная прокладка может быть на низких опорах и опорах средней высоты. Этот способ при- меним при температуре тепло-

носителя не более 115 0 С. Подземная прокладка наиболее распространена. Различают канальную и бесканальную прокладку. На рис. 5.2 изображена канальная прокладка. При канальной прокладке, изоляционная конструкция трубопроводов разгружена от внешних нагрузок засыпки. При бесканальной прокладке (см. рис. 5.3) трубопроводы 2 укладывают на опоры 3 (гравийные

или песчаные подушки, деревян- ные бруски и другое).

Засыпка 1, в качестве которой используют: гравий, крупнозернистый песок, фрезерный торф, керамзит и т.п., служит защитой от внешних повреждений и одновременно снижает теплопотери. При канальной прокладке температура теплоносителя может достигать 180 °С. Для тепловых сетей, чаще всего используют стальные трубы диаметром от 25 до 400 мм. С целью предотвращения разрушения металлических труб вследствие температурной деформации по длине всего трубопровода через определенные расстояния устанавливаются к о м п е н с а т о р ы.

Различные конструктивные выполнения компенсаторов приведены на рис. 5.4.

Рис. 5.4. Компенсаторы:

а – П-образный; б – лирообразный; в – сальниковый; г – линзовый

Компенсаторы вида а (П-образный) и б (лирообразный) называют радиальными. В них изменение длины трубы компенсируется деформацией материала в изгибах. В сальниковых компенсаторах в возможно скольжение трубы в трубе. Втаких компенсаторах возникает потребность в надежной конструкции уплотнения. Компенсатор г – линзового типа выбирает изменение длины за счет пружинящего действия линз. Большие перспективы у с и л ь ф о н н ы х компенсаторов. Сильфон – тонкостенная гофрированная оболочка, позволяющая воспринимать различные перемещения в осевом, поперечном и угловом направлениях, снижать уровень вибраций и компенсировать несоосность.

Трубы укладываются на специальные опора двух типов: свободные и неподвижные. Свободные опоры обеспечивают перемещение труб при температурных деформациях. Неподвижные опоры фиксируют положение труб на определенных участках. Расстояние между неподвижными опорами зависит от диаметра трубы, так, например, при D = 100 мм L= 65 м; при D = 200 мм L = 95 м. Между неподвижных опор под трубы с компенсаторами устанавливают 2…3 подвижных опоры.

В настоящее время вместо металлических труб, требующих серьезной защиты от коррозии, начали широко внедряться пластиковые трубы. Промышленность многих стран выпускает большой ассортимент труб из поли-мерных материалов (полипропилена, полиолефена); труб металлопластиковых; труб, изготовленных намоткой нити из графита, базальта, стекла.

На магистральных и распределительных тепловых сетях укладывают трубы с теплоизоляцией, нанесенной индустриальным способом. Для теплоизоляции пластиковых труб предпочтительнее использовать полимеризующиеся материалы: пенополиуретан, пенополистерол и др. Для металлических труб используют битумоперлитовую или фенольнопоропластовую изоляцию.

5.2. Тепловые пункты

Тепловой пункт – это комплекс устройств, расположенных в обособленном помещении, состоящих из теплообменных аппаратов и элементов теплотехнического оборудования.

Тепловые пункты обеспечивают присоединения теплопотребляющих объектов к тепловой сети. Основной задачей ТП является:

– трансформация тепловой энергии;

– распределение теплоносителя по системам теплопотребления;

– контроль и регулирование параметров теплоносителя;

– учета расходов теплоносителей и теплоты;

– отключение систем теплопотребления;

– защита систем теплопотребления от аварийного повышения параметров теплоносителя.

Тепловые пункты подразделяются по наличию тепловых сетей после них на: центральные тепловые пункты (ЦТП) и индивидуальные тепловые пункты (ИТП). К ЦТП присоединяются два и более объекта теплопотребления. ИТП подсоединяет тепловую сеть к одному объекту или его части. По размещению тепловые пункты могут быть отдельно стоящие, пристроенные к зданиям и сооружениям и встроенные в здания и сооружения.

На рис. 5.5 приведена типичная схема систем ИТП, обеспечивающего отопление и горячее водоснабжение отдельного объекта.

