Планирование работ по капитальному ремонту и реконструкции на тепловых сетях
Р.Ю. Рожков, заместитель главного инженера,
А.И.Хейфец, заместитель главного инженера,
Предприятие «Тепловая сеть» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1»;
В.В. Хотяков, ведущий специалист отдела программирования,
000 «Системы эффективного теплоснабжения», г. Санкт –Петербург
Описанная в предлагаемой статье методика планирования капитальных ремонтных работ на тепловых сетях была разработана для Предприятия «Тепловая сеть» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1». Потребность в ее разработке в значительной степени была обусловлена сегодняшним физическим состоянием тепловых сетей этого предприятия и неэффективностью сложившейся ранее системы выбора участков реконструкции.
Предприятие «Тепловая сеть» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» (далее Предприятие) обслуживает в Санкт-Петербурге и Ленинградской области свыше 800 км трубопроводов (в однотрубном исчислении) со средним диаметром 500-600 мм. При этом трубопроводы тепловых сетей подземной прокладки составляют 90% от их общей протяженности. Это означает, что большая часть трубопроводов недоступна для визуально-измерительного контроля их технического состояния.
В настоящее время нормативный срок службы тепловых сетей директивно определен равным 25 годам. Этим же временным интервалом задан и срок полной амортизации оборудования тепловых сетей, но во многих случаях он не соответствует реальному эксплуатационному ресурсу трубопроводов тепловых сетей. Снижению нормативного срока службы способствует наличие ряда факторов, ускоряющих процесс коррозионного износа трубопроводов: высокий уровень грунтовых вод; высокая коррозийная активность грунта; наличие большого числа сопутствующих подземных коммуникаций (вредное влияние кабелей постоянного тока ЛКС, телефонных линий, газопровода, водопровода, канализации); вредное влияние электротранспорта. Все перечисленные коррозионные факторы приводят, в конечном итоге, к повышенной повреждаемости тепловых сетей.
В настоящее время из всех принадлежащих Предприятию трубопроводов 26% полностью выработали свой нормативный ресурс, и каждый год в эту категорию переходят те тепловые сети, которые эксплуатируются около 25 лет (рис. 1). Для качественного повышения надежности теплоснабжения необходимо за короткое время заменить от 200 до 300 км трубопроводов, что не реализуемо, исходя из технических и финансовых возможностей Предприятия. Средства, ежегодно выделяемые теплоснабжающей организации на реконструкцию и капитальный ремонт, обеспечивают выполнение замены не более 40-50 км трубопроводов. Поэтому программа реконструкции и модернизации тепловых сетей рассчитана на несколько лет, в течение которых надежность системы теплоснабжения должна постоянно повышаться.
В этих условиях планирование работ по реконструкции и капитальному ремонту на ближайшую перспективу (следующий год) предполагает решение оптимизационной задачи, которая состоит в следующем: направить выделенные теплоснабжающей организации средства на реконструкцию тех участков теплопроводов, которые на данный момент наиболее остро нуждаются в замене. Но как выделить эти участки из общего объема тепловых сетей?
Сложность решения этой задачи обусловлена тем, что при определении очередности реконструкции тепловых сетей теплоснабжающей организации необходимо руководствоваться множеством факторов, в большинстве своем не поддающихся численной оценке.
В первую очередь, при выборе участка реконструкции следует учитывать техническое состояние тепловых сетей: чем больше степень физического износа трубопроводов, тем выше приоритет, определяющий срочность вывода рассматриваемого участка тепловых сетей в капитальный ремонт. Большую сложность представляет определение степени физического износа трубопроводов. Детально обследовать на этот предмет все тепловые сети (особенно при подземной прокладке) практически невозможно. Исключение составляют те участки тепловых сетей, которые ежегодно диагностируются методами неразрушающего контроля (МНК), позволяющими с различной степенью достоверности определять участки трубопроводов с критической величиной остаточного ресурса. На Предприятии используется несколько МНК, такие как: метод акустической эмиссии; акустический метод разработки НПК «Вектор»; ультразвуковой метод диагностики Wavemaker; метод тепловизионной аэросъемки (более подробно об опыте использования этих методов на Предприятии см. статью А.И.Хейфеца «Внедрение системы мониторинга состояния технологического оборудования тепловых сетей, опыт и перспектива использования», журнал «НТ», 2008, № 4, с. 42-46 — прим. ред.).
