Гидравлическая устойчивость систем теплоснабжения — Мегаобучалка

Для обеспечения надежной работы тепловой сети и абонентских установок необходимо ограничить изменение давления в системе допустимыми пределами. При этом особое значение имеет режим подпитки и изменение давления в обратной магистрали. Повышение давления в обратном трубопроводе может вызвать недопустимый рост давлений в отопительных системах, присоединенных по зависимым схемам. Падение давления приводит к опорожнению верхних точек местных систем и к нарушению циркуляции в них.

Для ограничения колебаний давления в системе в одной, а при сложном рельефе местности в нескольких точках сети изменяют давление в зависимости от режима работы системы. Такие точки называются точками регулируемого давления. В тех случаях, когда по условиям работы системы давление в этих точках поддерживается постоянным как при статическом, так и при динамическом режимах, они называются нейтральными.

Постоянное давление в нейтральной точке поддерживается автоматически подпиточным устройством.

В небольших по протяженности сетях, когда статическое давление может быть равно давлению у всасывающего патрубка сетевого насоса, нейтральная точка О устанавливается у всасывающего патрубка сетевого насоса (рис. 6.3). Давление подпиточного насоса, выбранное из условия заполнения системы водой, сохраняется неизменным и при динамическом режиме, что обеспечивает наиболее простую схему подпиточного устройства.

В разветвленных тепловых сетях (рис. 6.4) закрепление нейтральной точки на одной из магистралей не обеспечивает необходимой устойчивости гидравлического режима. Допустим, что нейтральная точка О закреплена на обратной магистрали района II (график 1). При сокращении расхода воды в сетях этого района потери давления в трубопроводах уменьшаются, что при постоянном давлении в точке О приводит к росту давления у всасывающего патрубка сетевого насоса и к соответствующему повышению давления в магистралях района I (график 2).

При прекращении циркуляции в сети района II, давление во всасывающем патрубке сетевого насоса повысится до статического. Это приведет к дальнейшему росту давления во всех точках системы района I (график 3) и может быть причиной аварий в абонентских системах.

Поэтому нейтральную точку не следует размещать ни на одной из работающих магистралей. Закрепление нейтральной точки должно быть сделано на специально выполненной перемычке у сетевого насоса. Во время работы насоса в перемычке происходит циркуляция воды. Падение давления в перемычке равно падению давления в сети (рис. 6.5, а). Давление в нейтральной точке используется в качестве импульса, регулирующего величину подпитки.

При падении давления в системе и понижении давления в точке О увеличивается открытие регулятора подпитки РП и возрастает подача воды подпиточным насосом. С ростом давления в сети, например, при повышении температуры сетевой воды, давление в нейтральной точке возрастает, и клапан РП прикрывается, уменьшая подачу воды. Если после закрытия клапана РП давление продолжает расти, то дренажный клапан ДК сливает часть воды, давление восстанавливается.

Рис. 6.5. Пьезометрический график и схема подпитки сети с нейтральной точкой на перемычке сетевого насоса: АОВ – пьезометрический график перемычки;
I, II, III – пьезометрические графики соответственно районов I, II, III

Регулирование давления в сети можно осуществить с помощью регулировочных вентилей 1 и 2 на перемычке насоса (рис. 6.5, а). Так, частичное прикрытие вентиля 1 увеличивает давление у всасывающего патрубка сетевого насоса, что приводит к росту давления в сети. При полностью закрытом вентиле 1 циркуляция в перемычке прекращается, и давление у всасывающего патрубка Н_вс становится равным давлению в точке О. Давление в системе возрастает. Пьезометрический график перемещается вверх параллельно самому себе и занимает предельно высокое положение. Если закрыт регулировочный вентиль 2 (рис. 6.5), то давление на нагнетательном патрубке сетевого насоса становится равным давлению в нейтральной точке. Пьезометрический график переместится вниз до предельно низкого положения.

При сложном рельефе местности с большой разностью геодезических отметок или в случае присоединения группы зданий повышенной этажности не всегда представляется возможным принять одну величину гидростатического давления для всех абонентов. В этих условиях необходимо разделить систему на зоны с независимым гидравлическим режимом (рис. 6.6).

Основная нейтральная точка О закрепляется на перемычке сетевого насоса СН. Статическое давление S_I – S_I придерживается автоматически регулятором подпитки РП₁ и подпиточным насосом ПН₁. Дополнительная нейтральная точка О_II размещается на обратной линии в зоне II. Постоянное давление в ней поддерживается с помощью регулятора давления «до себя» РДДС. В случае прекращения циркуляции в сети и падения давления в верхней зоне РДДС закрывается, одновременно закрывается и обратный клапан ОК_, установленный на подающей линии. Благодаря этому верхняя зона гидравлически изолируется от нижней. Подпитка верхней зоны осуществляется с помощью подпиточного насоса ПН_II и регулятора подпитки РП_II по импульсу давлений в точке О_II.

Рис. 6.6. Пьезометрический график и схема тепловой сети с двумя нейтральными точками

Рассмотренная выше технология регулирования давления по так называемой нейтральной точке является общепринятой в учебной литературе, однако редко используется на практике. Как правило, в большинстве систем теплоснабжения основной точкой регулирования давления является точка в обратной магистрали теплоисточника во всасывающем трубопроводе сетевых насосов. Использование этой точки позволяет обеспечить надежную работу сетевых насосов, однако не гарантирует надежного гидравлического режима всей системы. Так, в открытых системах теплоснабжения при максимальном водоразборе возможно опорожнение верхних этажей зданий через обратную магистраль. На кафедре ТГВ УлГТУ разработана современная технология регулирования давления в тепловых сетях по давлению у критического, наиболее неблагополучного абонента (рис. 6.7).

В момент максимального водоразбора падает давление сетевой воды в обратной магистрали (линия 2’ на пьезометрическом графике). Снижение давления улавливает датчик давления, установленный на обратной магистрали теплосети в точке подключения «неблагополучной» местной системы отопления. Сигнал от датчика направляется на регулятор подпитки. Подпиточный насос увеличивает подачу воды из бака-аккумулятора в тепловую сеть до тех пор, пока давление не повысится до величины, обеспечивающей минимальный избыточный напор в обратной магистрали тепловой сети (линия 2” на пьезометрическом графике).

Гидравлический режим систем теплоснабжения в значительной степени зависит от нагрузки горячего водоснабжения. Суточная неравномерность водопотребления, а также сезонное изменение расхода сетевой воды на горячее водоснабжение существенно изменяют гидравлический режим системы.

При отсутствии регуляторов расхода переменная нагрузка горячего водоснабжения вызывает изменение расходов воды как в тепловой сети, так и в отопительных системах, особенно на концевых участках сети.

Центральное регулирование гидравлическим режимом в таких случаях возможно лишь при обеспечении одинаковой степени изменения расхода воды на отопление у всех потребителей. Для пропорциональной разрегулировки отопительных систем должны быть выполнены следующие условия:

· отношение расчетных расходов воды на горячее водоснабжение и отопление должно быть одинаково у всех абонентов при одинаковом суточном графике водопотребления;

· при начальной регулировке системы, производимой при расчетном расходе воды на вводах, у всех абонентов устанавливаются одинаковые полные давления в подающей линии перед элеватором Н_пэ и в обратном трубопроводе после отопительной системы Н_оэ.

Для гашения избыточных напоров в узлах ввода должны быть установлены дроссельные шайбы на подающем и обратном трубопроводах. Ввиду этого перепады напоров на всех вводах одинаковы. Гидравлический режим такой системы (рис. 6.8) эквивалентен режиму тепловой сети с одним эквивалентным абонентом, у которого расчетные расходы на вводе равны суммарным расходам в реальной сети.

Рис. 6.8. Пьезометрический график тепловой сети при пропорциональной разрегулировке абонентов: Н_н – напор насоса; DН_п – потери напора в подающем трубопроводе; DН_э – потери напора в абонентском узле ввода; DН_об – потери напора в обратном трубопроводе; Н_пэ – полный напор в подающей линии; Н_оэ – полный напор в обратной линии

В открытых системах теплоснабжения гидравлический режим зависит как от величины, так и от места водоразбора.

При установке на абонентских вводах регуляторов расхода РР по принципу связанного регулирования расход воды в подающем трубопроводе поддерживается постоянным при любой величине водоразбора. Расход воды и давление в обратном трубопроводе будут зависеть лишь от нагрузки горячего водоснабжения. С ростом водоразбора уменьшается расход воды в обратном трубопроводе, вследствие чего снижаются и потери давления в нем (рис. 6.9).

Рис. 6.9. Пьезометрический график открытой системы теплоснабжения при связанном регулировании на вводе: 1 – водоразбор отсутствует;
2 – среднечасовой водоразбор; 3 – максимальный водоразбор

Рис. 6.10. Пьезометрический график и схема открытой системы теплоснабжения при отсутствии на вводах регуляторов расхода: 1 – расчетный водоразбор из подающей магистрали (b=1);
2 – максимально часовой водоразбор из обратной магистрали (b=0)

При отсутствии регуляторов расхода водоразбор, отличающийся от расчетного, вызывает изменение расходов воды в магистральных трубопроводах и в отопительных системах. Водоразбор из обратной линии увеличивает располагаемые давления в сети за счет уменьшения потерь давления в обратном трубопроводе (рис. 6.10). Рост располагаемых давлений на вводах, в свою очередь, несколько повышает расход сетевой воды в отопительных системах и в подающем трубопроводе.

Работа крупных тепловых сетей при сложных рельефах местности практически невозможна без подстанций. С их помощью облегчается решение таких инженерных задач, как повышение пропускной способности действующих сетей, увязка гидравлических режимов, увеличение радиуса действия сетей, расширение возможностей центрального регулирования. Насосные подстанции подразделяются на подкачивающие и смесительные. Подкачивающие подстанции устраиваются на подающих и обратных трубопроводах для повышения или снижения напоров.

Подстанции на обратном трубопроводе обычно предусматриваются при значительном понижении рельефа местности в направлении от источника теплоты до потребителей или при большой протяженности сетей (рис. 6.11). Гидравлические режимы сетей с насосными подстанциями изменяются различно, в зависимости от наличия или отсутствия на абонентских вводах регуляторов расхода. Во всех случаях давление в обратном трубопроводе при выключенной насосной подстанции для концевых потребителей может превысить пределы прочности отопительных приборов. Включение в работу насосной подстанции при неавтоматизированных абонентских вводах приводит к увеличению общего расхода воды в сетях и росту потерь напора, в связи с чем уклоны пьезометрических линий увеличиваются. Поэтому располагаемые напоры на участках между ТЭЦ и подстанцией уменьшаются, а на участках между подстанцией и концевым потребителем – увеличиваются. В результате наблюдается несоответственная разрегулировка абонентских систем. На абонентских вводах с регуляторами расхода (РР) включение насосной подстанции не изменяет расхода воды в сети. В результате уклоны пьезометрических линий остаются неизменными, но на участках между подстанцией и концом сети напор в обратном трубопроводе уменьшается на величину напора, развиваемого насосами подстанции. Включение насосной подстанции на обратной магистрали дает возможность увеличить недостаточный располагаемый напор у концевых абонентов. Насосная подстанция разделяет тепловую сеть на две зоны с самостоятельными гидравлическими режимами, а при сложном рельефе местности и различными статическими уровнями S_I – S_I и S_II – S_II. Аварийная остановка насосов подстанции вызывает изменение гидравлического режима 2 на режим 1.

А В

Рис. 6.11. Пьезометрические графики и принципиальные схемы двухтрубной водяной тепловой сети с насосной подстанцией на обратной линии (А) и на подающем трубопроводе (В): а, г – с автоматизированными и неавтоматизированными вводами соответственно;
б, д – при отсутствии и наличии на вводах регуляторов расхода соответственно;
1 – пьезометрический график при отключении подстанции; 2 – то же с выключенной подстанцией; НП – насос подстанции; МК – мембранный рассечный клапан; РП – регулятор подпитки;
РПиР – регулятор подпитки и рассечки

Для предупреждения недопустимого роста давления у концевых потребителей устанавливаются мембранные клапаны рассечки МК, которые с повышением давления в нейтральной точке О_II полностью закрываются. Давление в отсеченной зоне II падает до статического. Под воздействием более высокого давления в обратном трубопроводе зоны I за подкачивающим насосом обратный клапан у подкачивающего насоса закрывается, в результате чего зона II низкого давления гидравлически изолируется от зоны I. Подпитка сети зоны II и поддержание статического давления S_II – S_II в ней производится автоматическим перепуском воды из обратной линии зоны I, находящейся под большим давлением, в зону с меньшим давлением с помощью регулятора подпитки РП_II.

Насосные подстанции на подающем трубопроводе применяют при значительном подъеме рельефа местности в направлении от источника теплоты к потребителям, а также при большой протяженности сетей (рис. 6.11). Разность геодезических отметок тепловой станции и потребителей может составлять несколько десятков и даже сотен метров. При едином для всей сети статическом напоре может произойти опорожнение у одних и раздавливание отопительных приборов у других потребителей. Поэтому тепловая сеть разбивается на независимые в статическом отношении зоны. Статический режим зоны II создается работой подпиточного насоса ПН_II с потребным напором Н_н.п.

Циркуляцию воды можно обеспечить сетевым насосом с напором Н_с.н. Но такое решение не всегда экономически и технически целесообразно, так как большой напор насоса удорожает теплофикационное оборудование станции, увеличивает расход электроэнергии на перекачку теплоносителя и повышает опасность разрыва подающих трубопроводов и оборудования абонентских вводов на ближайших к источнику теплоты участках.

С включением насосных подстанций на подающем трубопроводе уклоны пьезометрических линий на графике давления изменяются лишь при отсутствии на абонентских вводах регуляторов расхода. Причины, вызывающие изменение уклонов пьезометрических линий, аналогичны описанным для обратного трубопровода. Меняя напор подкачивающего насоса Н_н.п, можно создать нужные пределы располагаемых напоров в сетях зоны II.

Защита потребителей зоны II от опорожнения производится с помощью регулятора подпора и рассечки РПиР и регулятора давления РД. При понижении давления в точке а, вызванном остановкой подкачивающих насосов, регуляторы рассечки и давления закрываются, отключая сети зоны II. Постоянный статический напор S_II – S_II поддерживается подпиточным насосом ПН_II.

Подкачивающие подстанции могут быть установлены одновременно на обеих магистралях. Производительность подкачивающих насосов принимают по расходу воды на участке сети в месте установки насосов. Напор насосов Н_н._п определяют по пьезометрическим графикам.

Смесительные подстанции предназначены для понижения температуры сетевой воды с целью перехода с высокотемпературных графиков регулирования на более низкие путем подмешивания обратной воды.

Смесительные подстанции устанавливают на транзитных магистралях (рис. 6.12) или на ответвлениях распределительных трубопроводов. При этом насосы размещают на перемычке между подающим и обратным трубопроводами, и они служат для подачи обратной воды к клапанам смешения, установленным на подающем трубопроводе.

В месте установки смесительной подстанции сеть разделяют на две зоны: высоких (зона I) и пониженных (зона II) температур и давлений теплоносителя. На границе зон вследствие дросселирования воды в регуляторе РД и клапане КСиР возникает небольшой перепад напоров DН_п.с. Для нормальной работы сети необходимо, чтобы напор смесительных насосов превышал напор в подающем трубопроводе на 5 –10 м.

При выключении смесительных насосов клапан КСиР закрывается, гидравлически разобщая зоны I и II. При этом с прекращением циркуляции воды в зоне II в подающем и обратном трубопроводах устанавливается давление, определяемое давлением в обратном трубопроводе в конце зоны I (режим, показанный на пьезометрическом графике пунктиром).