Из тепловой сети к запорным кранам теплового пункта подведены две трубы: п о д а ю щ а я (поступает высокотемпературный теплоноситель) и

о б р а т н а я (отводится охлажденный теплоноситель). Параметры теплоносителя в подающем трубопроводе: для воды (давление до 2,5 МПа, температура – не выше 200 0 С), для пара (р t 0 C). Внутри теплового пункта установлены как минимум два теплообменных аппарата рекуперативного типа (кожухотрубные или пластинчатые). Один обеспечивает трансформацию теплоты в систему отопления объекта, другой – в систему горячего водоснабжения. Как в ту, так и в другую системы перед теплообменниками вмонтированы приборы контроля и регулирования параметров и подачи теплоносителя, что позволяет вести автоматический учет потребляемой теплоты. Для системы отопления вода в теплообменнике нагревается максимум до 95 0 С и циркуляционным насосом прокачивается через нагревательные приборы. Циркуляционные насосы (один рабочий, другой резервный) устанавливаются на обратном трубопроводе. Для горячего водоснаб-

жения вода, прокачиваемая через теплообменник циркуляционным насосом, нагревается до 60 0 С и подается потребителю. Расход воды компенсируется в теплообменник из системы холодного водоснабжения. Для учета теплоты, затраченной на нагрев воды, и ее расхода устанавливаются соответствующие датчики и регистрирующие приборы.

Тепловая сеть - система трубупроводных коммуникаций, по которой теплоноситель (пар или горячая вода) переносит тепло от источника (теплогенератор - котёл) к потребителям и возвращается обратно: по той же системе коммуникаций-теплопроводов, называемых системой централизованного теплоснабжения. Строительство в данной сфере относится к наиболее ответственным и технически сложным работам, так как прокладка элементов трубопроводной системы в городских и загородных хозяйствах делает весьма трудозатратным их ремонт и аварийное восстановление, что вынуждает предъявлять повышенные требования к качеству капитального строительства. Высокие температуры и давление требуют не менее высокую надежность и гарантии безопасности тепловых сетей (теплотрасс).

По принципиальному типу устройства схемы магистральных тепловых сетей условно подразделяются на кольцевые и радиальные (тупиковые). Между отдалёнными магистральными сетями обычно предусматриваются соединения-перемычки: для того, чтобы при возникновении аварийной ситуации не было чрезмерных перерывов в снабжении теплом. При очень большой протяженности магистральной тепловой сети, в ней устанавливается дополнительный узел - подкачивающая насосная подстанция. С этой целью, под землёй (где обычно и проходят тепловые сети, а также находятся места ответвлений), оборудуются специальные камеры, в которых размещаются сальниковые компенсаторы и трубопроводная арматура (запорно-регулировочной конструкции).

Именно магистральные тепловые сети имеют наибольшую протяженность, так как могут быть удалены от источника тепла на несколько километров и даже более. При строительстве магистральных теплотрасс используются трубопроводы из специальных сталей (для высокотемпературных рабочих сред), диаметр таких труб может достигать 1400 мм. В ситуациях, когда теплоноситель поставляют несколько генерирующих предприятий, на магистральных трубопроводах создают т. н. закольцовки. По сути, объединяющие все эти предприятия в одну теплосеть. Такое решение позволяет серьёзно повысить уровень надёжности снабжения тепловых пунктов и, соответственно, надёжность снабжения теплом конечного потребителя.Тепловая сеть - система трубупроводных коммуникаций, по которой теплоноситель (пар или горячая вода) переносит тепло от источника (теплогенератор - котёл) к потребителям и возвращается обратно: по той же системе коммуникаций-теплопроводов, называемых системой централизованного теплоснабжения. Строительство в данной сфере относится к наиболее ответственным и технически сложным работам, так как прокладка тепловых систем в городских и загородных хозяйствах делает весьма трудозатратным их ремонт и аварийное восстановление, что вынуждает предъявлять повышенные требования к качеству капитального строительства. Высокие температуры и давление требуют не менее высокую надежность и гарантии безопасности тепловых сетей (теплотрасс).