В то же время, с достаточной степенью достоверности оценить физический износ трубопроводов можно и по косвенным признакам, таким как: срок службы; удельная повреждаемость; наличие вредных факторов, способствующих ускоренному коррозионному износу.
Хотя степень коррозионного износа трубопроводов и является определяющим фактором при планировании сроков замены участка трубопровода тепловой сети, этот фактор далеко не единственный. При составлении программы реконструкции тепловых сетей необходимо также руководствоваться принципом минимизации экономического ущерба и отрицательных социальных последствий, связанных с аварийными ситуациями на тепловых сетях (в первую очередь, в зимний период).
Таким образом, принимая решение об очередности вывода участка тепловых сетей в капитальный ремонт, необходимо руководствоваться многими разнородными факторами, методики численной оценки которых отсутствуют.
Поэтому до 2006 г. выбор участков тепловых сетей для включения в программы реконструкции и капитального ремонта производился решением узкого круга специалистов на основании их эксплуатационного опыта. Такая практика, хотя и имеет право на существование, носит субъективный характер и в ряде случаев не позволяет убедительно обосновать, почему именно данный участок включен в программу реконструкции, а не другой. Это приводило к тому, что программы реконструкции составлялись неоптимальным образом, вследствие чего часто не достигался желаемый эффект от ее выполнения, а именно: число повреждений на тепловых сетях и связанный с ними экономический ущерб от недоотпуска тепловой энергии потребителям из года в год не сокращались. Причем часто значительное число повреждений давали участки тепловых сетей, по тем или иным соображениям исключенные из программы реконструкции и перенесенные на более поздний срок.
Стремление в кратчайшие сроки решить поставленную перед ОАО «ТГК-1» задачу кардинального повышения надежности системы теплоснабжения г. Санкт-Петербурга привело к осознанию необходимости разработки, на основании всей имеющейся информационной базы, такой методики составления ежегодных программ реконструкции и капитального ремонта, которая обеспечила бы максимальное повышение эффективности использования выделяемых на эти цели средств.
О разработанной методике. Первые результаты
Результатом работы технических специалистов в этом направлении было создание методики, позволяющей формализовать и автоматизировать процесс составления программ реконструкции и капитального ремонта тепловых сетей. Суть этой методики сводится к разработке алгоритма, позволяющего ранжировать все участки
тепловых сетей по некоему критерию, определяющему актуальность вывода теплопровода в ремонт: чем данный критерий выше, тем более остро стоит задача его реконструкции.
Алгоритм расчета предлагаемого критерия учитывает две группы факторов, первая из которых определяет эксплуатационное состояние трубопроводов, а вторая — значимость последствий от возможных технологических отказов при работе в зимний период.
К первой группе факторов относятся:
1. Срок службы трубопроводов.
2. Удельная повреждаемость трубопроводов.
3. Вредное влияние на теплосеть внешних факторов, ускоряющих коррозионный износ трубопроводов (в том числе выявленных при диагностике МНК).
4. Вредное влияние на трубопроводы агрессивности сетевой воды, которая определяется состоянием водоподготовительных установок на теплоисточнике, снабжающем данную сеть.
5. Актуальность реконструкции данного участка трубопровода с целью увеличения его пропускной способности в соответствии с планами перспективного развития системы теплоснабжения.
Ко второй группе факторов относятся:
6. Технологическая значимость данного участка тепловой сети, которая напрямую связана с величиной прогнозируемого недоотпуска тепловой энергии при аварийном устранении повреждения на трубопроводе в зимний период.
7. Социальная значимость, которая определяется тяжестью возможных социально-экономических последствий аварийных вытеканий из трубопроводов при возникновении дефектов (значение этого фактора зависит, в первую очередь, от ситуационного положения трассы прокладки теплопровода).