Рис. 6.12. Принципиальная схема двухтрубной водяной тепловой сети со смесительной насосной подстанцией и пьезометрический график: СН – смесительный насос; КСиР – клапан смешения и рассечки

Смесительные подстанции применяют часто для автономного теплоснабжения рабочих районов (зона II), подключаемых к тепловым сетям (зона I) промышленных предприятий, в которых принят температурный график регулирования, недопустимый для отопления жилых домов. Смесительные подстанции наиболее эффективны в крупных двухтрубных, а также в однотрубных системах дальнего теплоснабжения, когда в магистральных сетях температура сетевой воды превышает 150°С или когда большие группы потребителей не могут использовать сетевую воду с температурой 150°С.

Дросселирующие подстанции используют для понижения давления теплоносителя к группам потребителей, расположенных на местности с большой разностью геодезических отметок. Уменьшение давления производят на отдельных участках магистральных сетей или на ответвлениях к потребителям. Такие подстанции применяют с целью типового присоединения отопительных приборов по наиболее простой зависимой схеме. Допустимые режимы динамического давления в нижней зоне I обеспечиваются на дроссельной подстанции регулятором давления «до себя», установленным на обратном трубопроводе. Регулятор давления настраивают на дросселирование напора Н_р._д, при котором давление в обратной линии зоны I не превышает 60 м. При аварийной остановке сетевого насоса статический напор S_II – S_II в зоне II вследствие утечек начнет падать до статического напора S_I – S_I. Защиту систем отопления зоны II от опорожнения производят отключением этих сетей с помощью обратного клапана на подающем трубопроводе и РДДС и включением подпиточного насоса ПН_II, установленных на подстанции.

Тепловая сеть – это система прочно и плотно соединенных между собой участков теплопроводов, по которым теплота с помощью теплоносителя (пара или горячей воды) транспортируется от источников к тепловым потребителям.

Направление теплопроводов (трасса) выбирается по тепловой карте района с учетом материалов геодезической съемки, плана существующих и намечаемых надземных и подземных сооружений, данных о характеристике грунтов, высоте стояния грунтовых вод. Следует стремиться к прокладке магистральной трассы в районе наиболее плотной тепловой нагрузки, к наименьшей длине теплопроводов и минимальному объему работ по сооружению сети.

Для предупреждения коррозии не рекомендуется прокладывать подземные тепловые сети в одном проезде параллельно с трамвайными путями и отсасывающими кабелями постоянного тока, а также на территориях бывших свалок, участков, подвергающихся затоплению загрязненными жидкостями, в заболоченных местах.

Вопрос о выборе типа теплопровода (надземный или подземный) решается с учетом местных условий и технико-экономических обоснований.

При высоком уровне грунтовых и внешних вод, большой густоте существующих подземных сооружений на трассе проектируемого теплопровода, сильно пересеченной оврагами местности и пересечении многоколейных железнодорожных путей в большинстве случаев отдается предпочтение надземным теплопроводам. Они обычно также применяются на территориях промышленных предприятий при совместной прокладке энергетических и технологических трубопроводов на общих эстакадах или высоких опорах.

В жилых районах из архитектурных соображений обычно применяется подземная прокладка тепловых сетей.

Однако опыт показывает, что надземные теплопроводы долговечнее и более ремонтнопригодны по сравнению с подземными. Поэтому желательно изыскивать возможность хотя бы частичного применения в городах надземных теплопроводов на низких отдельно стоящих опорах, в первую очередь на окраинах городов, в промышленных зонах, в районах, не подлежащих застройке.

В особо тяжелых грунтовых условиях (вечномерзлые грунты, просаживающиеся и заболоченные участки) должны, как правило, применяться надземные теплопроводы.

При выборе трассы теплопровода следует руководствоваться в первую очередь условиями надежности теплоснабжения, безопасности работы обслуживающего персонала и населения, возможностью быстрой ликвидации неполадок и аварий.По условиям безопасности работы тепловых сетей и надежности теплоснабжения не допускается прокладка в общих каналах теплопроводов совместно с кислородопроводами, газопроводами, трубопроводами сжатого воздуха давлением выше 1,6 МПа, трубопроводами легковоспламеняющихся и ядовитых жидкостей и газов, трубопроводами фекальной и ливневой канализации.

При проектировании подземных теплопроводов по условиям снижения начальных затрат следует выбирать минимальное количество камер, сооружая их только в пунктах установки арматуры и приборов, нуждающихся в обслуживании. Количество требующихся камер сокращается при применении сильфонных или линзовых компенсаторов, а также осевых компенсаторов с большим ходом (сдвоенных компенсаторов), естественной компенсации температурных деформаций.

Согласно СНиП 2.04.07-86 заглубление тепловых сетей от поверхности земли или дорожного покрытия должно быть до верха перекрытия каналов и туннелей 0,5 м, до верха перекрытия камер 0,3 м, до верха оболочки бесканальной прокладки 0,7 м.

На непроезжей части допускаются выступающие на поверхность земли перекрытия камер и вентиляционных шахт на высоту 0,4 м.

Для облегчения опорожнения (дренажа) теплопроводов их прокладывают с уклоном к горизонту. Минимальный уклон водяных сетей принимается равным 0,002. Направление уклона безразлично. В паровых сетях минимальный уклон принимается равным 0,002 при направлении уклона по ходу пара и 0,01 против хода пара.

Для защиты паропровода от попадания конденсата из конденсатопровода в период остановки паропровода или падения давления пара после конденсатоотводчиков должны устанавливаться обратные клапаны или затворы.

Выбранное направление трассы тепловых сетей с учетом норм приближения к сооружениям и смежным коммуникациям наносится на план геодезической съемки с привязкой оси трассы к существующим зданиям или другим сооружениям.

По трассе тепловых сетей строится продольный профиль, на который наносят планировочные (красные) и существующие (черные) отметки земли, уровень стояния грунтовых вод, существующие и проектируемые подземные коммуникации и другие сооружения, пересекаемые теплопроводом, с указанием вертикальных отметок этих сооружений. На рис. 7.1 приведены трасса и профиль участка подземного теплопровода в непроходном канале

Рис. 7.1. План трассы (а) и профиль теплопровода (б) в непроходном канале:
К – камера; НК – ниша компенсатора; НО – неподвижная опора; 1 – черные отметки земли;
2 – планировочные отметки земли; 3 – водосток; 4 – канализация; 5 – водопровод; 6– электрокабель

В общем случае теплопровод состоит из трех основных элементов:

· рабочего трубопровода, по которому транспортируется теплоноситель и который в современных условиях обычно выполняется из стальных труб, соединенных между собой с помощью сварки;

· изоляционной конструкции, предназначенной для защиты наружной поверхности стального трубопровода от коррозии и теплопровода в целом от тепловых потерь;

· несущей конструкции, воспринимающей весовую нагрузку теплопровода и другие усилия, возникающие при его работе, а также разгружающей стальной трубопровод и его изоляционную конструкцию от нагрузки окружающей среды (веса грунта, движущегося наземного транспорта, ветра).

Конструктивное выполнение указанных элементов зависит от типа теплопровода и используемых материалов. В некоторых типах теплопроводов, например в бесканальном теплопроводе с монолитной изоляцией, функции изоляционной и несущей конструкции совмещены в одном общем элементе.

В зависимости от используемых материалов изоляционная конструкция теплопровода может выполняться как в виде одного элемента, так и в виде нескольких последовательно соединенных элементов, например, нескольких наложенных друг на друга слоев изоляции, каждый из которых выполняет отдельную задачу (антикоррозионную защиту, тепловую защиту, защиту изоляции от влаги).

Современные теплопроводы должны удовлетворять следующим основным требованиям:

· надежная прочность и герметичность трубопроводов и установленной на них арматуры при ожидаемых в эксплуатационных условиях давлениях и температурах теплоносителя;

· высокое и устойчивое в эксплуатационных условиях тепло- и электросопротивление, а также низкие воздухопроницаемость и водопоглощение изоляционной конструкции;

· индустриальность и сборность; возможность изготовления в заводских условиях всех основных элементов теплопровода, укрупненных до пределов, определяемых типом и мощностью подъемно-транспортных средств; сборка теплопроводов на трассе из готовых элементов;

· возможность механизации всех трудоемких процессов строительства и монтажа;

· ремонтопригодность, т. е. возможность быстрого обнаружения причин возникновения отказов или повреждений и устранение их и их последствий путем проведения ремонта в заданное время;

· экономичность при строительстве и эксплуатации.

Все подземные теплопроводы, и в первую очередь теплопроводы бесканальные и в непроходных каналах, работают, как правило, в условиях высокой влажности и повышенной температуры окружающей среды, т. е. в условиях, весьма благоприятных для коррозии металлических сооружений. Поэтому важнейшим элементом является изоляционная конструкция, назначение которой не только защита теплопровода от тепловых потерь, но, что еще более важно, защита трубопровода от наружной коррозии. От успешного решения этой задачи непосредственно зависит долговечность теплопровода.

Высокое тепловое сопротивление изоляционной конструкции, что практически означает низкий коэффициент теплопроводности изоляционного слоя, необходимо для снижения тепловых потерь теплопровода.

Требование низкого влагопоглощения также связано с задачей снижения тепловых потерь, так как при увлажнении изоляционного слоя повышается его теплопроводность и возрастают тепловые потери. Однако этим не исчерпывается роль низкого влагопоглощения изоляционной конструкции. От влагопоглощения изоляционной конструкции, так же как и от ее воздухопроницаемости и электросопротивления, существенно зависит долговечность подземных теплопроводов.

Наружная поверхность стальных подземных трубопроводов подвержена воздействию часто взаимосвязанных процессов электрохимической и электрической коррозии. Основным агентом, вызывающим коррозию подземных теплопроводов, является кислород, растворенный во влаге, поступающей из окружающего грунта через изоляцию к поверхности трубы. Процесс коррозии интенсифицируется при наличии во влаге, поступающей из грунта, или в изоляционном слое, через который проходит влага, агрессивных веществ: диоксида углерода (СО₂), сульфатов (SO₄) или хлоридов (С1).

Другим источником поступления кислорода к наружной поверхности стального трубопровода является воздух. Обогащая влагу кислородом, воздух интенсифицирует коррозию. Поэтому для защиты наружной поверхности стальных трубопроводов от электрохимической коррозии необходимо обеспечить не только низкое водопоглощение, но и низкую воздухопроницаемость изоляционной конструкции.

В том случае, когда изоляционный слой выполнен из пористого материала, например, минеральной ваты, пенобетона, битумоперлита, необходимо защитить его от внешней влаги и воздуха наружным покрытием из материала с низким водопоглощением и низкой воздухопроницаемостью, например из полиэтилена или изола.

Основной метод защиты подземных теплопроводов от электрохимической коррозии заключается в выполнении изоляционного слоя из материала с высоким влаго- и электросопротивлением.

Другое возможное решение этой задачи заключается в электрической изоляции металла от электролита путем наложения на наружную поверхность стальных трубопроводов антикоррозионного покрытия, имеющего большое электрическое сопротивление, например путем эмалирования наружной поверхности или нанесения двухслойного покрытия температуроустойчивым изолом или трехслойного покрытия органосиликатной краской АС-8а.

В качестве антикоррозионных покрытий иногда применяется при температуре теплоносителя до 200°С стеклоэмалевое покрытие, выполняемое из рекомендованных Всероссийским научно-исследовательским институтом строительства трубопроводов (ВНИИСТ) силикатных эмалей 105Т и 64/64, накладываемых на предварительно очищенную поверхность стальных труб, разогретых электроиндукционным или печным методом.

Возможным решением может быть также металлизационное алюминиевое покрытие, которое наносится с помощью электродуговых или газопламенных аппаратов, в которых расплавляется проволока из технически чистого алюминия, и струей сжатого воздуха напыляется на наружную поверхность стального трубопровода, заранее очищенную от продуктов коррозии и загрязнений.

Алюминиевое покрытие не защищает трубопровод от блуждающих токов. Поэтому в зоне опасного влияния блуждающих токов должна осуществляться дополнительная защита этих трубопроводов от электрокоррозии.

Источниками электрической коррозии стальных подземных теплопроводов обычно служат установки постоянного тока, например электрифицированные железные дороги и трамваи, с рельсовых путей которых электрический ток стекает в землю. Принципиальная схема такого процесса показана на рис. 7.2. Электрический ток, поступающий с подвижного состава на рельсы и текущий далее к источнику тока, которым являются обычно шины электроустановок или питающей электроподстанции, разделяется на а) ток i, текущий по рельсам, и б) так называемый блуждающий ток i_б, проходящий через грунт, в том числе и через подземные сооружения, проложенные в грунте.

В анодных зонах, где ток стекает с металлических трубопроводов в грунт, происходит разрушение трубопроводов. Соотношение между током, текущим по рельсам, и блуждающим током определяется соотношением электрических сопротивлений рельсов и системы почва – подземные сооружения.

Для ограничения натекания блуждающих токов на подземные теплопроводы могут быть использованы разные методы или их комбинации, в том числе:

· создание высокого электрического сопротивления между металлическим трубопроводом и окружающей средой на всем его протяжении (выполнение теплоизоляционной конструкции из материала с высоким электрическим сопротивлением или наложение на наружную поверхность трубопровода покровного слоя, имеющего высокое электросопротивление);

· увеличение переходного электрического сопротивления на границе рельсы – грунт (укладка рельсовых путей на основание из битумизированного гравия, имеющего повышенное электросопротивление);

· повышение электрического сопротивления грунта вокруг теплопровода;

· повышение продольного электрического сопротивления теплопровода путем его электрического секционирования (установка электроизолирующих прокладок между фланцами и электроизолирующих футляров на болтах в местах соединения отдельных секций трубопроводов);

· увеличение продольной электропроводности рельсового пути посредством установки электропроводящих перемычек между отдельными звеньями рельсов в местах их стыковки.

Возможны также чисто электрические методы защиты, например, создание вокруг теплопровода контртока, равного по значению, но направленного против блуждающих токов.

Наиболее распространенными конструкциями теплопроводов являются подземные.

Подземные теплопроводы. Все конструкции подземных теплопроводов можно разделить на две группы: канальные и бесканальные.

В канальных теплопроводах изоляционная конструкция разгружена от внешних нагрузок грунта стенками канала.

В бесканальных теплопроводах изоляционная конструкция испытывает нагрузку грунта.

Каналы сооружаются проходными и непроходными.

В настоящее время большинство каналов для теплопроводов сооружается из сборных железобетонных элементов, заранее изготовленных на заводах или специальных полигонах. Сборка этих элементов на трассе выполняется при помощи транспортно-подъемных механизмов. Устройство в грунте траншей для сооружения подземных теплопроводов, как правило, осуществляется экскаваторами. Все это позволяет значительно ускорить строительство тепловых сетей и снизить их стоимость.

Из всех подземных теплопроводов наиболее надежными, зато и наиболее дорогими по начальным затратам являются теплопроводы в проходных каналах.

Основное преимущество проходных каналов – постоянный доступ к трубопроводам. Проходные каналы позволяют заменять и добавлять трубопроводы, проводить ревизию, ремонт и ликвидацию аварий на трубопроводах без разрушения дорожных покрытий и разрытия мостовых. Проходные каналы применяются обычно на выводах от теплоэлектроцентралей и на основных магистралях промплощадок крупных предприятий. В последнем случае в общем проходном канале прокладываются все трубопроводы производственного назначения (паропроводы, водоводы, трубопроводы сжатого воздуха).

В крупных городах целесообразно сооружать проходные каналы (коллекторы) под основными проездами до устройства на этих проездах усовершенствованных дорожных одежд. В таких коллекторах прокладывается большинство подземных городских коммуникаций: теплопроводы, водопроводы, силовые и осветительные кабели, кабели связи (рис. 7.3).

