Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов)



Nbsp;   «Схема теплоснабжения муниципального образования «Приморское городское поселение» Выборгского района Ленинградской области. Обосновывающие материалы к схеме теплоснабжения»

Актуализация на 2018 год

ПРОЕКТ

 

 

АННОТАЦИЯ

Актуализация схемы теплоснабжения муниципального образования «Приморское городское поселение» выполнена в соответствии с муниципальным контрактом между ООО «Энергоэффективные технологии» и Администрацией Муниципального образования «Приморское городское поселение».

Цель настоящей работы: на основе анализа существующего состояния систем теплоснабжения МО «Приморское городское поселение» и проблем при производстве, распределении и потреблении тепловой энергии разработать возможные направления развития теплового хозяйства городского поселения, выбрать наиболее рациональные из них, определить эффективность принятых решений, обеспечивающих дальнейшее развитие города, оценить затраты на реализацию предлагаемых технических решений, экономическую эффективность и срок окупаемости по рекомендуемому варианту.

 

СОДЕРЖАНИЕ


АННОТАЦИЯ................................................................................................................................ 2

СОДЕРЖАНИЕ............................................................................................................................. 3

ВВЕДЕНИЕ..................................................................................................................................... 7

ГЛАВА 1. СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В СФЕРЕ ПРОИЗВОДСТВА, ПЕРЕДАЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ

ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ........................................................................................................ 9

Часть 1. Функциональная структура теплоснабжения................................................................... 9

Часть 2. Источники тепловой энергии.......................................................................................... 11

Структура основного оборудования источников теплоснабжения........................................... 11

Параметры установленной мощности теплофикационного оборудования.............................. 16

Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности............. 18

Расход тепловой энергии на собственные нужды....................................................................... 18

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования............................................... 19

Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии............ 20

Способы учета тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети.............................................. 20

Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии.................................................................................................................................. 21

Часть 3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты............................................... 22

1.3.1 Описание структуры тепловых сетей................................................................................ 22

1.3.2 Описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов.......... 39

1.3.3 Описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их особенностей................................................................................................................................................ 40

1.3.4 Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики....................... 40

1.3.5 Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов)............................................ 41

1.3.6 Статистика восстановлений тепловых сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей, за последние 5 лет................................................. 41

1.3.7 Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных (текущих) ремонтов............................................................................................................. 42

1.3.8 Описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые потери) тепловых сетей ...46

1.3.9 Описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии (мощности) теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя....................................................................................................................... 51

1.3.10 Описание типов присоединений теплопотребляющих установок потребителей к тепловым сетям с выделением наиболее распространенных, определяющих выбор и обоснование графика регулирования отпуска тепловой энергии потребителям............................................... 57

1.3.11 Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии, отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и теплоносителя 58

1.3.12 Уровень автоматизации центральных тепловых пунктов, насосных станций............. 59

Часть 4. Зоны действия источников теплоснабжения................................................................. 60

Часть 5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп потребителей тепловой энергии в зонах действия источников тепловой энергии.................................................... 61

1.5.1 Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха............................................................ 61

1.5.2 Применение отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии........... 61

1.5.3 Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления за отопительный период.......................................................................................................... 61

1.5.4 Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение....................................................................................................... 62

Часть 6. Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии....................................................................................................................................... 62

1.6.1 Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто, потерь тепловой мощности в сетях и присоединенной тепловой нагрузки.................. 62

1.6.2 Резервы тепловой мощности нетто.................................................................................... 63

1.6.3 Гидравлические режимы, обеспечивающие передачу тепловой энергии от источника                  тепловой энергии до самого удаленного потребителя и характеризующие существующие возможности передачи тепловой энергии от источника к потребителю 64

Часть 7. Балансы теплоносителя.................................................................................................... 64

Часть 8. Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом 65

Часть 9. Надежность теплоснабжения........................................................................................... 68

Часть 10. Технико-экономические показатели теплоснабжающих организаций..................... 68

Часть 11. Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения...................................................................... 69

Часть 12. Существующие технические и технологические проблемы в системе теплоснабжения МО «Приморское городское поселение»............................................................................... 71

1.12.1 Существующие проблемы организации качественного теплоснабжения..................... 71