Для каждого из вышеперечисленных факторов был определен свой критерий численной оценки (Ki), а итоговый критерий актуальности вывода участка тепловой сети в ремонт (KΣ) определяется как комбинация этих частных критериев по формуле: 7
Для расчета частных критериев (Ki=3i) разработаны алгоритмы, учитывающие фактические параметры трубопроводов, эксплуатационные параметры транспортируемого теплоносителя, трассировку теплопроводов относительно городских улиц и социально значимых объектов, данные замеров электрического потенциала трубопроводов. Принципиально число критериев может быть увеличено.
Для использования данной методики необходимо иметь соответствующую расчетную модель тепловых сетей, состоящую из «элементарных» участков теплопроводов, в пределах которых сохраняются постоянными основные характеристики трубопроводов (год последней замены, тип прокладки), расход транспортируемого теплоносителя, а также другие факторы, по которым осуществляется расчет критерия вывода участка в ремонт.
Для Предприятия реализовать разработанную методику удалось с использованием имеющейся геоинформационной модели тепловых сетей. На ее основе была создана и функционирует «Информационно-аналитическая система определения остаточного ресурса трубопроводов» («ИАС ОРТ»), которая позволяет автоматизировать процесс составления ежегодных программ реконструкции и капитального ремонта.
«ИАС ОРТ» использует в своей работе большое количество разнородных данных:
• пространственная модель тепловых трасс -положение участков трубопроводов на карте города;
• основные характеристики трубопроводов (годы прокладки, диаметры, тип изоляции, тип прокладки и др.);
• информация по возникшим дефектам на трубопроводах за последние несколько лет;
• дополнительная информация об участках трубопроводов (результаты диагностики МНК, вредное влияние внешней среды, социальная значимость и др.);
• расходы теплоносителя, перекачиваемого по каждому участку тепловых сетей, для определения их технологической значимости (из результатов гидравлического расчета эксплуатационного режима системы теплоснабжения).
Все эти данные введены в систему и с помощью постоянного режима коррекции и редактирования, в соответствии с происходящими изменениями, поддерживаются актуальными и достоверными, что очень важно для процессов принятия решения. На рис. 2 приведен внешний вид программной части системы.
Помимо решения целого ряда задач «ИАС ОРТ», очевидна и автоматизация процесса составления ежегодных программ реконструкции и капитального ремонта на ее базе. Действительно, большое количество объектов, по каждому из которых необходимо задавать все параметры, необходимые для реализации методики, превращают расчет по выделению участков, требующих первоочередного вывода в капитальный ремонт, в занятие чрезмерно рутинное и требующее больших временных затрат.
Процесс составления ежегодных программ проходит по следующему сценарию. Используя введенную информацию и заложенную методику, система рассчитывает значение численного критерия для каждого элемента пространственной модели. Затем, на основе дополнительной информации об общем объеме возможных ремонтов, минимальной протяженности участков ремонта, расстояний между участками ремонта, происходит объединение отдельных элементов пространственной модели в участки ремонта. На рис. 3 приведен результат работы в табличном и графическом виде. Перечень сформированных участков, при необходимости, может быть отредактирован специалистами и таким образом сформирована окончательная программа реконструкции и капитального ремонта тепловых сетей.
Эффект от внедрения «ИАС ОРТ» на Предприятии «Тепловая сеть» филиала «Невский» ОАО «ТГК-1» можно оценить по итогам прохождения отопительного сезона 2007-2008 гг. (после выполнения программы реконструкции, составленной на основании описанной методики), путем сравнения данных о повреждаемости тепловых сетей и недоотпуску тепловой энергии за этот период с аналогичными данными за предыдущий отопительный сезон. Результаты такого сравнения показывают, что число аварийных отключений на тепловых сетях из-за повреждений трубопроводов, а также связанный с этими отключениями недоотпуск тепловой энергии снизились в отопительном сезоне 2007-2008 гг. примерно на 40%.
Источник
Шаблон проекта производства работ при ремонте системы отопления, пример
Проект производства работ при ремонте системы отопления
Проект производства работ 2019 г. на капитальный ремонт системы отопления с применением электродуговой сварки в в помещениях здания по Ленинградской области.