Габаритные размеры проходных каналов выбирают из условия обеспечения достаточного прохода для обслуживающего персонала и свободного доступа ко всем элементам оборудования, требующим постоянного обслуживания (задвижки, сальниковые компенсаторы, дренажные устройства).

Проходные каналы должны быть оборудованы естественной вентиляцией для поддержания температуры воздуха не выше 30 °С, электрическим освещением низкого напряжения (до 30 В), устройством для быстрого отвода воды из канала.

Требования к изоляционной конструкции теплопровода в проходных и полупроходных каналах выполняются сравнительно простыми средствами – посредством защиты с помощью покровного слоя из гидрофобного рулонного материала, например, полиэтилена или бризола; теплоизоляционной оболочки на трубопроводе от капельной влаги, могущей образоваться на перекрытии и стенках канала и, кроме того, установкой на подвижных и неподвижных опорах прокладок из материалов, обладающих диэлектрическими свойствами, например паронита для электрической изоляции металлического трубопровода от несущей конструкции канала и окружающего грунта.

В тех случаях, когда количество параллельно прокладываемых трубопроводов невелико (два – четыре), но постоянный доступ к ним необходим, например, при пересечении автомагистралей с усовершенствованными покрытиями, теплопроводы сооружаются в полупроходных каналах (рис. 7.4).

Рис. 7.4. Сборный полупроходной канал из железобетонных блоков:
1 – ребристый блок перекрытия; 2 – стеновой блок; 3 – блок днища; 4 – бетонная подготовка;
5 – щебенчатая подготовка; 6 – опорные плиты

Габаритные размеры полупроходных каналов выбирают из условия прохода по ним человека в полусогнутом состоянии. Высота в свету полупроходных каналов выбирается не менее 1400 мм. По удобству обслуживания полупроходные каналы значительно уступают проходным. В полупроходных каналах можно проводить осмотр трубопроводов и мелкий ремонт тепловой изоляции при выведенной из работы тепловой сети. Выполнять серьезный ремонт, связанный со слесарными и сварочными работами, в полупроходных каналах практически невозможно.

Большинство теплопроводов прокладывается в непроходных каналах или бесканально.

Теплопроводы в непроходных каналах.Каналы собираются из унифицированных железобетонных элементов разных размеров (рис. 7.5). Для надежной и долговечной работы теплопровода необходима защита канала от поступления в него грунтовых или поверхностных вод. Как правило, нижнее основание канала должно быть выше максимального уровня грунтовых вод.

Для защиты от поверхностных вод наружная поверхность канала (стены и перекрытия) покрывается оклеечной гидроизоляцией из битумных материалов.

При прокладке теплопроводов ниже максимального уровня грунтовых вод сооружаются попутные дренажи, снижающие местный уровень грунтовых вод по трассе теплопровода ниже его основания.

Основное преимущество теплопровода с воздушным зазором по сравнению с бесканальным заключается в создании благоприятных условий для высыхания тепловой изоляции, а сухая тепловая изоляция уменьшает не только тепловые потери, но и опасность химической и электрохимической наружной коррозии подземного теплопровода.

В каналах с воздушным зазором изоляционный слой может выполняться в виде подвесной или монолитной конструкции. На рис. 7.5 показан пример выполнения подвесной изоляционной конструкции. Она состоит из трех основных элементов:

а) антикоррозийного защитного слоя 2 в виде наложенных в заводских условиях на стальной трубопровод 1 нескольких слоев эмали или изола, имеющих достаточную механическую прочность и обладающих высоким электросопротивлением и необходимой температуростойкостью;

б) теплоизоляционного слоя 3, выполненного из материала с низким коэффициентом теплопроводности, например минеральной ваты или пеностекла, в виде мягких матов или твердых блоков, укладываемых поверх защитного антикоррозионного слоя;

в) защитного механического покрытия 4 в виде металлической сетки, выполняющей роль несущей конструкции для теплоизоляционного слоя.

Рис. 7.5. Теплопровод в непроходном канале с воздушным зазором:
1 – трубопровод; 2 – антикоррозионное покрытие; 3 – теплоизоляционный слой;
4 – защитное механическое покрытие

Для увеличения долговечности теплопровода несущая конструкция подвесной изоляции (вязальная проволока или металлическая сетка) покрывается сверху оболочкой из некорродирующих материалов или асбоцементной штукатуркой.

Бесканальные теплопроводы.Бесканальные теплопроводы находят оправданное применение в том случае, когда они по надежности и долговечности не уступают теплопроводам в непроходных каналах и даже превосходят их, являясь более экономичными по сравнению с последними по начальной стоимости и трудозатратам на сооружение и эксплуатацию.

Все конструкции бесканальных теплопроводов можно разделить на три группы: в монолитных оболочках, засыпные, литые.

Требования к изоляционным конструкциям бесканальных теплопроводов такие же, как и к изоляционной конструкции теплопроводов в каналах, а именно высокое и устойчивое в эксплуатационных условиях тепло-, влаго-, воздухо- и электросопротивление.

Бесканальные теплопроводы в монолитных оболочках.В бесканальных теплопроводах на стальной трубопровод наложена в заводских условиях оболочка, совмещающая тепло- и гидроизоляционные конструкции. Звенья таких элементов теплопровода длиной до 12 м доставляются с завода на место строительства, где выполняется их укладка в подготовленную траншею, стыковая сварка отдельных звеньев между собой и накладка изоляционных слоев на стыковое соединение. Принципиально теплопроводы с монолитной изоляцией могут применяться не только бесканально, но и в каналах.

Современным требованиям к надежности и долговечности достаточно полно удовлетворяют теплопроводы с монолитной теплоизоляцией из ячеистого полимерного материала типа пенополиуретана с замкнутыми порами и интегральной структурой, выполненной методом формования на стальной трубе в полиэтиленовой оболочке (типа «труба в трубе»).

Применение полимерного материала позволяет создавать изоляционную конструкцию с заранее заданными свойствами.

Особенность интегральной структуры теплогидроизоляционной конструкции заключается в том, что отдельные слои материала распределены по плотности в соответствии с их функциональным назначением. Периферийные слои изоляционного материала, прилегающие к наружной поверхности стальной трубы и к внутренней поверхности полиэтиленовой оболочки, имеют более высокую плотность и прочность, а средний слой, выполняющий основные теплоизоляционные функции, имеет меньшую плотность, но зато и более низкую теплопроводность.

Благодаря хорошей адгезии периферийных слоев изоляции к поверхности контакта, т.е. к наружной поверхности стальной трубы и внутренней поверхности полиэтиленовой оболочки, существенно повышается долговременная прочность изоляционной конструкции, так как при тепловой деформации стальной трубопровод перемещается в грунте совместно с изоляционной конструкцией и не возникает торцевых зазоров между трубой и изоляцией, через которые влага может проникнуть к поверхности стальной трубы.

Средняя теплопроводность пенополиуретановой теплоизоляции составляет в зависимости от плотности материала 0,03 – 0,05 Вт/(м • К), что примерно втрое ниже теплопроводности большинства широко применяемых теплоизоляционных материалов для тепловых сетей (минеральная вата, армопенобетон, битумоперлит).

Благодаря высокому тепло- и электросопротивлению и низким воздухопроницаемости и влагопоглощению наружной полиэтиленовой оболочки, создающей дополнительную гидроизоляционную защиту, теплогидроизоляционная конструкция защищает теплопровод не только от тепловых потерь, но, что не менее важно, и от наружной коррозии. Поэтому при применении этой конструкции изоляции отпадает необходимость в специальной антикоррозийной защите поверхности стального трубопровода.

На базе пенополимерных материалов создан ряд модификаций изоляционных конструкций теплопроводов.

К ним, в частности, относятся: а) полимербетонная изоляция, выполняемая методом формования из полимерных материалов с неорганическими наполнителями, в которой гидроизоляционной оболочкой служит плотный полимербетон; б) изоляция, накладываемая на стальную трубу методом напыления, предназначенная в основном для трубопроводов диаметром более 500 мм.

На рис. 7.6 показан разрез двухтрубного бесканального теплопровода в монолитных оболочках.

Рис. 7.6. Общий вид двухтрубного бесканального теплопровода в монолитных оболочках:
1 – подающий теплопровод; 2 – обратный теплопровод; 3 – гравийный фильтр; 4 – песчаный фильтр; 5 – дренажная труба; 6 – бетонное основание (при слабых грунтах)

Определенное применение получила конструкция бесканального теплопровода в армопенобетонной изоляции.

На рис. 7.7 приведена конструкция монолитной армопенобетонной изоляционной оболочки. Особенности армопенобетона как изоляционного материала: высокая щелочность (рН > 8,5), что определяет его нейтральность по отношению к стали; способность образовывать подсушенный слой около горячей трубы даже при относительно высокой средней влажности изоляции; высокое электросопротивление.

Рис. 7.7. Конструкция монолитной армопенобетонной изоляционной оболочки:
1 – труба; 2 – автоклавный пенобетон; 5 – арматура; 4 – гидрозащитное трехслойное покрытие из битумно-резиновой мастики; 5 – стальная тканая сетка; 6 – слой асбоцементной штукатурки;
7 – деталь спирали

В монолитной армопенобетонной изоляции создается хорошая адгезия (сцепление) изоляционной оболочки к поверхности стального трубопровода. Так как коэффициенты линейного удлинения стали и пенобетона близки по значению, то адгезия не нарушается при изменении температуры теплоносителя в теплопроводе. Благодаря этому исключается появление зазора между трубой и оболочкой в процессе работы теплопровода и связанная с этим возможность коррозии наружной поверхности трубы из-за проникновения в зазор влаги и воздуха. Поскольку при тепловой деформации стальной трубопровод перемещается совместно с пенобетонной оболочкой, находящейся в массиве грунта, то возникающие при этом осевые усилия в трубопроводе существенно выше, чем при прокладке теплопроводов в каналах.

Другая модификация индустриальных конструкций бесканальных теплопроводов в монолитных оболочках, имеющих адгезию к поверхности трубы, – теплопроводы с оболочками из фенольного поропласта марки ФЛ. Слой изоляции накладывается на трубопроводы из предварительно подготовленной композиции способом литья в форму. После отвердения слоя изоляции на ее поверхность укладывается влаго- и воздухозащитное покрытие из полиэтилена, армированного стеклотканью. В сухом состоянии, а также при низкой влажности фенольный поропласт является высокоэффективным теплоизоляционным материалом при r = 100 кг/м³ и относительной объемной влажности 30 % l = 0,05 Вт/(м•К)]. Основной недостаток поропласта марки ФЛ как изоляционного материала – его гидрофильность, т. е. способность поглощать влагу.

Наряду с конструкциями бесканальных теплопроводов с монолитными оболочками, имеющими адгезию к поверхности стальных трубопроводов, иногда сооружаются теплопроводы с монолитными оболочками без адгезии к поверхности трубопроводов. При тепловой деформации таких теплопроводов стальной трубопровод перемещается внутри изоляционной оболочки. Это обстоятельство при длительной работе теплопровода может привести к образованию зазора между трубой и изоляционной оболочкой, а при поступлении через зазор влаги и воздуха – к развитию коррозионных процессов на наружной поверхности трубы. Поэтому в конструкциях бесканальных теплопроводов в монолитных оболочках без адгезии к стальному трубопроводу необходимо наружную поверхность стальных труб защищать от коррозии, например, путем эмалирования, алюминирования и применения других материалов с высокими антикоррозионными и диэлектрическими свойствами.

Рис. 7.8. Монолитная битумоперлитная изоляция:
1 – трубопровод; 2 – битумоперлит по антикоррозионному покрытию; 3 – бризол в два слоя

Одним из типов индустриальных бесканальных теплопроводов в монолитных оболочках без адгезии к наружной поверхности трубы (при диаметрах трубопроводов 400 мм и менее) является теплопровод в битумоперлитной изоляции (рис. 7.8).

Битумоперлит, битумокерамзит и другие аналогичные изоляционные материалы на битумном вяжущем обладают существенными технологическими преимуществами, позволяющими сравнительно просто индустриализировать изготовление монолитных оболочек на трубопроводах. Но наряду с этим указанная технология изготовления оболочек нуждается в улучшении для обеспечения равномерной плотности и гомогенности битумоперлитной массы как по периметру трубы, так и по ее длине.

Кроме того, битумоперлитная изоляция, как и многие другие материалы на битумном вяжущем, при длительном прогреве при температуре 150 °С теряет водостойкость из-за потери легких фракций, что приводит к снижению антикоррозионной стойкости этих теплопроводов. Для повышения антикоррозионной стойкости битумоперлита в процессе изготовления горячей формовочной массы вводят полимерные добавки в портландцемент, что повышает температуростойкость, влагостойкость, прочность и долговечность конструкции.

В настоящее время из рассмотренных конструкций теплопроводов с монолитной изоляцией представляется наиболее перспективной конструкция с недорогой и высокопрочной пенополимербетонной изоляцией.

Бесканальные теплопроводы в засыпных порошках.Эти теплопроводы находили применение главным образом при трубопроводах малого диаметра – до 300 мм.

Для сооружения таких теплопроводов не требуется наличия в районе строительства тепловых сетей завода, на который должны предварительно поступать стальные трубы для наложения монолитной изоляционной оболочки. Изоляционный засыпной порошок в соответствующей упаковке, например в полиэтиленовых мешках, легко транспортируется на большие расстояния железнодорожным или автотранспортом.

Одной из конструкций такого типа, разработанной Всесоюзным теплотехническим институтом, является бесканальный теплопровод в засыпных самоспекающихся асфальтитах. Основной компонент для изготовления самоспекающегося порошка – природный битум-асфальтит или искусственный битум-продукт заводов нефтепереработки. На рис. 7.9 показан разрез конструкции теплопровода в засыпном самоспекающемся асфальтоизоле. Применяют также бесканальные теплопроводы с засыпной изоляцией из гидрофобизированного порошкообразного мела.

Рис. 7.9. Разрез бесканального теплопровода в самоспекающемся асфальтоизоле:
1 – плотный слой; 2 – пористый слой; 3 – порошкообразный слой

Литые конструкции бесканальных теплопроводов. Из литых конструкций бесканальных теплопроводов некоторое применение получили теплопроводы в пенобетонном массиве (рис. 7.10). В качестве материала для сооружения таких теплопроводов может быть использован перлитобетон. Смонтированные в траншее стальные трубопроводы заливаются жидкой композицией, приготовленной непосредственно на трассе или доставленной в контейнере с производственной базы. После схватывания пенобетонный или перлитобетонный массив засыпается грунтом. Как известно, в двухтрубных тепловых сетях температурные режимы, а следовательно, и температурные деформации подающего и обратного трубопроводов неодинаковы. В этих условиях адгезия пенобетона или перлитобетона к наружной поверхности стальных трубопроводов недопустима. Для защиты наружной поверхности стальных трубопроводов от адгезии с изоляционным массивом они покрываются снаружи слоем антикоррозионного мастичного материала, например асфальтовой мастикой, до заливки жидким пеноцементным раствором.

Рис. 7.10. Разрез бесканального теплопровода в литом пенобетонном массиве:
а – сборно-литая конструкция; б – литая конструкция

Конструкция имеет низкое влаго- и воздухосопротивление. Для повышения ее антикоррозионной стойкости необходимо надежно защитить от коррозии наружную поверхность стальных трубопроводов, например, путем предварительного эмалирования или наложения на нее другого защитного слоя.

Ограничение максимального диаметра бесканальных теплопроводов. Территория, прилегающая к трассе бесканального теплопровода, более уязвима для размыва и образования опасных каверн при нарушении плотности стального трубопровода по сравнению с трубопроводом в канале. Поэтому в зависимости от надежности применяемых конструкций ограничивают максимальный диаметр бесканальных теплопроводов.