1.12.2 Описание существующих проблем организации надежного и безопасного теплоснабжения 75

ГЛАВА 2. ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ НА ЦЕЛИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ........................................................................................................ 77

2.1 Данные базового уровня потребления тепловой энергии на цели теплоснабжения........ 77

2.2 Прогнозы приростов площади строительных фондов по объектам территориального деления 78

2.3 Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии на отопление вентиляцию и горячее водоснабжение, согласованных с требованиями к

энергетической эффективности объектов теплопотребления, устанавливаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации........................................................................ 78

2.4 Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии для обеспечения технологических процессов.................................................................................................... 84

2.5 Прогнозы приростов объемов потребления тепловой мощности и теплоносителя с разделением по видам потребления в расчетных элементах территориального деления

в зоне действия централизованного теплоснабжения.......................................................... 84

2.6 Прогнозы приростов объемов потребления тепловой мощности и теплоносителя с разделением по видам потребления в расчетных элементах территориального деления

в зонах действия индивидуальных источников теплоснабжения....................................... 86

2.7 Прогнозы приростов объемов потребления тепловой мощности и теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом возможных

изменений производственных зон и их перепрофилирование, и приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) производственными объектами, с разделением по видам теплопотребления и по видам теплоносителя (горячая вода и

пар) в зоне действия источника теплоснабжения на каждом этапе.................................... 86

2.8 Прогноз перспективного потребления тепловой энергии отдельными категориями потребителей, в том числе социально значимых, для которых устанавливаются

льготные тарифы на тепловую энергию (мощность), теплоноситель................................. 86

2.9 Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми заключены или могут быть заключены в перспективе свободные долгосрочные

договоры теплоснабжения....................................................................................................... 86

2.10 Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми заключены или могут быть заключены договоры теплоснабжения по регулируемой

цене 88

ГЛАВА 3. ЭЛЕКТРОННАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ................... 90

ГЛАВА 4. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ

ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ.................... 92

4.1 Балансы тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой из выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов

(дефицитов) существующей и располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии....................................................................................................................................... 92

4.2 Гидравлический расчет передачи теплоносителя от каждого магистрального вывода с целью определения возможности обеспечения тепловой энергией существующих и

перспективных потребителей, присоединенных к тепловой сети от каждого магистрального вывода........................................................................................................................................ 93

4.3 Выводы о резервах существующей системы теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой нагрузки потребителей............................................................................................ 93

ГЛАВА 5. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ.................................... 94

ГЛАВА 6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ.................................................................................................................................................. 95

6.1 Определение условий организации централизованного теплоснабжения........................ 95

6.2 Определение условий организации индивидуального теплоснабжения, а также поквартирного отопления...................................................................................................... 97

6.3 Обоснование предложений по расширению зон действия действующих источников тепловой энергии с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии 98

6.4 Обоснование организации индивидуального теплоснабжения в зонах застройки поселения малоэтажными жилыми зданиями........................................................................................ 98

6.5 Расчет радиуса эффективного теплоснабжения.................................................................. 99

6.6 Предложения по реконструкции существующих котельных............................................ 100

ГЛАВА 7. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И РЕКОНСТРУКЦИИ

ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ И СООРУЖЕНИЙ НА НИХ...................................................... 102

7.1 Строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки под жилищную комплексную застройку во вновь осваиваемых районах МО

«Приморское городское поселение».................................................................................... 102

7.2 Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса................................................................................................... 102

7.3 Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей для повышения эффективности функционирования системы теплоснабжения, в том числе за счёт

перевода котельных в пиковый режим работы или ликвидации котельных.................. 106

7.4 Реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки.................................................................... 106

ГЛАВА 8. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ............................................... 107

ГЛАВА 9. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ............................................ 108

ГЛАВА 10. ОБОСНОВАНИЕ ИНВЕСТИЦИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО,

РЕКОНСТРУКЦИЮ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ............................ 115

4.1.2 Сметная стоимость мероприятий..................................................................................... 116

ГЛАВА 11. РЕШЕНИЕ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЕДИНОЙ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩЕЙ

ОРГАНИЗАЦИИ................................................................................................................... 120

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК...................................................................................... 125

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.......................................................................................................................... 129

ПРИЛОЖЕНИЕ 2.......................................................................................................................... 143


ВВЕДЕНИЕ

В современных условиях повышение эффективности использования энергетических ресурсов и энергосбережение становится одним из важнейших факторов экономического роста и социального развития России. Это подтверждено во вступившем в силу с 23 ноября 2009 года Федеральном законе РФ № 261 «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности».