Проект согласовывался со службами заказчика, по нему фактически велись работы. Отличный пример рыба проекта производства работ для подрядчиков.
Рабочий проект, можно использовать как шаблон в ворде.
Раздел 1. Пояснительная записка
Раздел 2. Календарный план производства работ
Раздел 3. Организация и технология выполнения работ. Мероприятия по производству работ
3.1. Общие положения
3.2. Организационные мероприятия перед началом производства работ
3.3. Производство основных работ
Раздел 4. Мероприятия по охране по охране окружающей среды
Раздел 5. Перечень техники и оборудования
Раздел 6. Ведомость потребности в рабочих кадрах
Раздел 7. Требования к оборудованию и материалам, применяемым при ремонте трубопровода системы отопления
Раздел 8. Мероприятия по обеспечению охраны труда, промышленной безопасности при проведении подготовительных и основных работ
Раздел 9. Мероприятия по обеспечению пожарной безопасности при проведении подготовительных и основных работ
Раздел 10. Действие персонала подрядной организации в аварийных (нештатных) ситуациях
ППР предусматривается следующий состав работ.
— Монтажные работы системы отопления;
— Монтажные работы УУТЭ;
— Малярные и изоляционные работы;
— Уборка помещений от строительного мусора.
1 этап – Офисные помещения;
2 этап – Выставочный зал;
3 этап – Вестибюль и гардероб
порядок подготовки системы отопления к проведению работ;
порядок проведения работ;
требования к оборудованию, используемому при ремонте;
мероприятия по охране окружающей среды;
мероприятия по обеспечению охраны труда, промышленной безопасности при проведении подготовительных и основных работ;
организационно-технические мероприятия по обеспечению электробезопасности при проведении подготовительных и основных работ;
мероприятия по обеспечению пожарной безопасности при проведении подготовительных и основных работ.
Выбор диаметров труб системы отопления выполнен на основании гидравлического расчета с учетом существующего напора в системе отопления и количества теплоносителя.
Способ прокладки — открытый, по стенам, ну уровне 50-80 мм от уровня пола. Выбор данного способа прокладки обусловлен необходимостью уменьшения объема строительно-монтажных работ и осуществлением работ в условиях действующего предприятия.
Трубопроводы (не изолированные) и регистр окрашиваются за два раза эмалью ПФ-115 ГОСТ 6465-76 по грунтовке ГФ-021 ГОСТ 25129-82.
Трубопроводы системы отопления не подвергаются воздействию грунтов и подземных вод, поскольку проложены в помещении.
Система отопления — двухтрубная, с горизонтальной разводкой. Выбор типа системы отопления обусловлен существующими планировочными решениями и существующими условиями подключения к системе теплоснабжения, а также в соответствии с правилами расходования бюджетных средств (экономии).
Расчетная тепловая нагрузка: — на отопление — 54000 Вт.
Расход тепловой энергии на ГВС не учитывается отдельно, поскольку учет ведется по существующему счетчику ГВС и расчет осуществляется по потребленному объёму в куб.м.
Нагревательные приборы устанавливаются под световыми проемами, а также у наружных стен в местах, доступных для осмотра, ремонта и очистки.
Регулирование системы отопления осуществляется за счет регулирования температуры теплоносителя в прямом и обратном трубопроводе при помощи смесительного узла марки MU40-2.5HW.
Температура теплоносителя в питающей сети 105-70°С.
Температура теплоносителя после смесительного узла 80-60°С.
Марка насоса — UPSO 20-40 питание 1х220В, 50Гц, мощность 45 В. Регулирующий клапан — VRG13115-2.5 с электроприводом — 24 В.
Узел оснащается теплосчётчиком в составе:
— вычислитель ТСРВ-026М производства ЗАО «Взлет» (Россия);
— преобразователь расхода электромагнитный ЭРСВ производства ЗАО «Взлет» (Россия);
— комплект преобразователей термоэлектрических КТПТР-01; — комплект диспетчеризации АССВ-030.