При изготовлении изоляционных конструкций из битумных материалов с различными наполнителями (битумоперлит, битумокерамзит, битумовермикулит), а также при применении засыпных и литых конструкций максимальный диаметр бесканальных теплопроводов в соответствии со СНиП ограничивают 400 мм.

Максимальный диаметр бесканальных теплопроводов в монолитных изоляционных оболочках из армопенобетона, а также в монолитных оболочках из фенольного поропласта с наружной гидрозащитой из полиэтилена ограничен обычно 800 мм.

На основе опыта эксплуатации отечественных конструкций бесканальных теплопроводов в монолитных изоляционных оболочках из ячеистых полимерных материалов с замкнутыми порами типа полиуретана в дальнейшем будет проверена возможность снятия ограничения по максимальному диаметру для этих теплопроводов.

Павильоны и камеры подземных теплопроводов.Задвижки, сальниковые компенсаторы, воздушники, дренажная и другая арматура подземных теплопроводов, требующая обслуживания, располагается обычно в камерах. На магистральных теплопроводах диаметром 500 мм и выше в камерах размещаются задвижки с электро- или гидроприводом, имеющие большие наружные габариты. Для создания благоприятных условий обслуживания теплопроводов с крупногабаритной арматурой камеры располагаются вне проезжей части и над ними строят надземные сооружения в виде павильонов.

На рис. 7.11 показан надземный павильон, в котором установлена задвижка с электроприводом на трехтрубном теплопроводе диаметром 700 мм.

Рис. 7.11. Надземный павильон в узле установки задвижек с электроприводом на трехтрубном теплопроводе: а – план; б – разрез; в.п. – водовод подающий; в.о. – водовод обратный

При отсутствии на теплопроводах задвижек с электро- или гидроприводом, а также на теплопроводах меньшего диаметра устраиваются подземные камеры без надземного павильона. Устройство и габаритные размеры камер должны обеспечивать удобство и безопасность обслуживания. Высота камеры в свету выбирается не менее 1,8 – 2 м. Каждая камера должна иметь не менее двух выходных люков, которые должны быть открыты при нахождении в камере обслуживающего персонала. В днище камеры должны быть устроены приямки для сбора и спуска или откачки дренажных вод. Должна быть предусмотрена надежная гидроизоляционная защита камер от грунтовых вод.

Пересечение теплопроводами рек, железнодорожных путей и дорожных магистралей.Наиболее простой метод пересечения речных преград – прокладка теплопроводов по строительной конструкции железнодорожных или автодорожных мостов. Однако мосты через реки в районе прокладки теплопроводов нередко отсутствуют, а сооружение специальных мостов для теплопроводов при большой длине пролета стоит дорого. Возможными вариантами решения этой задачи является сооружение подвесных переходов или сооружение подводного дюкера.

На рис. 7.12 и 7.13 показан дюкер для прокладки теплопроводов по дну Москвы-реки, сооруженный в Москве. Полностью сваренный дюкер длиной свыше 200 и диаметром 2,5 м был опущен в заранее подготовленное ложе на дне реки. Для того чтобы дюкер не всплыл, на него сверху были надеты чугунные грузы – кольца. Для предохранения от коррозии наружная поверхность дюкера покрыта слоем гидроизоляции. В дюкере имеется проход для обслуживания высотой 2 и шириной 1 м.

Рис. 7.12. Трасса дюкера: 1 – дюкер; 2 – железобетонный колодец; 3 – бетонный массив;
4 – присыпка песком

Рис. 7.13. Поперечное сечение дюкера: 1 – пригрузочное кольцо; 2 – кольцо жесткости

Современные усовершенствованные покрытия автодорожных магистралей стоят дорого, поэтому пересечение их вновь сооружаемыми теплопроводами производится обычно закрытым способом, методом щитовой проходки. Такое сооружение производится при помощи щита, представляющего собой цилиндрическую сварную оболочку, выполненную из стального листа (рис. 7.14 и 7.15). Поступательное движение щита 7 в грунте осуществляется при помощи гидравлических домкратов 4, упирающихся в выложенный участок туннеля 2. Для опускания щита в грунт строится специальная шахта 1, через которую во время проходки грунт удаляется на поверхность земли. По мере проходки щита в грунте выкладывается цилиндрический туннель 2 из сборных бетонных или железобетонных элементов.

Рис. 7.14. Схема щитовой прокладки: 1 – производственная шахта; 2 – часть уложенного туннеля; 3 – место забоя; 4 – гидравлический домкрат;
5 – кран-укосина; 6 – вагонетка для вывоза грунта; 7 – щит

Рис. 7.15. Канал из блоков при щитовой прокладке

Пересечение теплопроводами железнодорожных или автодорожных насыпей также производится без остановки движения методом прокола (рис. 7.16). При помощи мощных гидравлических домкратов в тело насыпи вдавливается стальная труба-гильза, которая насквозь проходит через насыпь. После очистки от грунта эта труба используется в качестве гильзы-оболочки, внутри которой прокладывается изолированный теплопровод. При пересечении насыпей электрифицированных железных дорог теплопровод необходимо электрически изолировать от стальной гильзы для защиты его от электрокоррозии.

Рис. 7.16. Пересечение теплопроводом дорожной насыпи: 1 – железобетонные плиты;
2 – асфальт; 3 – бетонная подготовка; 4 – трубопровод; 5 – изоляция трубопровода; 6 – труба-гильза; 7 – основание канала

Защита подземных теплопроводов от затопления и увлажнения.Одним из основных условий долговечности подземных теплопроводов считается защита их от затопления грунтовыми или верховыми водами. Затопление приводит к порче изоляции и наружной коррозии трубопроводов. Единственное надежное решение при прокладке теплопроводов ниже уровня грунтовых вод заключается в понижении этого уровня с помощью продольного дренажа. Конструкция самого теплопровода остается в этом случае такой же, как и для сухих грунтов.

Основное требование к дренажу грунтовых вод в зоне прокладки теплопровода состоит в том, чтобы кривая депрессии, т. е. уровень грунтовых вод при работе дренажа, была ниже днища канала (при прокладке в канале) или нижней отметки изоляционной конструкции теплопровода при бесканальной прокладке. Для защиты теплопровода от поверхностных вод в первую очередь необходима планировка поверхности земли над теплопроводом. Отметка поверхности земли над теплопроводом должна несколько превышать отметку окружающего грунта. Весьма желательно устройство над теплопроводом уличной одежды в виде асфальтового покрытия.

Компенсация температурных деформаций стальных трубопроводов имеет исключительно важное значение в технике транспорта теплоты.

Если в трубопроводе отсутствует компенсация температурных деформаций, то при сильном нагревании в стенке трубопровода могут возникнуть большие разрушающие напряжения. Значение этих напряжений может быть рассчитано по закону Гука

, (7.1)

где Е – модуль продольной упругости (для стали Е = 2 • 10⁵ МПа); i – относительная деформация.

При повышении температуры трубы длиной l на Dt удлинение должно составить

, (7.2)

где a – коэффициент линейного удлинения, 1/К (для углеродистой стали a= 12-10^-6 1/К).

Если участок трубы защемлен и при нагревании не удлиняется, то его относительное сжатие

. (7.3)

Из совместного решения (7.1) и (7.3) можно найти напряжение сжатия, возникающее в стальной трубе при нагреве прямолинейного защемленного (без компенсаторов) участка трубопровода

. (7.4)

Для стали s= 2,35 Dt МПа.

Как видно из (7.4), напряжение сжатия, возникающее в защемленном прямолинейном участке трубопровода, не зависит от диаметра, толщины стенки и длины трубопровода, а зависит только от материала (модуля упругости и коэффициента линейного удлинения) и перепада температур.

Усилие сжатия, возникающее при нагревании прямолинейного трубопровода без компенсации, определяется по формуле

, (7.5)

где f – площадь поперечного сечения стенок трубопровода, м².

По своему характеру все компенсаторы могут быть разбиты на две группы: осевые и радиальные.

Осевые компенсаторы применяются для компенсации температурных удлинений прямолинейных участков трубопровода.

Радиальная компенсация может быть использована при любой конфигурации трубопровода. Радиальная компенсация широко применяется на теплопроводах, прокладываемых на территориях промышленных предприятий, а при небольших диаметрах теплопроводов (до 200 мм) – также и в городских тепловых сетях. На теплопроводах большого диаметра, прокладываемых под городскими проездами, устанавливаются главным образом осевые компенсаторы.

Осевая компенсация. На практике находят применение осевые компенсаторы двух типов: сальниковые и упругие.

На рис. 7.27 показан односторонний сальниковый компенсатор. Между стаканом 1 и корпусом 2 компенсатора располагается сальниковое уплотнение 3. Сальниковая набивка, обеспечивающая плотность, зажимается между упорным кольцом 4 и грундбуксой 5. Обычно набивка выполняется из асбестовых колец квадратного сечения, пропитанных графитом. Компенсатор вваривается в трубопровод, поэтому установка его на линии не приводит к увеличению количества фланцевых соединений.

Рис. 7.27. Односторонний сальниковый компенсатор:
1 – стакан; 2 – корпус; 3 – набивка; 4 – упорное кольцо; 5 – грундбукса

На рис. 7.28 приведен разрез двухстороннего сальникового компенсатора. Недостатком сальниковых компенсаторов всех типов является сальник, требующий систематического и тщательного ухода в эксплуатации. Набивка в сальниковом компенсаторе изнашивается, теряет со временем упругость и начинает пропускать теплоноситель. Подтяжка сальника в этих случаях не дает положительных результатов, поэтому через определенные периоды времени сальники приходится перебивать.

Рис. 7.28. Двухсторонний сальниковый компенсатор

От этого недостатка свободны все типы упругих компенсаторов.

На рис. 7.29 показана секция трехволнового сильфонного компенсатора. Для уменьшения гидравлического сопротивления внутри сильфонной секции вварена гладкая труба. Сильфонные секции выполняются обычно из легированных сталей или сплавов.
В нашей стране сильфонные компенсаторы изготовляются из стали 08Х18Н10Т.

Рис. 7.29. Трехволновой сильфонный компенсатор

Компенсирующая способность сильфонных компенсаторов определяется обычно по результатам испытаний или принимается по данным заводов-изготовителей. Для компенсации больших термических деформаций соединяют последовательно несколько сильфонных секций.

Осевая реакция сильфонных компенсаторов представляет собой сумму двух слагаемых

, (7.6)

где s_к– осевая реакция от температурной компенсации, вызываемая деформацией волны при термическом расширении трубопровода, Н; s_д– осевая реакция, вызываемая внутренним давлением, Н.

Для повышения устойчивости против деформации сильфонов под действием внутреннего давления компенсаторы выполняются разгруженными от внутреннего давления путем соответствующей компоновки сильфонных секций в корпусе компенсатора, выполняемого из трубы большего диаметра. Такая конструкция компенсатора показана на рис. 7.30.

Рис. 7.30. Разгруженный сильфонный компенсатор:
l_р – длина в растянутом состоянии; l_сж – длина в сжатом состоянии

Перспективным методом компенсации температурных деформаций может служить применение самокомпенсирующихся труб. При производстве спирально-сварных труб из полосы листового металла на нем роликом выдавливается продольная канавка глубиной примерно 35 мм. После сварки такого листа канавка превращается в спиральный гофр, способный компенсировать температурную деформацию трубопровода. Опытная проверка таких труб показала положительные результаты.

Радиальная компенсация.При радиальной компенсации термическая деформация трубопровода воспринимается изгибами специальных эластичных вставок или естественными поворотами (изгибами) трассы отдельных участков самого трубопровода.

Последний метод компенсации термических деформаций, широко используемый в практике, называется естественной компенсацией. Преимущества этого вида компенсации над другими видами: простота устройства, надежность, отсутствие необходимости в надзоре и уходе, разгруженность неподвижных опор от усилий внутреннего давления. Недостаток естественной компенсации – поперечное перемещение деформируемых участков трубопровода, требующее увеличения ширины непроходных каналов и затрудняющее применение засыпных изоляций и бесканальных конструкций.

Расчет естественной компенсации заключается в нахождении усилий и напряжений, возникающих в трубопроводе под действием упругой деформации, выборе длин взаимодействующих плеч трубопровода и определении поперечного смещения его участков при компенсации. Методика расчета базируется на основных законах теории упругости, связывающих деформации с действующими усилиями.

Участки трубопровода, воспринимающие температурные деформации при естественной компенсации, состоят из отводов (колен) и прямых участков. Гнутые отводы повышают гибкость трубопровода и увеличивают его компенсирующую способность. Влияние гнутых колен на компенсирующую способность особенно заметно в трубопроводах большого диаметра.

Изгиб кривых участков труб сопровождается сплющиванием поперечного сечения, которое превращается из круглого в эллиптическое.

На рис. 7.31 показана изогнутая труба с радиусом кривизны R. Выделим двумя сечениями аb и cd элемент трубы. При изгибе в стенке трубы с выпуклой стороны возникают растягивающие, а с вогнутой – сжимающие усилия. Как растягивающие, так и сжимающие усилия дают равнодействующие Т, нормальные к нейтральной оси.

Рис. 7.31. Сплющивание трубы при изгибе

Компенсирующая способность компенсаторов может быть увеличена вдвое при предварительной растяжке их во время монтажа на величину, равную половине теплового удлинения трубопровода. На основе вышеизложенной методики получены уравнения для расчета максимального изгибающего напряжения и компенсирующей способности симметричных компенсаторов различного типа.

Тепловой расчет

В задачу теплового расчета входит решение следующих вопросов:

· определение тепловых потерь теплопровода;

· расчет температурного поля вокруг теплопровода, т. е. определение температур изоляции, воздуха в канале, стен канала, грунта.

· расчет падения температуры теплоносителя вдоль теплопровода;

· выбор толщины тепловой изоляции теплопровода.

Количество теплоты, проходящей в единицу времени через цепь последовательно соединенных термических сопротивлений, вычисляется по формуле

, (7.7)

где q – удельные тепловые потери теплопровода; t – температура теплоносителя, °С; t_o – температура окружающей среды, °С; R – суммарное термическое сопротивление цепи теплоноситель – окружающая среда (термическое сопротивление изоляции теплопровода).

При тепловом расчете тепловых сетей приходится обычно определять тепловые потоки через слои и поверхности цилиндрической формы.

Удельные тепловые потери q и термические сопротивления R относят обычно к единице длины теплопровода и измеряют их соответственно в Вт/м и (м • К)/Вт.

В изолированном трубопроводе, окруженном наружным воздухом, теплота должна пройти через четыре последовательно соединенных сопротивления: внутреннюю поверхность рабочей трубы, стенку трубы, слой изоляции и наружную поверхность изоляции. Так как суммарное сопротивление равно арифметической сумме последовательно соединенных сопротивлений, то

R = R_в R_тр R_и R_н, (7.8)

где R_в, R_тр, R_и и R_н – термические сопротивления внутренней поверхности рабочей трубы, стенки трубы, слоя изоляции и наружной поверхности изоляции.

В изолированных теплопроводах основное значение имеет термическое сопротивление слоя тепловой изоляции.

В тепловом расчете встречаются два вида термических сопротивлений:

· сопротивление поверхности;

· сопротивление слоя.

Термическое сопротивление поверхности. Термическое сопротивление цилиндрической поверхности составляет

, (7.8)

где pd – площадь поверхности 1 м длины теплопровода, м; a – коэффициент теплоотдачи от поверхности.

Для определения термического сопротивления поверхности теплопровода необходимо знать две величины: диаметр теплопровода и коэффициент теплоотдачи поверхности. Диаметр теплопровода при тепловом расчете является заданным. Коэффициент теплоотдачи от наружной поверхности теплопровода к окружающему воздуху представляет собой сумму двух слагаемых – коэффициента теплоотдачи излучением a_л и коэффициента теплоотдачи конвекцией a_к:

. (7.9)

Коэффициент теплоотдачи излучением a_л может быть подсчитан по формуле Стефана-Больцмана:

, (7.10)

где С – коэффициент излучения; t – температура излучающей поверхности, °С.