По данным Минэнерго потенциал энергосбережения в России составляет около 400 млн. тонн условного топлива в год, что составляет не менее 40 процентов внутреннего потребления энергии в стране. Одна треть энергосбережения находится в ТЭК, особенно в системах теплоснабжения. Затраты органического топлива на теплоснабжение составляют более 40% от всего используемого в стране, т.е. почти столько же, сколько тратится на все остальные отрасли промышленности, транспорт и т.д. Потребление топлива на нужды теплоснабжения сопоставимо со всем топливным экспортом страны.

Экономию тепловой энергии в сфере теплоснабжения можно достичь как за счет совершенствования источников тепловой энергии, тепловых сетей, теплопотребляющих установок, так и за счет улучшения характеристик отапливаемых объектов, зданий и сооружений.

Проблема обеспечения тепловой энергией городов России, в связи с суровыми климатическими условиями, по своей значимости сравнима с проблемой обеспечения населения продовольствием и является задачей большой государственной важности.

Вместе с тем, на сегодняшний день экономика России стабильно растет. За последние годы были выбраны все резервы тепловой мощности, образовавшие в период экономического спада 1991 – 1997 годов, и потребление тепла достигло уровня 1990 года, а потребление электрической энергии, в некоторых регионах превысило этот уровень. Возникла необходимость в понимании того, будет ли обеспечен дальнейший рост экономики адекватным ростом энергетики и, что более важно, что нужно сделать в энергетике и топливоснабжении для того, чтобы обеспечить будущий рост.

До недавнего времени, регулирование в сфере теплоснабжения производилось федеральными законами от 26 марта 2003 года № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», от 30 декабря 2004 года № 210-ФЗ «Об основах регулирования тарифов организаций коммунального комплекса», от 14 апреля 1995 года № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации». Однако регулирование отношений в сфере теплоснабжения назвать всеобъемлющим было нельзя.

В связи с чем, 27 июля 2010 года был принят Федеральный закон №190-ФЗ «О теплоснабжении». Федеральный закон устанавливает правовые основы экономических отношений, возникающих в связи с производством, передачей, потреблением тепловой энергии, тепловой мощности, теплоносителя с использованием систем теплоснабжения, созданием, функционированием и развитием таких систем, а также определяет полномочия органов государственной власти, органов местного самоуправления поселений, городских округов по регулированию и контролю в сфере теплоснабжения, права и обязанности потребителей тепловой энергии, теплоснабжающих организаций, теплосетевых организаций.

Федеральный закон вводит понятие схемы теплоснабжения, согласно которому:

Схема теплоснабжения поселения, городского округа— документ, содержащий предпроектные материалы по обоснованию эффективного и безопасного функционирования системы теплоснабжения, её развития с учетом правового регулирования в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности.


ГЛАВА 1. СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В СФЕРЕ ПРОИЗВОДСТВА, ПЕРЕДАЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Часть 1. Функциональная структура теплоснабжения

На территории Приморского городского поселения находятся 12 изолированных си- стем теплоснабжения, образованных на базе котельных. Котельные предназначены для выработки тепловой энергии в виде горячей воды. 9 муниципальных котельных, осу- ществляющих деятельность по производству тепловой энергии, находятся в ведении ОАО

«Управляющая компания по ЖКХ». Котельная, расположенная в п. Глебычево (коттеджи) принадлежит военной части. Котельная, вырабатывающая тепловую энергию в виде горя- чей воды в п. «Зеркальный» находится в ведении ООО «Петербургтеплоэнерго». Всего на территории городского поселения осуществляют свою деятельность 12 котельных:

- котельная, расположенная на ул. Школьной;

- котельная, расположенная на набережной Гагарина;

- котельная, расположенная в п. Ермилово, ул. Гаражная;

- котельная, расположенная в п. Ермилово, пер. Заречный;

- котельная, расположенная в д. Камышовка;

- котельная, расположенная в п. Красная Долина;

- котельная, расположенная в п. Рябово;

- котельная, расположенная в п. Лужки;

- котельная, расположенная в п. Глебычево, ул. Заводская;

- котельная, расположенная в п. Глебычево, ул. Офицерская (новая);

- котельная, расположенная в п. Глебычево, территория в/ч (коттеджи);

- котельная, расположенная в п. Зеркальный.