Проект производства работ разработан на основании требований следующих нормативных документов, в частности:
-ГОСТ 2.104-2006 Единая система конструкторской документации (ЕСКД). Основные надписи (с Поправками);
— ГОСТ 2.105-95 Единая система конструкторской документации (ЕСКД). Общие требования к текстовым документам;
— МДС 12-46.2008 «Методические рекомендации по разработке и оформлению проекта организации строительства, проекта организации работ по сносу (демонтажу), проекта производства работ»;
— МДС 12-81.2007 «Методические рекомендации по разработке и оформлению проекта организации строительства и проекта производства работ»;
— Градостроительный кодекс Российской Федерации (с изменениями на 3 августа 2018 года) (редакция, действующая с 1 января 2019 года);
— СП 48.13330.2011 «Организация строительства. Актуализированная редакция СНиП 12-01-2004 (с Изменением №1)»;
— СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования»;
— СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Общие требования»;
— Приказ Министерства труда и социальной защиты Российской Федерации от 17.09.2014 N 642н «Об утверждении Правил по охране труда при погрузочно-разгрузочных работах и размещении грузов»;
— СП 28.13330.2017 «Защита строительных конструкций от коррозии. Актуализированная редакция СНиП 2.03.11-85»;
— СП 30.13330.2016 «Внутренний водопровод и канализация зданий. Актуализированная редакция СНиП 2.04.01-85»;
— СП 61.13330.2012 «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов. Актуализированная редакция СНиП 41-03-2003»;
— СП 60.13330.2012 «Отопление, вентиляция и кондиционирование воздуха актуализированная редакция СНиП 41-01-2003»;
— СП 68.13330.2012 «Приемка в эксплуатацию законченных строительством объектов. Основные положения. Актуализированная редакция СНиП 3.01.04-87»;
— СП 70.13330.2012 «Несущие и ограждающие конструкции. Актуализированная редакция СНиП 3.03.01-87»;
— СП 72.13330.2016 «Защита строительных конструкций и сооружений от коррозии. Актуализированная редакция СНиП 3.04.03-85»;
-СНиП 3.05.03-85 «Тепловые сети».
Сведения о климатической, географической и инженерно-геологической характеристике района:
В СП 131.13330.2012 климатические характеристики приведены для СПб и Ленинградской области. Зона строительства относится к II климатическому району, подрайону IIВ СП 131.13330.2012, Приложение А, рис. А1. Согласно СНиП 2.01.07- 85*: – снеговой район – III (расчетное значение веса снегового покрова – 180 кгс/м2);
— ветровой район – II (нормативное значение ветрового давления – 30 кгс/м2). Барометрическое давление – 1010 гПа; Коэффициент рельефа местности – 1,0.
Климатические характеристики применительно к г. Сосновый Бор
Описание решений по капитальному ремонту объекта:
Источник теплоснабжения — существующие тепловые сети (Государственный контракт №— между -. Точка присоединения здания к тепловым сетям — существующий ИТП (индивидуальный тепловой пункт). Температурный график работы тепловых сетей 150-70°С. Для снижения температуры на отопление (105-70°С) предусмотрена установка узла смешения в существующем узле управления, расположенного в помещении ИТП. Данным проектом предусматривается установка коммерческого узла учета тепловой энергии (КУУТЭ) на базе теплосчетчика — регистратора «Взлет ТСР-М». Расход тепла на отопление 54кВт.
Теплопотери через ограждающие конструкции компенсируют нагревательные приборы:
— стальные радиаторы «PRADO Classic» (кроме помещений электрощитовой);
— регистры из труб стальных электросварных ГОСТ 10704-91 в помещении электрощитовой. При подборе и установке нагревательных приборов учтена теплотдача трубопроводов.
Для защиты входной двери от врывния холодного воздуха и дополнительного обогрева помещений проектом предусмотрена установки воздушно-тепловой завесы.
Система отопления монтируется из труб стальных водогазопроводных ГОСТ 3262-75.
Теплоснабжение воздушно-тепловой завесы (У1) осуществляется горячей водой с параметрами 105-70°С. Система монтируется из труб стальных электросварных ГОСТ 10704-91.
Источник