Коэффициент излучения абсолютно черного тела, т.е. поверхности, которая поглощает все падающие на нее лучи и ничего не отражает, С = 5,7 Вт/(м • К ) = 4,9 ккал/(ч • м² • К⁴).

Коэффициент излучения «серых» тел, к которым относятся поверхности неизолированных трубопроводов, изоляционных конструкций, имеет значение 4,4 – 5,0 Вт/(м² • К⁴). Коэффициент теплоотдачи от горизонтальной трубы к воздуху при естественной конвекции, Вт/(м • К), можно определить по формуле Нуссельта

, (7.11)

где d – наружный диаметр теплопровода, м; t, t_о – температуры поверхности и окружающей среды, °С.

При вынужденной конвекции воздуха или ветра коэффициент теплоотдачи

, (7.12)

где w – скорость воздуха, м/с.

Формула (7.12) действительна при w > 1 м/с и d > 0,3 м.

Для вычисления коэффициента теплоотдачи по (7.10) и (7.11) необходимо знать температуру поверхности. Так как при определении тепловых потерь температура поверхности теплопровода обычно заранее неизвестна, задача решается методом последовательных приближений. Предварительно задаются коэффициентом теплоотдачи наружной поверхности теплопровода a, находят удельные потери q и температуру поверхности t, проверяют правильность принятого значения a.

При определении тепловых потерь изолированных теплопроводов проверочного расчета можно не проводить, так как термическое сопротивление поверхности изоляции невелико по сравнению с термическим сопротивлением ее слоя. Так, 100%-ная ошибка при выборе коэффициента теплоотдачи поверхности приводит обычно к ошибке в определении теплопотерь 3 – 5%.

Для предварительного определения коэффициента теплоотдачи поверхности изолированного теплопровода, Вт/(м • К), когда температура поверхности неизвестна, может быть рекомендована формула

, (7.13)

где w – скорость движения воздуха, м/с.

Коэффициенты теплоотдачи от теплоносителя к внутренней поверхности трубопровода весьма высоки, что определяет столь малые значения термического сопротивления внутренней поверхности трубопровода, которыми при практических расчетах можно пренебречь.

Термическое сопротивление слоя. Выражение для термического сопротивления однородного цилиндрического слоя легко выводится из уравнения Фурье, которое имеет вид

, (7.14)

где l – теплопроводность слоя; d₁, d₂ – внутренний и наружный диаметры слоя.

Для теплового расчета существенное значение имеют только слои с большим термическим сопротивлением. Такими слоями являются тепловая изоляция, стенка канала, массив грунта. По этим соображениям при тепловом расчете изолированных теплопроводов обычно не учитывается термическое сопротивление металлической стенки рабочей трубы.

Термическое сопротивление изоляционных конструкций надземных теплопроводов. В надземных теплопроводах между теплоносителем и наружным воздухом включены последовательно следующие термические сопротивления: внутренняя поверхность рабочей трубы, ее стенка, один или несколько слоев тепловой изоляции, наружная поверхность теплопровода.

Первыми двумя тепловыми сопротивлениями в практических расчетах обычно пренебрегают.

Иногда тепловую изоляцию выполняют многослойной, исходя из различных допустимых температур для применяемых изоляционных материалов или из экономических соображений с целью частичной замены дорогих материалов изоляции более дешевыми.

Термическое сопротивление многослойной изоляции равно арифметической сумме термических сопротивлений последовательно наложенных слоев.

Термическое сопротивление цилиндрической изоляции увеличивается с увеличением отношения ее наружного диаметра к внутреннему. Поэтому в многослойной изоляции первые слои целесообразно укладывать из материала, имеющего более низкую теплопроводность, что приводит к наиболее эффективному использованию изоляционных материалов.

Температурное поле надземного теплопровода. Расчет температурного поля теплопровода проводится на основании уравнения теплового баланса. При этом исходят из условия, что при установившемся тепловом состоянии количество теплоты, протекающей от теплоносителя к концентрической цилиндрической поверхности, проходящей через любую точку поля, равно количеству теплоты, уходящей от этой концентрической поверхности к наружной среде.

Температура поверхности теплоизоляции из уравнения теплового баланса будет равна

. (7.15)

Термическое сопротивление грунта. В подземных теплопроводах в качестве одного из последовательно включенных термических сопротивлений участвует сопротивление грунта.

При подсчете тепловых потерь за температуру окружающей среды t_о принимают, как правило, естественную температуру грунта на глубине заложения оси теплопровода.

Только при малых глубинах заложения оси теплопровода (h/d < 2) за температуру окружающей среды принимают естественную температуру поверхности грунта.

Термическое сопротивление грунта может быть определено по формуле Форхгеймера (рис. 7.32)

, (7.16)

где l – теплопроводность грунта; h – глубина заложения оси теплопровода; d – диаметр теплопровода.

При укладке подземных теплопроводов в каналах, имеющих форму, отличную от цилиндрической, в (7.16) вместо диаметра подставляют эквивалентный диаметр

, (7.17)

где F – площадь сечения канала, м; П – периметр канала, м.

Теплопроводность грунта зависит главным образом от его влажности и температуры.

При температурах грунта 10 – 40 °С теплопроводность грунта средней влажности лежит в пределах 1,2 – 2,5 Вт/(м • К).

По характеру теплового расчета следует различать одно- и многотрубные подземные теплопроводы. В однотрубных теплопроводах все термические сопротивления включены последовательно. В многотрубных теплопроводах все термические сопротивления включены параллельно друг другу и последовательно к цепи канал – грунт.

Однотрубный теплопровод. При бесканальной прокладке термическое сопротивление теплопровода представляет собой сумму двух слагаемых – сопротивления слоя изоляции и сопротивления грунта (см. рис. 7.32):

R=R_и R_гр. (7.18)

При наличии воздушной прослойки между изолированным трубопроводом и стенкой канала термическое сопротивление теплопровода определяется как сумма последовательно соединенных сопротивлений (рис. 7.33):

R= R_и R_н R_пк R_к R_гр, (7.19)

где R_и, R_н, R_пк, R_к, R_гр – сопротивление соответственно слоя изоляции, наружной поверхности изоляции, внутренней поверхности канала, стенок канала, грунта.

Температура воздуха в канале t_к однотрубного теплопровода из уравнения теплового баланса с учетом того, что количество теплоты, подведенной от теплоносителя к каналу, равно количеству теплоты, отведенной из канала в грунт, составит:

. (7.20)

Многотрубный теплопровод. Если несколько трубопроводов проложены в общем канале, то тепловой поток (тепловые потери) от каждого из них поступают в канал, а затем общий тепловой поток отводится через стенки канала и грунт в наружную среду.

Задача теплового расчета многотрубного теплопровода в канале сводится в первую очередь к нахождению температуры воздуха в канале. Зная температуру воздуха в канале, можно определить теплопотерю каждого трубопровода по общим правилам теплового расчета трубопроводов, окруженных воздухом.

Температура воздуха в канале определяется по уравнению теплового баланса. При установившемся тепловом состоянии количество теплоты, подводимой от трубопроводов к воздушной прослойке канала, равно количеству теплоты, отводимой от воздушной прослойки через стенки канала и массив грунта в окружающую среду.

Температура воздуха в канале многотрубного теплопровода равна

, (7.21)

где R₁, R₂, …, R_n – термические сопротивления каждого из n теплопроводов; t₁, t₂, …, t_n – температура теплоносителя в каждом из n трубопроводов; R_к-о=R_п.к R_к R_гр – суммарное термическое сопротивление внутренней поверхности канала, стенок канала, грунта.

Расчет теплопотерь многотрубного бесканального теплопровода может быть проведен по методу, разработанному Е. П. Шубиным, при котором взаимное влияние соседних труб учитывается условным дополнительным сопротивлением R_o. При двухтрубном теплопроводе условное дополнительное сопротивление (рис. 7.34)

, (7.22)

где h – глубина заложения оси теплопровода от поверхности земли; b – расстояние по горизонтали между осями труб.

Теплопотери двухтрубного бесканального теплопровода рассчитываются по следующим формулам:

теплопотери первой трубы

, (7.23)

теплопотери второй трубы

, (7.23)

где t₁ и t₂ – температура теплоносителя в первой и второй трубах; t_о – естественная температура грунта на глубине оси теплопровода; R₁ – суммарное термическое сопротивление изоляции первой трубы и грунта: R₁ = R_и1 R_гр; R₂ – суммарное термическое сопротивление изоляции второй трубы и грунта: R₂ = R_и2 R_гp.

Температурное поле в грунте вокруг однотрубного бесканального теплопровода рассчитывается по формуле

, (7.24)

где t – температура любой точки грунта, удаленной на расстояние х от вертикальной плоскости, проходящей через ось теплопровода, и на расстояние у от поверхности грунта, °С (см. рис. 7.32); t – температура теплоносителя, °С; R – суммарное термическое сопротивление тепловой изоляции и грунта.

Температурное поле в грунте вокруг двухтрубного бесканального теплопровода вычисляется по формуле

, (7.25)

где t – температура любой точки грунта, удаленной на расстояние х от вертикальной плоскости, проходящей через ось трубы с более высокой температурой теплоносителя (в двухтрубных водяных сетях – через ось подающей трубы), и на расстояние у от поверхности грунта, °С (см. рис. 7.34).

Тепловые потери сети слагаются из двух частей:

· теплопотерь участков трубопровода, не имеющих арматуры и фасонных частей, – линейные теплопотери;

· теплопотерь фасонных частей, арматуры, опорных конструкций, фланцев – местные теплопотери.

Линейные тепловые потери теплопровода

, (7.26)

где q – удельные тепловые потери, Вт/м; l – длина теплопровода, м.

Тепловые потери отводов, гнутых компенсаторов и других деталей, периметр поперечного сечения которых близок к периметру трубопровода, подсчитываются по формулам для прямых труб круглого сечения. Тепловые потери фланцев, фасонных частей и арматуры определяются обычно в эквивалентных длинах трубы того же диаметра:

, (7.27)

где Q_м – местные теплопотери, Дж/с; l_э – эквивалентная длина трубы, м.

Тепловые потери от неизолированного вентиля или задвижки принимаются равными тепловым потерям изолированного трубопровода длиной 12 – 24 м того же диаметра при среднем качестве изоляции. Эквивалентную длину изолированного на 3/4 поверхности вентиля или задвижки в зависимости от диаметра трубопровода и температуры теплоносителя можно принимать равной 4 – 8 м изолированного трубопровода. Меньшие значения относятся к трубопроводу диаметром 100 мм и температуре теплоносителя 100 °С, большие – к трубопроводу диаметром 500 мм и температуре 400 °С.

Эквивалентную длину неизолированного фланца можно принимать равной 4 – 5 м изолированного трубопровода. Тепловые потери через неизолированные опорные конструкции теплопровода (подвески, катки, скользящие опоры) оцениваются в размере 10 – 15% линейных тепловых потерь. Суммарные тепловые потери теплопровода определяются по формуле

, (7.27)

где Q – суммарные тепловые потери; . Для предварительных расчетов теплопотерь теплопроводов можно принимать m = 0,2¸0,3.

Для оценки эффективности изоляционной конструкции часто пользуются показателем, называемым коэффициентом эффективности изоляции

, (7.28)

где Q_г, Q_и – тепловые потери неизолированной и изолированной труб.

Обычно коэффициент эффективности изоляционных конструкций теплопроводов принимают равным h_и = 0,85¸0,95.

В процессе движения по теплопроводу энтальпия теплоносителя уменьшается. Вследствие этого происходит снижение температуры теплоносителя вдоль теплопровода, а при транспортировке насыщенного пара выпадает конденсат. В коротких теплопроводах, когда ожидаемое падение температуры не превышает 3 – 4 % значения температуры в начале участка, расчет может проводиться в предположении постоянства удельных тепловых потерь.

Уравнение теплового баланса в этом случае имеет вид

, (7.29)

где G – расход теплоносителя на участке; с_р – теплоемкость теплоносителя; t₁ и t₂ – температура теплоносителя в начале и конце участка, °С; l – длина участка, м; q – удельные линейные тепловые потери; m – коэффициент местных потерь теплоты.

Отсюда следует

. (7.30)

Оборудование систем централизованного теплоснабжения и их схемы должны выбираться из условий обеспечения бесперебойного теплоснабжения потребителей. Ущербы при нарушениях нормального теплоснабжения могут значительно превысить экономию капитальных затрат в случае отказа от резервирования теплоснабжения или мероприятий, обеспечивающих оперативное балансирование производства и потребления теплоты. Это связано с использованием аккумуляторов теплоты различного типа, а также аккумулирующей способности отапливаемых зданий.

При исчислении затрат, связанных с авариями в СЦТ, необходимо учитывать не только стоимость ремонта поврежденного оборудования, но и затраты на возмещение ущерба потребителей, вызванного перерывом в подаче теплоты, а также отклонением параметров теплоносителя от договорных значений, т.е. нарушением качества теплоснабжения.

Если затраты на компенсацию ущерба велики, то затраты на повышение надежности (резервирование) могут быть оправданы. Дополнительные затраты на резервирование могут повлечь за собой рост тарифов на тепловую энергию, а существенное повышение тарифов на теплоснабжение может вынудить потребителей отказаться от услуг энергоснабжающей организации по теплоснабжению: потребители могут при наличии возможности присоединиться к другому источнику либо построить собственные источники теплоты (в том числе собственную мини-ТЭЦ), если это решение для них будет экономически более целесообразным. Поэтому вопросы нормирования и расчета надежности СЦТ требуют экономически оправданного решения.

В общем случае СЦТ состоит из следующих частей:

· источника или источников для выработки теплоты (ИТ);

· магистральных тепловых сетей с насосными (реже дроссельными) подстанциями для транспортировки тепловой энергии от источников теплоты до крупных жилых массивов, административно-общественных центров, промпредприятий;

· распределительных тепловых сетей с ЦТП или РТП либо без них для распределения теплоты и подачи ее потребителям;

· теплоиспользующих установок с индивидуальными тепловыми пунктами (ИТП), в которых осуществляется конечное использование тепловой энергии для удовлетворения нужд потребителей.

Под надежностью СЦТ в целом и каждой из частей этой СЦТ (источника теплоты, магистральных и распределительных сетей, теплоиспользующих установок) следует понимать способность СЦТ и каждой ее части обеспечивать в течение заданного времени и в заданных количествах подачу теплоты (теплоносителя с заданными параметрами) в заданных режимах при условии выполнения эксплуатационного обслуживания, включая ремонты всех элементов каждой из частей СЦТ согласно утвержденному регламенту.

Надежность является сложным свойством, состоящим из более простых свойств, таких как безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость.

Учитывая, что наиболее уязвимая часть СЦТ водяные тепловые сети, рассмотрим основные свойства, определяющие надежность прежде всего этой части СЦТ.

Под надежностью тепловых сетей понимается их способность обеспечивать потребителей требуемым количеством теплоносителя при заданном его качестве, оставаясь в течение заданного срока (25 – 30 лет) в полностью работоспособном состоянии при сохранении заданных на стадии проектирования технико-экономических показателей (значений абсолютных и удельных потерь теплоты, удельной пропускной способности, расхода электроэнергии на перекачку).

Под безотказностью тепловых сетей понимается их способность сохранять рабочее состояние в течение заданного нормативного срока службы. Количественным показателем выполнения этого свойства может служить параметр потока отказов l, определяемый как число отказов за год, отнесенное к единице (1 км) протяженности теплопроводов.