При авариях, время от времени происходящих на магистралях и в котельных, теплоснабжением аварийного участка теплосети занимается одна из соседних котельных данной теплосети. В некоторых случаях устраивается плановое перераспределение нагрузки между теплогенерирующими предприятиями. Вода, подготовленная особым способом, с заданными показателями карбонатной жесткости, содержания кислорода и железа, используется в качестве теплоносителя для магистральных сетей. Обычная водопроводная («жёсткая») вода не должна попадать в магистральную теплосеть, поскольку её химический состав при высоких температурах приводит к ускоренному коррозионному износу трубопровода. В том числе, и для предотвращения этого в проектах тепловых сетей предусматривается такая специальная конструкция, как тепловой пункт. Такой тепловой пункт в норме должен быть удалён от потребителей не более чем на километр. И в пределах городской черты это расстояние достигает по протяженности, в среднем, около двух кварталов.

Тепловые сети городов

Теплопроводы могут быть подземными и надземными.

Рисунок 5.2.1. Городской коллектор для теплопроводов из объемных элементов

Рисунок 5.2.2. Непроходной канал: 1 – стеновой блок, 2 – блок перекрытия, 3 – бетонная подготовка

Рисунок 5.2.3. Железобетонный полупроходной канал

А.А. Яковлев, директор,
Н.А. Орлов, главный метролог,
И.А. Ионова, начальник участка № 3,
ООО «Тепловые сети г. Железнодорожный», г. Железнодорожный

О Предприятии

Город Железнодорожный расположен в 15 км от Москвы, его население составляет около 120 тыс. чел.

В 1969 г. в городе было создано Предприятие объединенных котельных и тепловых сетей города, в которое изначально входило только две котельные, суммарной установленной мощностью 34 Гкал/ч. Эти котельные снабжали тепловой энергией и горячей водой жилые здания двух микрорайонов.

Дальнейший рост установленной тепловой мощности предприятия был связан с принятием на свой баланс ряда ведомственных котельных.

В 2007 г предприятие было преобразовано в ООО «Тепловые сети г. Железнодорожный», после чего с администрацией города был заключен договор аренды сроком на 49 лет на все тепловое хозяйство, находящееся на балансе «Теплосети».

Сегодня в аренде и на обслуживании ООО «Тепловые сети г. Железнодорожный» находятся 18 котельных, имеющих в своем составе 69 котлов установленной мощностью 379,8 Гкал/ч. На предприятии работает около 500 чел., которые занимаются обслуживанием и эксплуатацией не только котельного оборудования, но и 176,6 км теплотрасс в 2-трубном исчислении, 36 ЦТП. В соответствии с утвержденной схемой теплоснабжения го. Железнодорожный предприятие определено как Единая Теплоснабжающая Организация в своей зоне действия.

Источники тепла

Большинство котельных, находящихся в эксплуатации ООО «Тепловые сети г. Железнодорожный», получены от различных ведомств. Достаточно активно этот процесс происходил в 1990-е гг., после того, как был получен статус самостоятельного предприятия. Помимо котельных, на баланс предприятия передавались и тепловые сети. К сожалению, в большинстве случаев состояние передаваемых источников тепла и тепловых сетей оставляло желать лучшего. Например, на одной из таких котельных из 5 паровых котлов мог работать только один, и притом только на одной горелке.

В основном на предприятии эксплуатируются водогрейные котельные, две из которых в свое время были переведены с парового режима работы в водогрейный. Ввиду отсутствия достаточных свободных средств, перевод остальных семи паровых котельных пока не проводился. Следует отметить, что при организации технологического процесса перевода с парового на водогрейный режим потребовалось провести дополнительное обучение персонала работе с вакуумной деаэрацией. Все котельные работают на природном газе по температурному графику 115/70 или 130/70 О С.

В настоящее время ведутся строительно-монтажные и пусконаладочные работы, в результате которых планируются к вводу в эксплуатацию 5 новых котельных на территории города (рис. 1).

Рис. 1. Модернизированные котельные.

Модернизация теплотехнического оборудования во всех котельных ведется постоянно. С некоторыми из основных наших подрядчиков мы работаем в этом направлении уже несколько лет. В частности, проведены работы по замене поверхностей нагрева котлов ПТВМ, ДКВР, ТВГ, по установке современных пластинчатых теплообменных аппаратов; по ремонту и замене кожухотрубных подогревателей, фильтров ХВО. Кроме этого, после окончания ремонтных работ специалистами фирмы проводится наладка отремонтированного оборудования.