Тепловые сети выполнены в двухтрубном исполнении (тепловые сети котельной, расположенной на ул. Гагарина выполнены в четырёхтрубном исполнении, однако трубы ГВС не эксплуатируются). Потребители тепловой энергии подключены по закрытой схеме горячего водоснабжения (далее по тексту – ГВС).

Регулирование отпуска тепловой энергии от источников в системы транспортировки тепла осуществляется по центральному качественному методу регулирования в зависимости от температуры наружного воздуха. Разность температур теплоносителя для котельных при расчетной для проектирования систем отопления температуре наружного воздуха (принято по средней температуре самой холодной пятидневки за многолетний период наблюдений и равной минус 24 град. Цельсия) равна 25 град (график изменения температур в подающем и обратном теплопроводе «95-70»).

Также на территории города Приморска и населённых пунктов, входящих в состав городского поселения, сформированы зоны индивидуального теплоснабжения, число которых равно количеству зданий с индивидуальным теплоснабжением. Индивидуальная одноэтажная, а также частично двухэтажная деревянная застройка, отапливаются от бытовых котлов различной модификации печей.


Часть 2. Источники тепловой энергии

Структура основного оборудования источников теплоснабжения

Котельная по ул. Школьная

Котельная, расположенная на ул. Школьная отпускает тепловую энергию в виде горячей воды. Обслуживаемая территориальная зона: центральный район жилой застройки г. Приморска (ул. Школьная, набережная Лебедева, Выборгское шоссе).

Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопительных систем зданий и частично систем горячего водоснабжения. Основное оборудование котельной:

- четыре водогрейных котла ВА-6000 суммарной мощностью 15,5 Гкал/ч (18,0 МВт),

- один водогрейный котел ВА-4500 мощностью 3,9 Гкал/ч (4,5 МВт),

- четыре сетевых насоса (два рабочих, два резервных) IL 150/335-45/4, каждый номинальной производительностью 343 м3/ч и напором 34.3 м вод. ст., частота вращения 2900 об/мин., электродвигатель 45кВт.

Топливо – мазут марки М-100. Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность  котельной  составляет 19,4 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 10,97 Гкал/ч.

Тепловая энергия от котельной используется на нужды отопления и закрытую систему ГВС.

Основными потребителями тепла являются жилые и административно-бытовые здания.

 

Котельная на наб. Гагарина

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления и ГВС. Обслуживаемая территориальная зона: центральный район жилой застройки г. Приморска (наб. Гагарина дома 5, 7, 30 и военный городок).

Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопительных систем зданий и систем ГВС. Основное оборудование котельной:

- два водогрейных котла ACV СА 500 "Сompact" суммарной мощностью 0,86 Гкал/ч (1 МВт),

- один водогрейный котел Vitoplex 100 мощностью 1,03 Гкал/ч (1,2 МВт),

- один котел «Энергия Э5-Д1» (36,8 м2) мощностью 0,25 Гкал/ч (0,29 МВт),

- два сетевых насоса "Grundfos" DNP 50-160/167,

- рециркуляционные насосы Grundfos

- UPS-50-120F. Топливо – мазут марки М-100, уголь, древесные отходы.

Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность котельной составляет 2,2 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 1,06 Гкал/ч.

Основными потребителями тепла являются жилые дома, казармы, лабораторный корпус и КПП.

Котельная п. Ермилово, ул. Гаражная

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления. Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопительных систем зданий. Основное оборудование котельной:

- один водогрейный котёл «Газдевайс» КВ-2,5 суммарной мощностью 2,5 МВт;

- один водогрейный котел ТТ-2500 мощностью 2,5 МВт; Топливо – мазут марки М-100, уголь, древесные отходы. Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность котельной составляет 4,3 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 1,746 Гкал/ч.