Значение этого показателя зависит от конструкции теплопровода, качества металла и толщины стенки трубы, качества антикоррозионных покрытий и теплогидроизоляционных материалов, качества и срока эксплуатации теплопроводов, условий их укладки. С увеличением срока эксплуатации значение параметра потока отказов, как правило, возрастает. Однако динамика изменения параметра потока отказов во времени, т. е. старение тепловых сетей, не учитывается.

В качестве показателя безотказности может быть также использована вероятность безотказной работы, как величина, однозначно связанная с параметром потока отказов.

Под долговечностью участков тепловых сетей понимается свойство сохранять работоспособность до наступления предельного состояния, когда дальнейшее их использование недопустимо или экономически нецелесообразно.

По мере старения действующего теплопровода и выработки заложенного в нем рабочего ресурса растут ежегодный поток отказов и ежегодные затраты на их устранение.

Экономически целесообразный срок действия теплопровода с учетом фактора надежности может быть найден из условия, что годовые расчетные затраты при сооружении нового теплопровода равны или меньше ежегодных затрат на ликвидацию отказов действующего теплопровода.

Под ремонтопригодностью понимается способность к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния участков тепловых сетей путем обеспечения их ремонта с последующим вводом в эксплуатацию после ремонта.

В качестве основного параметра, характеризующего ремонтопригодность теплопровода, можно принять время z_р, необходимое для ликвидации повреждения.

Этот параметр зависит от конструкции теплопровода и типа укладки (надземный или подземный), от диаметра трубопровода, расстояния между секционирующими задвижками, определяющими объем сетевой воды, который необходимо дренировать до начала ремонта, а затем восполнить после его проведения. Параметр z_р зависит также от оснащения теплоснабжающего предприятия машинами, механизмами и транспортом, которые требуются для выполнения аварийно-восстановительных работ.

Под сохраняемостью тепловых сетей понимается их способность сохранять безотказность, долговечность и ремонтопригодность в течение срока консервации.

До настоящего времени свойство сохраняемости сети никак не оценивается из-за отсутствия соответствующих показателей.

Основная причина пониженной надежности подземных теплопроводов в непроходных каналах, а также бесканальных старых конструкций – наружная коррозия подающих трубопроводов водяных тепловых сетей, на которые приходится до 80 % всех повреждений.

Значительную часть отопительного периода, а также в течение всего неотопительного периода температура сетевой воды в подающем трубопроводе водяной тепловой сети поддерживается обычно 70 – 80 °С. При такой температуре в условиях повышенной влажности окружающей среды, имеющей место в подземных теплопроводах в непроходных каналах, процесс коррозии проходит особенно интенсивно, так как тепловая изоляция и поверхность стальных трубопроводов находятся во влажном состоянии, а температура поверхности достаточно высока.

Наружная коррозия особенно интенсивна в местах подтопления или увлажнения теплоизоляционной конструкции, а также в анодных зонах теплопроводов, подвергающихся действию блуждающих токов. Выявление в процессе эксплуатации коррозионно-опасных участков подземных теплопроводов и устранение источников коррозии являются одними из эффективных методов увеличения долговечности тепловых сетей и повышения надежности теплоснабжения.

В настоящее время отсутствуют апробированные методы неразрушающего контроля и методы прогнозирования состояния подземных теплопроводов. Единственный широко используемый в настоящее время практический метод выявления в летний период участков тепловой сети, пораженных коррозией, заключается в поучастковых гидравлических испытаниях сетей при повышенном давлении, значение которого выбирается из условия разрушения стенки трубы, если ее толщина

, (7.33)

где s_p – расчетная толщина стенки при рабочем давлении в трубопроводе.; d_к – запас на коррозию.

Интенсивность коррозии подземных теплопроводов обычно не превосходит 0,0005 м/год. Поэтому запас на коррозию выбирается в зависимости от частоты проведения отбраковочных испытаний.

В настоящее время существуют следующие методы повышения надежности систем теплоснабжения:

· совершенствование структуры систем теплоснабжения, переход на комбинированное теплоснабжение с покрытием базовой тепловой нагрузки теплоэлектроцентралями, а пиковой – автономными теплоисточниками (см. п. 2.2.2);

· комплексное решение задач по реконструкции тепловых сетей с использованием теплопроводов полной заводской готовности, в том числе ППУ-теплопроводов;

· применение при строительстве тепловых сетей только тех стальных труб, которые соответствуют требованиям, предъявляемым к тепловым сетям, с проведением предпусковых испытаний в полном объеме;

· 100%-ный контроль неразрушающими методами стыковых соединений на трубопроводах диаметром более 300 мм;

· отказ от сальниковых компенсаторов и использование вместо них компенсаторов сильфонного типа;

· отказ от клиновых задвижек и постепенный переход на запорную арматуру шарового и шиберного типа, не требующую постоянного обслуживания;

· оснащение линейной части тепловых сетей, узловых камер, насосных подстанций средствами стационарной диагностики (встроенной в конструкцию теплопровода), а также средствами дистанционного контроля и управления тепловыми сетями;

· введение жесткого надзора за качеством строительства тепловых сетей со стороны эксплуатационных предприятий тепловых сетей;

· постоянный мониторинг (осмотр) действующих тепловых сетей; основное внимание уделяется контролю увлажнения изоляции теплопроводов, а одной из главных забот эксплуатационного персонала является отвод от теплопроводов случайных вод, которые могут поступать из расположенных рядом городских коммуникаций, от дождя;

· разработка и внедрение схем резервирования теплопроводов; эксплуатационный персонал должен иметь заранее разработанные и апробированные схемы резервирования и порядок ввода их в действие с учетом возможностей эксплуатационного и ремонтного персонала при имеющейся оснащенности его техникой и средствами малой механизации;

· совершенствование оперативно-технологического управления СЦТ с целью сокращения до минимума времени прекращения подачи теплоносителя потребителям теплоты.

Под качеством тепловой энергии понимается соответствие термодинамических параметров теплоносителя (температуры пара и сетевой воды в подающем трубопроводе и их давления), а также допустимые значения их отклонения от договорных условиям работы теплопотребляющих установок потребителя.

Помимо количества и качества тепловой энергии важнейшим показателем, связанным с качеством теплоснабжения, является режим потребления энергии, под которым понимается соответствие реальных расходов теплоносителя и температуры обратной сетевой воды, возвращаемой потребителем в источник теплоты, договорным (расчетным) значениям.

При приемке в эксплуатацию вновь сооруженных тепловых сетей, а также для проверки состояния действующих сетей проводятся их испытания. Целью испытаний обычно служат:

· проверка работы и выявление дефектов оборудования при наиболее напряженных гидравлических и тепловых режимах;

· определение технических характеристик, необходимых для нормирования показателей тепловых сетей, насосных подстанций, а также – для разработки наиболее рациональных режимов работы СЦТ;

· контроль фактических технических показателей состояния и режимов работы тепловой сети и элементов ее оборудования, выяснение причины их отклонения от расчетных или ранее установленных опытных значений.

Основные виды испытаний:

· гидравлические: на прочность и герметичность (плотность), на гидравлическое сопротивление (потери давления) отдельных элементов СЦТ;

· тепловые: на максимальную температуру теплоносителя и на тепловые потери.

Гидравлические и тепловые испытания обычно проводятся раздельно для создания условий, способствующих большей точности измерений.

Испытания на прочность и герметичность проводятся как на отдельных участках, так и на всей сети в целом. При проведении таких испытаний должны быть надежно отключены абонентские установки, испытания которых должны проводиться отдельно.

При испытаниях на прочность и герметичность участков вновь смонтированных трубопроводов вместе с арматурой создается пробное давление, превышающее рабочее на 25%.

Пробное давление поддерживается в течение короткого периода времени (обычно 15 мин), а затем снижается до рабочего. Результаты испытания признаются удовлетворительными, если после установления рабочего давления его снижение не превышает 10% за 2 ч.

Для определения утечки воды из испытуемого участка сети используется метод сравнения времени естественного падения давления (при обычных условиях) со временем падения давления на такое же значение при искусственном спуске воды.

Испытание проводится в следующей последовательности. Сначала определяется время z₁, с, естественного падения давления в испытуемом участке трубопровода на некоторое значение Dр. Давление в трубопроводе вновь повышается до первоначального, и измеряется время z₂, с, при падении давления на такое же значение Dр, но при спуске из трубопровода некоторого количества воды W, л, в мерный бак.

При однозначной зависимости темпа падения давления от утечки

,

откуда

.

Найденное значение V_y , л/с, количественно характеризует герметичность испытуемого участка сети при условии, что перед испытанием из него тщательно был удален воздух через воздушники, чем было исключено влияние упругой воздушной среды на темп падения давления в трубопроводе.

Определение гидравлического сопротивления предназначено для оценки фактических гидравлических сопротивлений s отдельных участков тепловой сети и водоподогревательных установок ТЭЦ. Начальный этап этих испытаний заключается в определении высотных (геодезических) отметок характерных точек сети, на которых установлены измерители давления (манометры). Высотные отметки оси испытываемого трубопровода обычно определяются по данным инструментальной нивелировки или специальным испытанием в статическом состоянии системы, т. е. при отсутствии циркуляции воды в сети.

В этом случае за отметку «нуль» принимают положение манометра, показывающего наибольшее давление р_о.

Высотная отметка Z, м, любой другой точки трубопровода со статическим давлением р, Па, определяется по формуле

,

где r – плотность воды в трубопроводе, кг/м³; g = 9,81 м/с².

Падение давления Dр на любом участке водяной тепловой сети при гидродинамическом режиме можно вычислить как

,

где Dр – падение давления между точками 1 и 2 по ходу теплоносителя, Па; р₁, р₂ – показания манометров в точках 1 и 2, Па; Z₁, Z₂ – высотные отметки точек 1 и 2, м.

Для повышения точности измерений целесообразно устанавливать на испытуемом участке максимально возможный расход воды.

Испытание на тепловые потери осуществляются для проверки эффективности тепловой изоляции теплопроводов и установления исходных показателей для расчета тепловых потерь сети.

Испытания на тепловые потери должны проводиться при установившемся тепловом режиме. Поэтому их целесообразно осуществлять сразу после окончания отопительного сезона, когда грунт вблизи теплопровода прогрет, благодаря чему снижается продолжительность испытаний. Если до испытаний тепловая сеть длительно не работала, то необходимо предварительно вывести ее на установившийся тепловой режим посредством длительного (до стабилизации тепловых потерь) поддержания температуры, намечаемой для проведения испытания. Тепловые потери, кДж/с, испытуемого участка водяной тепловой сети равны

где V – объемный расход теплоносителя, м³/с; Dр – потеря давления на участке, кПа; t₁, t₂ – температура теплоносителя в начале и конце участка, °С; с_р – теплоемкость воды, кДж/(кг • °С); r – плотность воды, кг/м³.

При этом учитывается компенсация теплопотерь за счет изменения энтальпии теплоносителя и за счет работы трения, превращаемой в теплоту.

Контроль качества выполнения строительно-монтажных работ в течение всего периода строительства является залогом надежности сооружения, поэтому служба эксплуатации обязана производить технический надзор с самого начала строительства на всех стадиях готовности объекта. Технический надзор возлагается на представителей сетевого района, проектной и строительно-монтажной организацией и теплоснабжающей станции.

Надзор и приемка тепловых сетей осуществляется по техническим условиям проектов, согласованных с теплосетью. Комиссия обязана требовать от исполнителей работ строгого соблюдения всех норм строительства и проектных решений. Надзор проводится по всем видам строительных и монтажных работ в порядке их выполнения: разбивка трассы; устройство основания трассы, продольного дренажа, электрической защиты; сварка труб, размещение опор, растяжка компенсаторов, тепловая изоляция; промывка и испытание сетей; перекрытие каналов, засыпка и планировка грунта, а также другие операции, предусмотренные проектом или инструкцией. Поэтапные результаты надзора оформляются актами приемки установленной формы, дающими разрешение на выполнение всех последующих работ. На все обнаруженные отступления от проекта должны быть получены согласования проектных организаций.

Высокие требования должны предъявляться прежде всего к качеству поставляемых строительных материалов и монтажных изделий. Технический надзор и приемка материалов и оборудования производятся по сертификатам заводов-изготовителей. Данные сертификатов должны соответствовать проектным решениям. Строительные конструкции (каналы, камеры, эстакады, стойки) рассчитаны на длительный срок службы, поэтому при их приемке особое внимание обращается на отсутствие брака, возникшего при транспортировке, на тщательность подгонки и сборки узлов. Укладка лотков или сборных плит каналов на плохо утрамбованную постель может привести к просадке днищ, провисанию трубопроводов, при которых нарушается герметичность каналов и возникает перенапряжение сварных стыков труб. Продольный дренаж эксплуатируется без ремонта обычно 2 – 3 года, поэтому его сооружение должно быть надежным и удобным для повсеместной чистки системы.

Точность установки компенсаторов, фланцев, запорно-регулирующей и дренажной арматуры, правильное размещение сварных стыков, опор на трубопроводе и относительно опорных строительных конструкций является важнейшим условием надежности теплопровода.

Монтаж сальниковых компенсаторов проверяется на отсутствие перекосов подвижных стаканов в корпусе и наличие достаточного свободного хода стакана. Качество сальникового уплотнения и плотность набивки проверяются выборочной разборкой установленных компенсаторов. При П-образной компенсации температурных удлинений внешним осмотром оценивается качество сварных швов, допустимый радиус изгиба колен. Компенсирующую способность можно проверить контрольной выборочной резкой трубопровода перед компенсатором, при которой разрезанные концы труб должны разойтись на величину предварительной растяжки. Компенсаторы монтируют после закрепления трубопровода в неподвижных опорах; на участке врезки компенсатора между торцами труб оставляется разрыв, равный длине растянутого компенсатора. При надзоре проверяют расстояние разрыва и длину нерастянутого компенсатора. Качество монтажа компенсаторов оформляют актами приемки.

Во время монтажа скользящие опоры на трубопроводе должны быть сдвинуты в сторону неподвижной опоры на величину перемещения, указанную для каждой опоры в проекте, в зависимости от температуры наружного воздуха.

Исправную запорную, регулирующую и дренажную арматуру проверяют по допустимому условному давлению и на свободное плотное закрытие. В отдельной арматуре исследуют сальниковую набивку, качество пропитки набивочного материала, сверяют с проектом соблюдение мест размещения арматуры и правильность расположения маховика. Особое внимание уделяют прочности закрепления фланцевой арматуры на трубопроводе. Перекос фланцев при сварке вызывает перенапряжение фланцевого соединения и неравномерное обжатие прокладки, что является причиной аварии. На полностью затянутом фланцевом соединении резьбы всех болтов должны выступать из гаек на 2 – 3 витка.

Контроль теплоизоляционных работ проводится путем замеров толщины слоя, равномерности уплотнения материала, прочности бандажного крепления. Теплофизические свойства изоляционного материала проверяются лабораторным анализом проб.

Недоступные для внешнего осмотра сварные стыки, опоры и другие элементы контролируются в процессе выполнения этих работ. На сварные стыки теплопроводов бесканальной прокладки составляют исполнительную схему с указанием привязочных размеров стыка относительно видимых наземных объектов.

Наряду с контролем качества работ осуществляют технический надзор за соблюдением допустимых свободных зазоров между конструкциями и строительными ограждениями, правил компоновки каналов и камер. Все отступления от проекта и допущенные неисправности заносятся в дефектную ведомость с указанием сроков и способов устранения.

По окончании строительно-монтажных работ теплопровод пускается в пробную эксплуатацию с целью наладки, опробования и проведения необходимых испытаний на прочность. Прием и сдача сети в промышленную эксплуатацию оформляются актом с приложением к нему документов: а) исполнительных чертежей теплотрассы со всеми дополнительными устройствами; б) актов ревизии и испытаний; в) паспортов магистрали, арматуры, приборов контроля; г) сертификатов на трубы и изделия; д) актов лабораторных исследований сварки, теплоизоляции, качества воды; е) строительных чертежей сооружения.