После долгого анализа средств автоматизации, представленных на российском рынке, было принято решение о применении разработок отечественного производства программно-технического комплекса. Развертывание системы автоматизации и диспетчеризации внедрялось планомерно.

Как мелкие, так и крупные котельные в той или иной степени автоматизированы, в первую очередь, организован автоматический розжиг котлов и дальнейшее отслеживание параметров их работы. В связи с этим существенно повысилась надежность оборудования, оперативность и эффективность работы персонала. Данные о режимах работы объектов выведены на рабочие места операторов и в диспетчерский пункт. Быстрое оповещение о нештатных ситуациях позволило своевременно, дистанционно устранять многие возникающие неполадки и уменьшить количество выездов ремонтных бригад (рис. 2).

Рис. 2. «Боевой пост» оператора котельной.

На сегодняшний день в эксплуатации находится практически весь спектр российских котлов, и водогрейных, и паровых. Среди них представлены как классические серии, такие как ПТВМ, ТВГ и КВГМ, ДКВР и ДЕ, Зиосаб и др., так и достаточно экзотические. Например, на одной из котельных до сих пор находятся в рабочем состоянии котлы выпуска конца XIX в.

Памятник истории

Котел «Ланкаширский» был построен в 1896 г в Англии на заводе Daniel Adamson Du Kinfild. Котлоагрегаты в количестве трех единиц были установлены в 1896 г. в селе Саввино Богородского уезда Московской губернии на красильной и прядильной фабриках Саввинской мануфактуры Вакулы Морозова, сыновей Ивана Молякова и Ко.

В те времена назначением этих котлов была выработка пара, необходимого для процесса крашения и приведение в движение паровой машины. Первым механиком котлов был Андрей Фомич Ольдредъ.

«Ланкаширский» котел - это паровой цилиндрический котел с двумя паровыми трубами и топкой, расположенной в начале этих труб. Продукты сгорания на выходе из жаровых труб направляются по двум боковым дымоходам и выходят в общий газоход. Усовершенствованием ланкаширских котлов явилась установка в жаровых трубах кипятильных труб Галловея с целью усиления циркуляции воды из нижней части котла в верхнюю и для увеличения поверхности нагрева котла. Котел «Ланкаширский» работает на естественной тяге (без дымососа и вентилятора). Цилиндр котла состоит из секций, которые соединяли между собой клепочной системой, лишь небольшое количество клепок и кипятильные трубы за время эксплуатации были заменены.

Данные котлы работали на мазуте, при фабрике было свое мазутное хозяйство, так же они имели возможность работы на угле.

«Ланкаширские» котлы вырабатывали пар для хлопкопрядильной фабрики до 1967 г., после чего 2 агрегата были сняты с учета в управлении центрального округа Гостехнадзора СССР в связи с переводом на водогрейный режим с температурой воды до 115 О С.

В 1969 г. котлы были переведены на газовое топливо, а вместо мазутных форсунок были установлены инжекционные горелки Казанцева. Котельные агрегаты, переведенные на водогрейный режим, стали работать на обеспечение тепловой энергией домов, где проживали рабочие фабрики, при этом один котел работал на нужды горячего водоснабжения, другой на отопление.

В 1985 г. на котельной Саввинской хлопкопрядильной фабрики была произведена реконструкция с установкой водогрейного котла ТВГ-4Р, а третий оставшийся паровой котел «Ланкаширский» был демонтирован. Два котла «Ланкаширские» еще оставались на тот момент в эксплуатации (рис. 3).

Рис. 3. Котлы «Ланкаширские», общий вид.

До сегодняшнего времени сохранились паспорта двух котлов «Ланкаширских» (рис. 4), где можно прочесть все записи по их ремонту. Так при работе на мазуте было большое скопление сажи, накипи и ржавчины. Проводились профилактические работы по ремонту и обследованию экспертизы металла котлов. При переводе котлов на химочищенную воду количество накипи, ржавчины, появления язв в металле значительно сократилось и тем самым увеличился срок их службы.