Котельная п. Ермилово, пер. Заречный

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления. Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопительных систем зданий. Основное оборудование котельной:

- два водогрейных котла ICI RED-350 суммарной мощностью 0,7 МВт; Топливо – дизель.

Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность  котельной  составляет 0,602 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 0,34 Гкал/ч.

Котельная п. Рябово

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления и ГВС. Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопитель-

ных систем зданий и систем ГВС. Основное оборудование котельной:

- один водогрейный котёл КВа-2,5 «Газдевайс» суммарной мощностью 2,15 Гкал/ч;

- один водогрейный котёл Нева КВ-ГМ-2,0 суммарной мощностью 1,85 Гкал/ч Топливо – мазут марки М-100, уголь, древесные отходы.

Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность котельной составляет 4,0 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 1,524 Гкал/ч.

Котельная п. Лужки

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления. Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопитель-

ных систем зданий. Основное оборудование котельной:

- два водогрейных котла Универсал-6М суммарной мощностью 0,4 Гкал/ч Топливо – уголь.

Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность  котельной  составляет 0,43 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 0,272 Гкал/ч.

Котельная п. Красная Долина

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления. Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопительных систем зданий. Основное оборудование котельной:

- два водогрейных котла Турботерм 3150 и 1600 суммарной мощностью 4,09 Гкал/ч;

- один водогрейный котёл Газдевайс КВ-2,5 суммарной мощностью 2,15 Гкал/ч Топливо – мазут марки М-100, уголь, древесные отходы.

Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность  котельной  составляет 6,24  Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 3,104 Гкал/ч.

Котельная д. Камышовка

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления. Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопительных систем зданий. Основное оборудование котельной:

- один водогрейный котёл Газдевайс КВ-1,5 суммарной мощностью 1,29 Гкал/ч;

- один водогрейный котёл Газдевайс КВ-2,0 суммарной мощностью 1,7 Гкал/ч. Топливо – мазут марки М-100, уголь, древесные отходы.

Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность  котельной  составляет 3,01 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 1,429 Гкал/ч.

Котельная п. Глебычево, ул. Офицерская (новая)

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления. Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопительных систем зданий. Основное оборудование котельной:

- два водогрейных котла Энтророс ТТ-100 суммарной мощностью 5,16 Гкал/ч

- Топливо – дизтопливо.

Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность  котельной  составляет 5,16 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 4,618 Гкал/ч.

Котельная п. Глебычево, ул. Заводская

Котельная отпускает тепловую энергию потребителям для нужд отопления. Функциональное назначение котельной: обеспечение тепловой энергией отопительных систем зданий. Основное оборудование котельной:

- три водогрейных котла РусНИТ-245 суммарной мощностью 0,135 Гкал/ч

- Топливо – электроэнергия.

Расчетные параметры теплоснабжения:

- теплоноситель – вода,

- расчетный (эксплуатационный) температурный график 95 - 70 оС,

- расчетная температура наружного воздуха Тн.в.р.= - 24 оС,

- расчетная средняя температура наружного воздуха за отопительный сезон Тн.в.ср.

= - 2,3 оС,

- расчетная продолжительность отопительного периода 227 суток.

Установленная мощность  котельной  составляет 0,135 Гкал/ч. Присоединенная нагрузка составляет 0,068 Гкал/ч.

 
Параметры установленной мощности теплофикационного оборудования Табл. 1                Параметры установленной мощности

Наименование котельной Адрес котельной Марка котла Установленная мощность, Гкал/ч Вид топлива Год постройки/реконструкции котельной Примечание

Котельная, ул. Школьная

г. Приморск, ул. Школьная

ВА -6000 – 3 шт

19,346

мазут 2017 Для выработки тепло вой энергии в виде горячей воды
ВА -4500 мазут 2017 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды

Котельная, наб. Гагарина

г. Приморск, наб. Гагарина

ACV СА 600 "Сompact"– 2 шт.

2,215

Мазут 2004 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
Vitoplex 100 – 1 шт. Мазут 2004 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
Энергия Э5-Д1 – 1 шт. Уголь, дрова 2004 растопочный

Котельная, п. Ермилово ул. Гаражная

п. Ермилово, ул. Гаражная

КВ-2,5 –1шт.