Надзор и приемка тепловых пунктов, абонентских вводов и подстанций. Постоянный надзор позволяет предупредить отступления от проектных решений, которые в ряде случаев ведут к переделкам, срыву сроков строительства и в итоге к удорожанию сооружения.

Внешним осмотром комиссия устанавливает качество работ, наличие свободных проходов и площадок для текущего ремонта оборудования. При приемке насосов, электродвигателей, подогревателей и различных емкостей сверяют паспортные характеристики установленного оборудования с данными, принятыми в проекте. Осматривают внешний вид установленного оборудования и закрепление на фундаменте. Теплообменники и емкости проверяют на плотность заливом водой под давлением, при необходимости производят пробный пуск с целью определения бесшумной работы агрегатов. Проверяют правильность установки запорно-регулирующей арматуры, грязевиков по отношению к направлению потока воды. Указывающие и регистрирующие контрольные приборы должны располагаться на высоте, удобной для наблюдения с отметки обслуживания.

Поверхность тепловой изоляции в пределах теплового пункта подлежит окраске в условные цвета. Приемочная комиссия должна следить за тем, чтобы окраска производилась после опрессовки оборудования по хорошо подготовленной и просушенной поверхности изоляции.

Тепловой пункт является местом постоянного нахождения обслуживающего персонала, поэтому требования технического надзора должны быть повышенными не только к качеству монтажа, но и к качеству отделочных работ внутри помещения.

Пуск систем теплоснабжения в промышленную эксплуатацию производит пусковая бригада по программе, составленной руководителем приемочной комиссии. В программе содержится пусковая схема сети с описанием планов пуска теплопроводов и расстановки рабочих.

За основу пусковой схемы принимается исполнительная схема вновь сооруженной или действующей тепловой сети. Для организованного проведения пусковых операций тепловая сеть разделяется на секционные участки. Для каждого секционного участка на пусковой схеме сетей указывается емкость, необходимая для расчета времени заполнения участка, отмечается расположение грязевиков, задвижек на ответвлениях, П-образных и сальниковых компенсаторов, камер с размещенными в них приборами и дренажной арматурой, неподвижных опор. В плане пуска сетей указывается очередность и правила заполнения секционных участков, а также продолжительность выдержки давления в различные периоды.

Планом расстановки рабочих предусматривается закрепление наблюдателей за состоянием компенсаторов, опор, воздушных и спускных устройств, контрольных приборов. Согласованность действий обслуживающего персонала в период пуска организуется руководителем работ. К пуску приступают после получения разрешения дежурного сетевого района. О ходе пусковых операций руководитель пусковой бригады докладывает дежурному по району, который отмечает в оперативном журнале время проведения отдельных операций, показания приборов и состояние оборудования и другие данные. Пуск тепловых сетей складывается из операций наполнения, промывки, прогрева и испытания. Правила и последовательность выполнения этих работ зависят от назначения тепловых сетей, способа прокладки и времени пуска.

Пуск водяных тепловых сетей начинается с наполнения секционного участка водопроводной водой, нагнетаемой в обратную магистраль под напором подпиточного насоса (рис. 8.1). В теплое время года сети наполняются холодной водой. При температуре наружного воздуха ниже 1^оС во избежание замерзания воды рекомендуется нагревать ее до 50°С.

В период заполнения на обратном трубопроводе перекрываются все спускные краны и задвижки на ответвлениях, открытыми остаются лишь воздушники. При появлении в воздушниках воды без пузырьков воздуха воздушные краны закрывают, затем периодическим открыванием (через 2 – 3 мин) воздушников производится выпуск скоплений воздуха. По окончании заполнения обратной линии открываются задвижки на перемычке и аналогичным образом производится заполнение подающего трубопровода секции.

После заполнения всей секции производится двух-трехчасовая выдержка для окончательного удаления воздушных скоплений.

Рис. 8.1. Схема размещения пусковых устройств в тепловой сети: 1 – сетевой насос;
2 – подпиточный насос; 3 – регулятор подпитки; 4 – перемычка сетевого насоса; 5 – грязевик;
6 – дренажный вентиль; 7 – воздушный вентиль; 8 – сетевая перемычка; 9 – секционная задвижка

Заполнение распределительных и квартальных сетей производится после заполнения магистральных трубопроводов, а ответвлений к зданиям – после заполнения распределительных и квартальных сетей. Заполнение тепловых сетей с насосными подстанциями производится через обводные трубопроводы.

Следующей пусковой операцией является опрессовка на плотность и прочность, которая проводится последовательно на всех подготовленных к пуску секционных участках. После испытания прочности системы приступают к промывке трубопроводов от грязи, окалины и шлама, занесенных в трубопровод во время монтажных или ремонтных работ.

Промывку осуществляют в две стадии: черновую и чистовую. Черновой промывкой удаляются легкие взвеси, для этого трубопроводы подключаются к водопроводной линии с давлением до 0,4 МПа. Под этим напором взмученная вода, оставшаяся в трубах после опрессовки, вытесняется, через открытые дренажи. Полное удаление всех загрязнений производится чистовой промывкой водой из городского водопровода, нагнетаемой в трубопроводы со скоростью 3 – 7 м/с сетевыми насосами. При подземной прокладке сетей вымывание грязи, крупных частиц окалины и песка производится через открытые дренажи и грязевики, установленные на секционном участке в конце подающего и обратного трубопроводов. При надземной прокладке чистовую промывку производят в процессе наладки теплопроводов, используя для этой цели станционные и абонентские грязевики. По мере скопления шлама гидравлическое сопротивление грязевиков возрастает, для их чистки необходима остановка циркуляции с перекрытием задвижек с обеих сторон от грязевика. Признаком окончания чистовой промывки может служить установившееся постоянное гидравлическое сопротивление грязевиков. После чистовой промывки грязевики демонтируют или удаляют из них сетки.

В зависимости от протяженности сетей промывка может производиться сразу на всей длине магистрали или на отдельных участках с последовательным включением каждого последующего участка после промывки предыдущего, используя при этом циркуляцию воды через сетевые перемычки.

Общий расход воды на гидравлические испытания и промывку составляет примерно две-три емкости теплопровода. Промывка сетей даже при больших скоростях циркуляции не обеспечивает надлежащей чистки труб. Для сокращения расходов промывочной воды и улучшения чистоты труб особенно большого диаметра D_у>500 мм применяется гидропневматическая промывка, которая осуществляется нагнетанием в воду сжатого до 0,3 МПа воздуха через несколько дренажных устройств. Сжатый воздух перемешивает в воде осевшие окалину, песок и с повышенной скоростью выбрасывает их через другие спускные краны. В связи с возможными гидравлическими ударами в сети при гидропневматической промывке принимаются повышенные меры предосторожности. В момент впуска воздуха в трубопровод с водой не допускается пребывание наблюдателей в каналах и камерах. По окончании барботажа воздуха должен проводиться непрерывный контроль за состоянием всех элементов трубопроводов. Места сброса водовоздушной смеси должны быть ограждены от посторонних лиц.

Промывка ведется до полного осветления воды, по мере осветления качество ее контролируется лабораторным анализом. В конце чистовой промывки сети заполняют химически очищенной водой. Сети с открытым водоразбором перед заполнением сетевой водой подвергаются дополнительной санитарной обработке против бактериальных загрязнений по действующим нормам. Сеть дезинфицируется добавлением в воду активного хлора в количестве 20 – 40 мг/л, с выдержкой не менее 24 ч, остаточное содержание хлора в воде должно быть не менее 1 мг/л. Затем вода спускается, и сеть подвергается повторной промывке питьевой водой, нагретой до 70°С.

После некоторого периода циркуляции воды (через грязевики), необходимого для проверки состояния компенсаторов, опор, арматуры, производится подключение станционных подогревателей для подогрева сетей. Операция подогрева проводится медленно, скорость разогрева воды в подающем трубопроводе не должна превышать 30°С в час. При постепенном прогреве сети до рабочей температуры, наблюдатели ведут тщательный надзор за работой компенсаторов, состоянием уплотнений и теплоизоляции, за перемещением опор. Мелкие дефекты (утечки через дренажи, воздушники, уплотнения сальников) устраняются в процессе прогрева, так как со временем обнаруженные неисправности могут увеличиться. Для выправления крупных неисправностей необходима остановка сети.

После устранения дефектов теплопровод пускается в 72-часовую контрольную эксплуатацию, во время которой продолжается периодический выпуск воздуха через все воздушники. Задвижки на сетевых перемычках закрываются, а вода из перемычки между задвижками во избежание ее замерзания сливается. Если во время контрольной эксплуатации не будут обнаружены нарушения работы, сеть сдается в постоянную эксплуатацию.

При наличии насосных подстанций на обратных трубопроводах насосы должны включаться в работу до включения потребителей теплоты. Насосы подстанций на подающих трубопроводах должны включаться после включения абонентских вводов для постепенного увеличения располагаемого напора в сети.

При выполнении всех работ обслуживающий персонал должен иметь ватную спецодежду и рукавицы во избежание случайных ожогов. Вблизи работающего теплопровода могут находиться только выделенные для пуска люди, прошедшие инструктаж по технике безопасности и хорошо знающие правила работы с горячими трубами и оборудованием.

Операции пуска конденсатопроводов выполняют аналогичным образом. Для предупреждения конденсации влаги на поверхности трубопровода и тепловой изоляции независимо от времени года заполнение и промывку производят водой с температурой не ниже 45°С. В конце промывки конденсатопровод немедленно заполняют конденсатом или химически очищенной водой для контрольной промывки. Во время контрольной промывки проверяют качество исходного и сбрасываемого в дренаж конденсата. Контрольную промывку ведут до установления требуемого солесодержания в конденсате.

Пуск паропроводов зависит от размеров сети. Разветвленные паропроводы большой протяженности пускаются вначале на магистральных участках, затем поочередно пускаются ответвления. Пуск паропроводов начинается с гидравлической опрессовки на прочность и плотность. Слив опрессовочной воды используется для черновой промывки паропровода. Чистовую промывку паропроводов водой не применяют, ее заменяют продувкой паром. Продувка холодных паропроводов без предварительного его прогрева не допускается из-за опасности конденсации и гидравлических ударов, поэтому операция наполнения преследует прогрев паропровода. Впуск пара на прогрев паропровода производят после полного удаления опрессовочной воды через пусковые и постоянные дренажи.

Прогрев начинают медленным открытием головных задвижек на ТЭЦ. На паропроводах большого диаметра для этих целей используют байпасные линии на задвижках. Небольшой расход пара в начале прогрева предупреждает захват конденсата паром, ведущий к гидравлическим ударам большой силы, и деформацию трубопровода, так как в наполняемом паропроводе в первую очередь нагревается верхняя часть трубы, которая стремится изогнуть трубопровод дугой кверху. С появлением из пусковых дренажей сухого пара, свидетельствующем о завершении прогрева, дренажи закрываются. Затем паропровод некоторое время выдерживают под небольшим избыточным давлением. Это время используется для проверки состояния трубопроводов и ликвидации обнаруженных дефектов. Убедившись в надежности конструкции, производят впуск пара с максимальной скоростью, необходимой для захвата мелких и крупных частиц грязи, окалины и выброса этого шлама «на вылет» через концевые продувочные штуцера или специальные установленные концевые задвижки.

Для сокращения расхода пара на очистку труб от оксидов железа рекомендуется присадка 1%-ного раствора едкого натра, дозировка которого производится через воздушники на головном участке паропровода в период прогрева.

После продувки паропровод переводится на расчетный режим работы. В процессе пуска естественно ожидать ослабления болтовых соединений, плотности сальников, засорения дренажных устройств. Все неисправности устраняют после пуска, поэтому на некоторое время организуется более частый обход трассы.

Пуск тепловых пунктов, подстанций и вводов сводится к испытанию плотности и прочности оборудования и трубопроводов. Проверку плотности и прочности производят гидравлической опрессовкой, выполняемой в теплое время года, когда температура в помещении не ниже 5°С. Перед опрессовкой тепловое пункты отключают от тепловой сети путем закрытия входной арматуры и установки заглушек во фланцевые соединения за арматурой.

После гидравлического испытания тепловой пункт вместе с местной системой промывают водопроводной водой до полного осветления и затем воду сливают полностью. Тепловые пункты заполняют сетевой водой по пусковому графику, которым устанавливается очередность подключения абонентов. Заполнение осуществляют плавным открытием запорной арматуры на обратном трубопроводе. С появлением воды в воздушных кранах их закрывают, потом медленно открывают запорную арматуру на подающем трубопроводе.

Наполнение местных систем через обратный трубопровод предотвращает разрушение радиаторов высоким давлением воды в подающем трубопроводе. В тех случаях, когда статическая высота потребителей превышает давление в обратном трубопроводе, окончательное заполнение вводов производят из подающих трубопроводов при частично открытой арматуре на обратном трубопроводе ввода. Необходимое избыточное давление регулируется последующей настройкой регулятора подпора или дроссельных шайб на обратном трубопроводе.

Нормальная работа источника теплоты, сетей и потребителей требует постоянного контроля за состоянием оборудования и соблюдением режимов отпуска теплоты заданных параметров. Задача наладки заключается в том, чтобы обеспечить бесперебойное приготовление теплоты при всех режимах нагрузки и установить максимальное соответствие между выработкой теплоты и ее потреблением. Согласованная загрузка всех звеньев системы теплоснабжения достигается наладкой.

Режим отпуска теплоты планируется на основе суточных и годовых графиков нагрузки. Суточные графики составляет диспетчерская служба теплосети по предварительным прогнозам погоды и выдает на станцию за сутки до исполнения. Суточный график является заявочным документом, в котором указываются параметры и часовые нормы расхода теплоносителя всему району и норма загрузки теплофикационного оборудования. При составлении заявочных графиков нормы отпуска теплоты жилищно-бытовому потребителю корректируются по данным теплопотребления этого района за прошедшие годы. Заявочные режимы работы станционного оборудования корректируются также в оперативном порядке по получении диспетчером информационных сообщений от дежурных по сетевым районам и уточнению сводки погоды.

Обслуживающий персонал тепловой станции обязан строго соблюдать заявочные режимы и контролировать параметры теплоносителя, поскольку недогрев сетевой воды приводит к уменьшению температуры в помещении, а возврат сетевой воды с высокими температурами создает перерасход электроэнергии на перекачку теплоносителя. Отклонения от расчетных температур воды в подающем и обратном трубопроводах допускаются в пределах ±2°С. Всякие нарушения режимов отпуска и потребления теплоты учитываются при финансовых расчетах между станцией и потребителями.

При наладке режимов теплоснабжения необходимо учитывать неодинаковые условия доставки теплоты на различные расстояния. В сетях большой протяженности при регулировании режимов потребители вблизи станций начинают получать теплоту новых параметров значительно раньше дальних потребителей. Это запаздывание, определяемое временем перемещения теплоносителя от источника к концу сети, при небольшой скорости воды (до 2 м/с) может составлять продолжительное время. В таких случаях для предупреждения перерасхода теплоты у головных потребителей и нехватки теплоты у концевых потребителей (или наоборот) центральное регулирование должно корректироваться местным регулированием. Начало местного регулирования в различных сетевых районах координируется диспетчером. Продолжительность движения теплоносителя до характерных точек сети определяется при наладке. Наладка может производиться после сооружения новых сетей или ремонта действующих, такая наладка называется пусковой. Во время эксплуатации сетей наладка применяется с целью улучшения режимов потребления теплоты.