В последние годы, перед уходом на заслуженный отдых, котлы «Ланкаширские» работали только в летний сезон на подачу теплоносителя на ЦТП, ИТП жилых домов, для приготовления горячей воды на весь мкр. Саввино г. о. Железнодорожный. Из уважения к патриархам, данные котельные установки по-прежнему находятся в резерве, их всегда можно запустить в работу в экстренных ситуациях. И по-прежнему проводятся текущие работы котлов: осмотр, чистка внутренних поверхностей, гидравлические испытания - как говорится: «наш бронепоезд...».

Котлы «Ланкаширские» произведены 120 лет назад, и, что называется, «на века»: их производительность практически не изменилась за долгие годы эксплуатации, а главная работа машиниста состояла только в том, чтобы следить за давлением и температурой воды на выходе из котла во время его работы.

Тепловые сети

Политика предприятия в последние годы была направлена в основном на замену изношенных тепловых сетей с целью повышения надежности теплоснабжения города. На сегодня диаметры эксплуатируемых трубопроводов тепловых сетей находятся в диапазоне от 50 до 500 мм.

Большая часть тепловых сетей в минераловатной изоляции была проложена в канале. Но эксплуатационные условия для трубопроводов канальной прокладки в городе не являются удовлетворительными, особенно в его центральной части. Связано это с несколькими основными причинами: грунтовые воды расположены очень близко, и они достаточно коррозионно-активные; в городе много низменных и подболоченных участков; через город проходит электрифицированная железная дорога. К сожалению, в г. Железнодорожный есть места, где практически отсутствует ливневая канализация и, по сути, каналы наших тепловых сетей часто выступают элементами этой канализации. В одной из частей города - на высоком берегу р. Пехорка - грунты песчаные и условия для канальной прокладки хорошие - каналы тепловых сетей сухие. Но, к сожалению, это очень малая часть города и соответственно доля «нормальных» тепловых сетей канальной прокладки также мала.

С целью повышения надежности теплоснабжения города, в первую очередь, в центральной его части, предприятие практически отказалось от применения канальной прокладки трубопроводов тепловых сетей и перешло на бесканальную прокладку предизолированных труб, на трубы из сшитого полиэтилена и гибкие трубопроводы.

На сегодняшний день проложено более 35 км труб в ППУ изоляции в двухтрубном исчислении. Технологию бесканальной прокладки труб в ППУ изоляции начали применять более 20 лет назад. Предварительно изолированные трубы и элементы к ним в ППУ изоляции ООО «Тепловые сети г. Железнодорожный» закупает у разных производителей, в том числе и у завода ООО «Вадис-центр», расположенного в г. Железнодорожный, что позволяет в очень сжатые сроки проводить перекладку тепловых сетей за счет быстрого выполнения заказов фирмой-производителем. Иногда при замене участков трубопроводов, доставшихся от различных ведомств, наше предприятие не обладает даже технической документацией на них. Поэтому часто реальная картина получается уже непосредственно после вскрытия участка тепловых сетей, проложенных в канале. И опять же, наличие местного поставщика труб в ППУ изоляции помогает нам быстро проводить эту замену (например, при изоляции геометрически сложных конструкций), т.к. поставка предизолированных труб и их элементов в ППУ изоляции занимает минимум времени.

За время эксплуатации труб в ППУ изоляции никаких аварийных ситуаций на них не возникало. Были некоторые механические повреждения ППУ изоляции, вызванные пожарами на вводе в дома, повреждения при раскопках, но естественным образом трубопроводы в ППУ изоляции из строя никогда не выходили. Это связано не только с качеством самих труб, но и с культурой их прокладки. Чтобы добиться необходимого качества прокладки труб в ППУ изоляции, сотрудникам предприятия очень долго и кропотливо пришлось работать с подрядными строительными организациями, т.к. требования к прокладке этих труб намного жестче, чем для канальной прокладки труб в минераловатной изоляции. Только при выполнении всех требований, изложенных в соответствующей нормативно-технической документации, по качественной прокладке предизолированных труб в ППУ изоляции, можно гарантировать их длительный срок службы.