4,3

Мазут 2009 Для выработки тепло вой энергии в виде горячей воды
ТТ-2500 -1 шт. Мазут 2010 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
Котельная, п. Ермилово пер. Заречный п. Ермилово, пер. Заречный ICI RED-350 0,602 Дизель 2005 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды

Котельная, п. Рябово

п. Рябово

КВа-2,5 «Газдевайс».

3,85

Мазут 2016 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
КВГМ- Нева – 1 шт. Мазут 2016 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
Котельная, п. Лужки п. Лужки "Универсал-6М" – 2 шт. 0,43 Уголь 1965 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды

Котельная, п. Красная Долина

п. Красная Долина

Турботерм 3,15 и 1,6 – 2 шт.

6,24

Мазут 2001 и 2009 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
Ква-2,5 "Газдевайс" – 1шт. Мазут 2016 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды

Котельная, п. Камышовка

д. Камышовка

Газдевайс КВ-1,5 – 1шт.

3,01

Мазут 2013 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
Газдевайс КВ-2,0 – 1шт. Мазут 2008 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
Котельная, п. Глебычево, ул. Заводская п. Глебычево, ул. Заводская РусНИТ-245-3 шт 0,135 электроэнергия 2015 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды
Котельная, п. Глебычево ул. Офицерская (новая) п. Глебычево ул. Офицерская Энтророс ТТ-100 -2 шт 5,16 Дизтопливо 2015 Для выработки тепловой энергии в виде горячей воды

 

Из анализа таблицы 1 следует, что основное теплофикационное оборудование ко- тельной имеет высокую степень износа. По экспертной оценке техническое состояние оборудования находится в удовлетворительном состоянии

 

Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности

 Котельные г. Приморска и населённых пунктов, входящих в состав городского поселения

Ограничений тепловой мощности источников не выявлено.

 

Расход тепловой энергии на собственные нужды

Котельные г. Приморска и населённых пунктов, входящих в состав городского посе-


 ления


 

Табл. 2   Отпуск тепловой энергии на собственные нужды котельных МО

«Приморское городское поселение».


Наименование котельной Выработка тепло- вой энергии, тыс. Гкал Собственные нужды котель- ной, Гкал % к выра- ботке, % Отпуск тепло - вой энергии в сеть, Гкалд
Котельная, ул. Школьная 35,94 1.80 5 34.14
Котельная, наб. Гагарина 3,203 0.38 12 2.82
Котельная, п. Ермилово ул. Гаражная 7,24 0.80 11 6.44
Котельная, п. Ермилово пер. Заречный 1,1 0.06 5 1.05
Котельная, п. Камышовка 4,22 0.51 12 3.71
Котельная, п. Красная Доли- на 9,07 1.00 11 8.07
Котельная, п. Рябово 5,16 0.62 12 4.54
Котельная, п. Лужки 0,89 0.04 5 0.85

Наименование котельной Выработка тепло- вой энергии, Гкал Собственные нужды котель- ной, Гкал % к выра- ботке, % Отпуск тепло- вой энергии в сеть, Гкалд
Котельная, п. Глебычево, ул. Заводская 0,735 0.04 5.00 0.70
Котельная, п. Глебычево ул. Офицерская (новая) 18,2 1.27 7.00 16.93
Котельная, п. Глебычево (коттеджи) 2,33 0,0699 3 1,9299
Котельная, п. Зеркальный 13,187 0,39561 3 12,67461

В табл. 2 представлены данные о потреблении тепловой энергии на собственные нужды котельными энергоснабжающих предприятий. Тепловая энергия, вырабатываемая котельными, расходуется на технологические нужды по производству тепловой энергии на котельных. Значения расхода тепловой энергии на собственные нужды котельных при- ведены в процентном выражении от суммарной выработки тепловой энергии в сеть.

 

Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования

 Котельные г. Приморска и населённых пунктов, входящих в состав городского посе-

 ления


Оценку срока службы можно произвести на основании данных, представленных в таблице 1. Как отмечалось выше, в целом состояние теплофикационного оборудования оценивается как удовлетворительное, однако, фактический срок эксплуатации наиболь- шей части котлов превышает нормативный срок. Следовательно, для улучшения качества и надежности теплоснабжения следует заменить устаревшие котлоагрегаты.