Пусковая наладка необходима для обеспечения расчетного распределения теплоносителя в многочисленных ответвлениях сетей и экономической работы теплопотребляющих установок. Если на вводах имеются автоматические регуляторы, задача пусковой наладки сводится к настройке регуляторов расхода на пропуск расчетных расходов воды при расчетном гидравлическом режиме сетей. При отсутствии абонентских регуляторов наладку производят различными методами. Один из них, называемый программным, предусматривает наладку режимов путем последовательного подключения потребителей к сети. Пусковое регулирование сетей по программному методу осуществляется по плану очередности подключения абонентов. Наиболее простое регулирование достигается последовательным подключением абонентов в направлении от конца сети к станции или от источника теплоты к концу сети.

Для каждого абонента устанавливается определенный пусковой расход воды. Величина расхода зависит от числа подключаемых абонентов, нормы расхода воды каждым потребителем и очередности их подключения к сетям. Пусковые расходы на вводе рассчитываются из условия заполнения сетей расчетным расходом воды и отключения от сетей абонентов, подлежащих более позднему включению. По мере включения последующих абонентов пусковые расходы на каждом вводе постепенно снижаются и после включения последнего абонента у всех потребителей устанавливаются нормальные расчетные расходы воды.

Программный метод пускового регулирования при большом числе потребителей неудобен из-за сложности расчета программы и длительности выполнения наладочных операций, поэтому его применяют для небольших тепловых сетей.

Пусковое регулирование по методу сопротивлений состоит в настройке на каждом абонентском вводе расчетного сопротивления, соответствующего расчетному режиму эксплуатации. Расчетное сопротивление вводов определяется по пьезометрическому графику, построенному по расчетным расходам воды. Для разработки программы регулирования должны быть хорошо известны гидравлические характеристики всех участков сети. При регулировании проверяют соответствие фактического сопротивления ввода расчетным значениям. Несоответствие устраняют наладкой. Результаты наладки проверяют по показаниям приборов расхода и давления на подающем и обратном трубопроводах. Метод сопротивления применяют для пускового регулирования сетей с любым числом потребителей при любой последовательности их включения в любой точке сети.

Метод нормальных расходов применяют для пускового регулирования водяных сетей в тех случаях, когда трудно установить гидравлические характеристики участков сети. Регулирование начинается с установки в магистральных сетях устойчивого расхода воды при строго постоянном располагаемом напоре сетевого насоса. Циркуляция воды производится через открытые концевые перемычки. Затем последовательным включением каждого абонента, начиная от источника, добиваются нормального расчетного расхода воды на вводе. По мере увеличения числа подключенных абонентов и изменения расходов воды и напоров в сети производят дополнительную подрегулировку.

Расчетное распределение сетевой воды является основным признаком высокой гидравлической устойчивости сети и безаварийного теплоснабжения. Регулирование гидравлических режимов сети может быть обеспечено централизованно у источника теплоты, а также местными и индивидуальными средствами регулирования. Задача наладки состоит в том, чтобы установить допустимые изменения давлений в сети, при которых обеспечивается непрерывность расчетного теплоснабжения. Дежурный персонал станции и сетевых районов, производящий регулировку гидравлических режимов, а также диспетчер, управляющий работой сети должны в совершенстве изучить изменения гидравлических режимов на всех участках сети и абонентских вводах в зависимости от производимых переключений. Эти знания помогают обслуживающему персоналу уверенно определять очаги аварий и принимать самостоятельные решения по их ликвидации.

Гидравлический режим паропроводов достаточно устойчив, в них не наблюдается резкого изменения давления при включении или отключении отдельных потребителей. Отсутствие жесткой гидравлической зависимости потребителей облегчает применение местного количественного регулирования путем простого изменения степени открытия задвижки. Наладка паропроводов поэтому сводится к уточнению действительных температуры и давления в наиболее крупных ответвлениях при максимальных и минимальных расходах пара.

Тепловые пункты и подстанции представляют собой узлы управления местных систем отопления, вентиляции и горячего водоснабжения, поэтому наладку оборудования в пунктах должны производить совместно с местной системой.

Особенности отопительных систем обусловлены применением смесительных устройств, требующих соблюдения требуемого перепада давления на вводе. К особенностям системы горячего водоснабжения относится резко выраженная неравномерность нагрузки, постоянно нарушающая расчетные гидравлические режимы во внешней сети. Помимо этого за время отопительного сезона все виды тепловой нагрузки нуждаются в дополнительном местном регулировании. Все это усложняет наладку и требует поэлементного проведения регулировочных операций.

Перед наладкой тепловых пунктов и местных систем необходимо установить их гидравлические сопротивления при расчетных расходах воды. При значительной разности фактических и проектных потерь напора (более 10 – 20%) системы должны быть тщательно промыты. Контроль потерь давления в системах необходим для определения достаточности располагаемого напора для нормальной работы элеватора, калорифера или установки горячего водоснабжения.

Низкий коэффициент смешения снижает циркуляцию воды в отопительных приборах, завышенный улучшает распределение воды и благодаря запасу теплоотдачи нагревательных приборов исключает недогрев помещений. Увеличение коэффициента смешения производится подбором меньших сечений сопла.

В некоторых случаях замена сопл вызывается неточностью изготовления проточной части элеватора или завышенным сопротивлением местной системы. Для уменьшения чрезмерно больших коэффициентов смешения необходимо увеличить сопротивление отопительной системы прикрытием входной задвижки на вводе или установкой дроссельной шайбы. При насосном смешении регулирование коэффициента смешения осуществляется регулирующими клапанами на перемычке насосов.

Прогрев нагревательных приборов определяется с помощью ртутных термометров или тарированных термощупов, установленных на входе и выходе каждого стояка. При равномерном прогреве приборов температура воды на выходе из стояков должна быть одинаковой. Отрегулированные расходы воды в стояках отмечаются положениями стрелок на указывающих дисках проходных кранов.

Опыт эксплуатации показывает, что расчетный расход теплоты на отопление зданий не всегда совпадает с действительной потребностью. Корректировка отопительной нагрузки производится выборочным термографированием отапливаемых помещений и наружного воздуха. Термографированием устанавливается действительная потеря теплоты через наружные ограждения помещения и соответствие этой потери теплоте, получаемой из сетей. По уточненной потребности теплоты и фактическому перепаду температуры сетевой воды вводятся поправки на величину расхода теплоносителя.

Подогреватели горячего водоснабжения перед заполнением сетевой водой подвергаются гидравлическому испытанию, а затем промывке вместе с разводящими трубами водопроводной водой. При наладке уточняют гидравлические и тепловые характеристики подогревателя. Испытания проводят для нескольких режимов водоразбора и при минимальной температуре сетевой воды (обычно 70°C). Целесообразно отрегулировать нагрев водопроводной воды до 50 – 55°С. При таких температурах значительно ослаблены солеотложения в трубках подогревателей и коррозия в трубах разводящей системы.

Наладка водоразбора из сети заключается в настройке смесителя на автоматическое переключение расхода воды из подающей на обратную линию при достижении в ней температуры 55 – 65°С и в проверке производительности терморегулятора.

В системах горячего водоснабжения высотных зданий одинаковые свободные напоры воды в водоразборных кранах настраивают подбором диафрагм. Диафрагмы устанавливают на каждом ответвлении в квартиру или помещение с водоразборными приборами, отверстия в диафрагмах уменьшают по этажам сверху вниз.

Особо важное значение имеет контроль температуры обратной воды. Работа отопительной системы с повышенной температурой обратной воды свидетельствует о перетопе здания и прямом нарушении санитарных норм в жилом помещении. Перегрев помещений в ряде случаев вызывается излишней установкой нагревательных приборов. В период наладочных работ необходимо проверить соответствие проектных и фактически установленных нагревателей, так как несоблюдение графика температуры обратной воды увеличивает перерасход топлива.

В тепловых пунктах с паровым теплоносителем наладочные работы сводятся к установке лимитных расходов пара и наладке системы приема возвращаемого конденсата. Наладка и ремонт пароводяных подогревателей состоят из тех же операций, что и для коммунальных потребителей с водо-водяными подогревателями. В паровых системах особое значение имеет уход за дренирующими устройствами, так как неисправное дренирование паропроводов увеличивает потери теплоты и конденсата, а также создает опасность гидравлических ударов.

Все крупные потребители пара должны иметь исправно действующие конденсатоотводчики и оборудование для закрытой или открытой схемы сбора и откачки конденсата. Перед приемом конденсата в сборные баки должен быть организован регулярный лабораторный анализ качества конденсата. В открытых схемах сбора конденсата необходимо отрегулировать охлаждение конденсата до 95 – 98°С и обеспечить его непрерывную откачку на тепловую станцию.

По результатам наладки составляют режимные карты, в которых указывают максимальные значения тепловой нагрузки, параметров теплоносителя, рекомендуемые перепады давлений и температур, коэффициенты смешения и номера элеваторов и другие данные, установленные испытаниями. Режимные карты являются руководящим документом для эксплуатационников.

Организация работы персонала «Теплосети» регламентируется «Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей», «Правилами техники безопасности при обслуживании тепловых сетей», другими нормативно-техническими документами, действующими в электроэнергетическом комплексе страны, в коммунальной и промышленной энергетике.

На рис. 8.2 приведена примерная организационная структура предприятия «Тепловые сети». Основной производственной единицей «Теплосети» является сетевой район, персонал которого обычно обеспечивает эксплуатацию тепловых сетей и СЦТ от одного (в редких случаях двух) источников теплоты.

Рис. 8.2. Примерная организационная структура предприятия «Теплосеть»

Сетевые районы осуществляют эксплуатацию находящихся на балансе (в собственности) «Теплосети» тепловых сетей, надзор за тепловыми сетями, находящимися на балансе других предприятий, например, предприятий – оптовых потребителей (перепродавцов), а также обеспечивают режимы работы обслуживаемых СЦТ путем распределения теплоносителя между потребителями в соответствии с договорами теплоснабжения и указаниями диспетчерской службы «Теплосети». В задачу сетевого района входит также решение ряда проблем, связанных с продажей теплоты: организация коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителей у своих потребителей, определение объемов этой теплоты и теплоносителей для оплаты потребителями.

Диспетчерская служба (ДС) «Теплосети» создается для обеспечения согласованной работы всех звеньев СЦТ. В зависимости от масштабов СЦТ ДС может иметь разную структуру: в относительно небольших системах – одноступенчатую, а в крупных системах – двухступенчатую, состоящую из центрального диспетчерского пункта (ЦДП) и районных диспетчерских пунктов (РДП).

Для успешного выполнения их функций на диспетчерские пункты (ДП) должна постоянно поступать информация о параметрах теплоносителя в характерных точках СЦТ: на источниках теплоты, в насосных подстанциях, в узловых камерах сети, у крупных потребителей. Эти характерные точки находятся на значительном расстоянии от ДП. Поэтому для сбора информации используются средства телеизмерения по каналам связи городской телефонной сети и (или) по специальным кабельным линиям. Эти каналы связи используются не только для телеизмерений, но и для телеуправления отдельными элементами СЦТ (например, насосными подстанциями, важными коммутационными узлами в сети).

Большое распространение получили автоматизированные системы диспетчерского управления (АСДУ) в составе автоматизированной системы управления предприятия (АСУП). Построение АСУП на каждом предприятии является индивидуальной задачей, так как нет двух одинаковых СЦТ и двух одинаковых предприятий «Теплосеть».

С помощью АСДУ персонал ДС предприятия «Теплосеть» выполняет много важных задач по эксплуатации СЦТ, таких как:

· разработка и оптимизация режимов отпуска тепла от ТЭЦ и котельных и контроль за их выполнением;

· разработка и оптимизация гидравлических и тепловых режимов работы тепловых сетей и контроль за их выполнением;

· телеконтроль и телеуправление оборудованием насосных подстанций, крупных коммутационных узлов в сети, блокировочных связей, дренажных насосных;

· руководство операциями по обнаружению и локализации повреждений тепловых сетей и сетевого оборудования;

· координация работ и руководство оперативными действиями персонала источников теплоты, сетевых районов и потребителей теплоты в нормальных и аварийных ситуациях.

Для поддержания высокой эксплуатационной надежности тепловых сетей и сетевого оборудования должен своевременно проводиться ремонт теплопроводов и оборудования. Ремонт осуществляется на основании результатов постоянного мониторинга и диагностики с использованием современных диагностических средств. Мелкий ремонт обеспечивается обычно силами сетевого района. Более крупные ремонты, связанные с выводом теплопроводов в ремонт в заранее запланированные сроки, выполняются силами специализированных подрядных организаций либо собственными ремонтными цехами, если объемы ремонтных работ достаточны для постоянной загрузки ремонтного персонала в течение года.

Важное место в работе «Теплосети» занимает организация аварийных ремонтов тепловых сетей. В большинстве крупных предприятий «Теплосеть» создаются аварийно-восстановительные службы (ABC). В задачу ABC входит ликвидация повреждений теплопроводов в кратчайшие сроки при тесном взаимодействии с сетевым районом и ДС. Для решения поставленных задач ABC должна быть оснащена соответствующими средствами механизации (автотранспортом, экскаваторами, грузоподъемными машинами и механизмами, передвижными сварочными агрегатами, включая средства малой механизации).

Эксплуатацией автотранспорта, машин и механизмов занимается служба механизации, если эта функция не централизована в АО-энерго.

В «Теплосети» эксплуатируется большое количество электротехнического оборудования: крупных и мелких электродвигателей в насосных и дренажных подстанциях, в узловых камерах, на ГТП, в трансформаторных и (или) распределительных подстанциях, питающих насосные станции, много осветительного и другого электротехнического оборудования. Для его эксплуатации создаются электротехническая служба (цех).

Для эксплуатации средств автоматики, связи и АСУ, организации технологического контроля и коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителей в сетевых районах и у потребителей создаются соответствующие подразделения: служба автоматизации и измерений, служба АСУП. Их структуры зависят от объемов обслуживаемого оборудования и организации эксплуатации СЦТ.

В «Теплосети» должно быть подразделение, в задачи которого входит защита оборудования от коррозии, поддержание нормальных водно-химических режимов СЦТ, выявление причин коррозионных повреждений теплопроводов, разработка и внедрение совместно с сетевыми районами, другими службами «Теплосети» и специализированными предприятиями мероприятий, препятствующих коррозионным процессам (служба испытаний и защиты оборудования). Для координации проблем, связанных с развитием СЦТ в «Теплосети» создается служба перспективного развития (СПР), которая должна тесно сотрудничать с СПР АО-энерго и с городскими службами.

Для организации нового строительства и реконструкции тепловых сетей, осуществления контроля за этими видами работ в «Теплосети» создаются (при необходимости) отделы (группы) капитального строительства (ОКС). При малых объемах указанных работ эти функции осуществляют другие подразделения. Однако в любом случае очень важной остается функция по контролю за качеством выполнения строительно-монтажных и ремонтных работ, так как от этого во многом зависит надежность работы теплопроводов и, следовательно, надежность теплоснабжения потребителей. Указанные функции контроля осуществляют сетевые районы и группы технического надзора «Теплосети».

Важной задачей в работе «Теплосети» является анализ результатов работы предприятия, в том числе учет и анализ повреждений, разработка мероприятий по совершенствованию эксплуатации, применению новой техники, обучению персонала эффективным приемам труда, разработка соответствующих нормативных документов (инструкций по эксплуатации конкретных видов оборудования). Указанные задачи в «Теплосети» решает производственно-технический отдел (служба).

Кроме технических служб в «Теплосети», как и на любом промышленном предприятии, имеются экономические и вспомогательные службы (планово-экономический и финансовый отдел(ы), бухгалтерия, служба снабжения).

Все подразделения «Теплосети» должны работать согласованно в соответствии с положениями о каждом из них, чтобы исключить дублирование в работе и, наоборот, не оставить важный участок работы без ответственных исполнителей. Задачи по координации работы технических служб осуществляет главный инженер, а предприятия в целом – директор.