Уже около 10 лет на предприятии применяются гибкие гофрированные предизолированные трубы. Поскольку внутренняя труба изготавливается из нержавеющей стали, в качестве тепловой изоляции используется полиэтиленовая гидроизолирующая оболочка, то эти трубы работают у нас на температурных графиках 115/70 и 130/70 О С. Единственная проблема - это их высокая стоимость; других вопросов, связанных с монтажом и эксплуатацией труб такого типа, ни разу не возникало. Использование их особенно актуально на участках тепловых сетей со сложной геометрией прокладки.

Наличие системы ОДК на предизолированных трубопроводах является неотъемлемой составляющей данной технологии. Последние 7 лет на предприятии активно ведется работа по сведению показаний со всех локальных участков трубопроводов тепловых сетей в ППУ изоляции, оборудованных системой ОДК, в диспетчерскую.

Проблема низкого «срока жизни» трубопроводов ГВС, как и у многих теплоснабжающих организаций, является одной из основных на предприятии. В этом плане очень хорошо себя зарекомендовали гибкие армированные теплоизолированные трубы из сшитого полиэтилена, которые более 10 лет применяются на предприятии вместо стальных. В эксплуатации проблем с ними также не возникало, правда, был один курьезный случай - на вводе в дом в подвале «бомжи» подожгли трубу, в результате чего ввод сгорел. Сейчас для предотвращения возможных повторов таких ситуаций вводы «закрываются». Единственный недостаток, на взгляд наших специалистов, заключается в ограничении сортамента по максимальному диаметру этих труб в связи со сложностью транспортировки и монтажа.

На всех тепловых сетях на протяжении многих лет проводятся гидравлические и температурные испытания. Активно используются установки электрохимической защиты трубопроводов от блуждающих токов, в связи с наличием большого числа железнодорожных путей в черте города. Для обнаружения утечек применяются акустические течеискатели и тепловизоры.

Последние годы объемы замены тепловых сетей в г. Железнодорожный значительные. Это происходит, в том числе, и благодаря реализации муниципальной программы по развитию жилищно-коммунального хозяйства г. Железнодорожный, проводимой администрацией города в последние годы. Администрация приняла абсолютно правильное решение: перед тем, как благоустраивать территорию, необходимо заменить все коммуникации, находящиеся под землей.

Тепловые пункты

Все эти годы, как было указано выше, основной целью предприятия является приведение в порядок источников тепла и тепловых сетей, которые достались в «наследство» от ведомственных организаций. К сожалению, должного внимания реконструкции ЦТП практически не уделялось. В настоящее время ситуация изменилась. С 2010 г предприятием реализуется Инвестиционная программа «Развитие системы теплоснабжения городского округа Железнодорожный на 2010-2018 гг». Основной целью программы является реконструкция и модернизация 10 ЦТП, находящихся в зоне действия котельной № 7. В рамках программы проводятся следующие мероприятия:

■ ремонт строительных конструкций тепловых пунктов с дополнительным утеплением;

■ замена установленных в ЦТП кожухотрубных теплообменников на современные пластинчатые;

■ замена насосов на энергоэффективные с частотно-регулируемым приводом (ЧРП).

Опыта перехода с ЦТП на ИТП на предприятии пока нет. По нашему мнению, при условии нормальной работы существующих ЦТП, не стоит отказываться от них в пользу ИТП, в силу высоких финансовых затрат и длительного периода окупаемости. За счет внедрения насосов подмеса и простейшей автоматики для регулирования тем

пературы теплоносителя на ЦТП можно организовать нормальный режим теплоснабжения зданий, исключая возможные «перетопы» и «недотопы» в них, что мы и реализовываем. Хотя за ИТП, безусловно, будущее, поэтому вопрос использования ИТП при новом строительстве не обсуждается - здесь его эффективность оправдана.

Метрологическая группа

В настоящее время точность измерения находится на одном из первых мест по своей значимости. Точность необходима и в контроле параметров давления, температуры, расхода воды, пара, газа на объектах теплоснабжения и тепловых сетях, и в настройке параметров автоматики безопасности котлов и системы контроля содержания угарного газа СО и метана СН 4 в помещениях котельных. Поэтому необходимость в метрологическом обеспечении не вызывает сомнений.

Группа метрологии входит в состав службы КИПиА и Метрологии предприятия. В метрологической группе задействовано 6 сотрудников: главный метролог, инженер-метролог, мастер и трое наладчиков. Существующий состав формировался и укреплялся годами, и теперь у сотрудников на обслуживании находятся 18 котельных и большинство ЦТП. Спектр применяемых средств измерения очень широк и разнообразен. Так ежегодно через руки сотрудников метрологической группы проходит: 2000 ед. манометров технических, котловых, электроконтактных, 300 ед. тягонапоромеров и напоромеров, дифманометры, газосигнализаторы, а также сотни термометров и преобразователей давления различного типа. Все котельные Теплосети оснащены узлами учета газа, состоящими из счетчиков газа и корректоров параметров газа, а также узлами учета тепловой энергии, холодной и горячей воды, которым необходима периодическая поверка через интервалы, установленные методикой поверки.

Данные средства измерений перед сдачей в поверку должны пройти тщательную проверку, а при необходимости - ремонт. Так при подготовке к отопительному сезону 2014-2015 гг. было отремонтировано около 500 манометров технических, котловых и электроконтактных, а также введено 105 новых манометров.

Из-за огромного числа средств измерений и больших затрат на проведение их поверки появилась необходимость в аккредитации собственной метрологической службы на право проведения поверки СИ. Для этого созданы и оснащены две лаборатории. В одной из них расположена установка для поверки счетчиков газа с максимальным расходом газа 6500 м 3 /ч и диаметром до 400 мм, а также термостаты, калибраторы температуры и давления для поверки разнообразных термометров, тепловычислителей, теплосчетчиков и корректоров газа. Во второй лаборатории расположены грузопоршневые манометры, гидравлические прессы, калибраторы давления для поверки манометров, датчиков давления, дифманометров, тягонапоромеров, а также поверочные газовые смеси ПГС для поверки газосигнализаторов, применяемых на объектах Теплосети. Была получена аккредитация на право поверки средств измерений. Общий объем финансовых вложений составил более 500 тыс. рублей (рис. 5).

Проводя качественный ремонт и поверку средств измерений для собственных нужд, и своевременно планируя свою работу, уменьшилось количество выездов на объекты для устранения неисправностей в течение отопительного сезона, тем самым появилась возможность проведения ремонта и поверки средств измерений для сторонних организаций.

Все ремонтируемые и поверяемые средства измерений фиксируются в базе данных, составляются графики их поверки, согласованные с графиком останова котельных, тем самым происходит постоянный контроль за соблюдением точности измерений. На предприятии постоянно происходит процесс модернизации и обновления применяемых средств измерений, заставляющий сотрудников постоянно совершенствоваться, изучая и осваивая современные приборы.

Создание собственной метрологической службы позволяет снизить затраты на поверку оборудования на 15-20%, а также способствует процессу модернизации и обновления предприятия, совершенствованию персонала.

Заключение

В планах предприятия работа по дальнейшей замене тепловых сетей на предварительно изолированные трубы, модернизация центральных тепловых пунктов и котельных, повышение уровня автоматизации теплоэнергетических объектов, ввод в эксплуатацию вновь построенных котельных с современным оборудованием и высоким КПД. При этом, несмотря на серьезные капиталовложения, тарифы для населения будут оставаться в рамках утвержденного предельного уровня, работы планируется выполнять за счет собственных средств, полученных в результате повышения энергоэффективности, и внебюджетных источников.

Важным направлением развития предприятия представляется работа по повышению платежной дисциплины жителей, внедрению энергосбережения у потребителей. Много времени и внимания администрация предприятия уделяет улучшению социально-бытовых условий работников, а также привлечению молодых кадров в отрасль. В связи с этим Общественной палатой города Железнодорожного совместно с сотрудниками предприятия организованы «Уроки жилищно-коммунальной грамотности» для учащихся городских образовательных учреждений. Программой предусмотрено 36 академических часов, курс будет состоять из 17 занятий, при этом в план включено посещение объектов ООО «Тепловые сети г Железнодорожный». Помимо получения базовых знаний в области ЖКХ эти занятия помогут школьникам профессионально сориентироваться и, возможно, выбрать наше предприятие для дальнейшего профессионального развития.