 

Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии

 Котельные г. Приморска и населённых пунктов, входящих в состав городского посе-

ления

Котельные предназначены для нагрева воды до температур, соответствующих

утвержденным температурным графикам (95/70 °С), и её прокачки сетевыми насосами в теплосети для отопления зданий. На котельных применяется, в основном, качественно- количественный принцип регулирования отпуска тепловой энергии.

 

Способы учета тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети

Котельные г. Приморска и населённых пунктов, входящих в состав городского посе-

 ления

Действующая в котельных энергоснабжающих компаний система учета и контроля

параметров тепловой энергии и теплоносителя включает в себя:

- манометры, измеряющие давление теплоносителя на выходе из котлов;

- манометры, измеряющие давление теплоносителя на входе в котельную;

- термометры, измеряющие температуру теплоносителя на входе и выходе из котельной;

- термометры, измеряющие температуру на входе и выходе из котла.

Регулирование отпуска тепловой энергии осуществляется по параметрам температуры теплоносителя в подающем трубопроводах в соответствии с утвержденным температурным графиком и расчетным давлением теплоносителя в ручном режиме посредством изменения мощности и количества работающих котлов.

У части потребителей установлены узлы учета тепловой энергии.

Величина полезного отпуска для потребителей, не имеющих узлы учета, произво- дится расчетным методом.

Определение объема фактически отпущенной тепловой энергии от котельной долж- но осуществляться по показаниям прибора учета. Прибор предназначен для измерения и учета тепловой энергии (количества тепловой энергии), расхода (объема) и других пара- метров теплоносителя в системах теплоснабжения.


На источниках теплоснабжения приборы учёта тепловой энергии отсутствуют, по- этому величина отпуска в сеть определяется как сумма фактического теплопотребления потребителей, оснащенных приборами учета, расчетного теплопотребления потребите- лей, не оснащенных приборами учета тепловой энергии, и потерь тепловой энергии в се- тях.

 

Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источ- ников тепловой энергии

 Котельные г. Приморска и населённых пунктов, входящих в состав городского посе-

 ления

В соответствии с Правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок

для рассматриваемого энергетического объекта производится периодическая Экспертиза промышленной безопасности опасного производственного объекта.

На основании предоставленной информации следует вывод, что запреты на даль- нейшую эксплуатацию источника тепловой энергии отсутствуют.


Часть 3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты

1.3.1 Описание структуры тепловых сетей

Теплопроводы от котельных МО «Приморское городское поселение» находятся в эксплуатационной ответственности энергоснабжающих организаций. Рассматриваемые сети представляют собой двухтрубную систему теплоснабжения; теплоноситель в данной системе расходуется на отопление жилых и административных зданий, вентиляции и ГВС. Тепловые сети состоят из прямого и обратного трубопроводов. К системе тепло- снабжения подключены потребители с нагрузками отопления, вентиляции и ГВС. Потре- бители присоединяются по зависимой схеме отопления, схема ГВС – закрытая, двухкон-

турная.

Характеристики протяжённостей тепловых сетей МО «Приморское городское посе- ление» представлены на в таблицах ниже.


Табл. 3    Характеристики тепловых сетей

№ п/п Наименование участка Длина, м Диаметр тру- бопровода Ду, мм Тип изоляции Способ прокладки Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки

г. Приморск, ул. Школьная

1 Котельная-ТК1 10 300 Минераловатные маты Надземный 1976

Двухтрубная

95/70

2 ТК1-ТК2 25 300 Минераловатные маты Надземный 1976
3 ТК2-ТК3 13 300 Минераловатные маты Надземный 1976
4 ТК3-ТК4 30 300 Минераловатные маты Надземный 1976
5 ТК4-ТК5 57 300 Минераловатные маты Надземный 1976
6 ТК5-ТК6 3 300 Минераловатные маты Надземный 1976
7 ТК6-ТК7 21 300 Минераловатные маты Надземный 1976
8 ТК7-ТК8 12 300 Минераловатные маты Надземный 1976
9 ТК8-ТК9 66 250 ППУ Подземный (кан.) 2005
10 ТК9-Школьная №9 35 250 ППУ Подземный (кан.) 2004
11 Школьная №9-ТК10 20 250 ППУ Подземный (кан.) 2011
12 ТК10-ТК11 96 250 ППУ Подземный (кан.) 2011
13 ТК-11-ТК12 32 250 ППУ Подземный (кан.) 2011
14 ТК12-ТК13 76 200 ППУ Подземный (кан.) 2014
15 ТК13-ТК14 40 200 ППУ Подземный (кан.) 2014
16 ТК14-ТК15 65 150 ППУ Подземный (кан.) 2014
17 ТК15-ТК16 40 150 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
18 ТК16-ТК17 50 125 ППУ Подземный (кан.) 2004
19 ТК17-ТК18 60 80 ППУ Подземный (кан.) 2002
20 ТК18-Леб.№1а 15 50 ППУ Подземный (кан.) 2002
21 ТК18-Леб.№1 50 50 ППУ Подземный (кан.) 2002
22 ТК17-Выб. ш.№3 20 100 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
23 ТК16-ТК22 78 50 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
24 ТК22-Банк 55 50 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1976



№ п/п

25

Наименование участка

ТК22-Магазин

Длина, м

5

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

Минераловатные маты

Способ прокладки

Подземный (бескан.)

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
25 1976

 

 

26 ТК16-Леб.№2 20 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
27 Леб.№2-Леб.№1б 65 80 ППУ Подземный (кан.) 2014
28 ТК16а-Рынок 220 70 ППУ Подземный (кан.)  
29 ТК15-Леб.№20 110 100 ППУ Подземный (кан.) 2012
30 ТК15-д/сад №2 15 50 ППУ Подземный (кан.) 2012
31 ТК14-Леб.№3 10 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
32 Леб.№3-Леб.№4 136 80 ППУ Подземный (кан.) 2002
33 ТК14-ТК19 120 200 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
34 ТК19-Комсомол.№3 156 100 ППУ Подземный (кан.) 2002
35 ТК19а-Престиж 5 25 ППУ Подземный (кан.)  
36 ТК19-ТК20 55 125 ППУ Подземный (кан.) 2006
37 ТК20-Выб.ш.№5 60 100 ППУ Подземный (кан.) 2003
38 ТК20-Выб.ш.№7 90 100 ППУ Подземный (кан.) 2003
39 ТК20-ТК20а 90 100 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988
40 ТК20а-ТК21 110 80 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988
41 ТК21-ТК21а 60 80 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988
42 ТК21а-ТК21б 38 70 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988
43 ТК21б-ТК21в 43 70 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988
44 ТК21в-ТК21г 50 50 ППУ Подземный (бескан.) 2010
45 ТК21г-Выб.шоссе 10 7 50 ППУ Подземный (бескан.) 2010
46 ТК21в-Тир 55 32 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988
47 ТК21в-Выб.ш.№14 110 32 ППУ Подземный (бескан.) 2003
48 ТК21б-Выб.шоссе 16 5 50 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988
49 ТК21а-Выб.ш.№18 5 50 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988
50 ТК21-КСК 45 70 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1988

№ п/п  

Наименование участка

ТК20а-здание магазин Норман

Длина, м

43

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

Минераловатные маты

Способ прокладки

Подземный (бескан.)

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
51 32  

 

 

52 ТК13-Леб.№9 15 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1995
53 ТК12а-Леб.№5 10 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1995
54 Леб.№5-Леб.№21 120 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1983
55 ТК11-ТК11а 179 125 Минераловатные маты Подземный (кан.) 2003
56 ТК11а-Выб.ш.№5а 25 80 ППУ Подземный (бескан.) 2002
57 ТК11а-Выб.ш.№7а 20 80 ППУ Подземный (бескан.) 2002
58 ТК10-д/сад 40 100 ППУ Подземный (кан.) 2014
59 ТК10-Школьная №9 20 250 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
60 ТК10-ТК10а 92 150 ППУ Подземный (кан.) 2014
61 ТК10а-Леб.№6 30 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
62 ТК10а-Школьная№7 70 80 ППУ Подземный (кан.) 1993
63 ТК10а-ТК10г 74 100 ППУ Подземный (кан.) 2007
64 ТК10г-Леб.№8 15 100 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1976
65 ТК10г-д.7 15 80 Минераловатные маты Подземный (бескан.)  
66 ТК9-Нач.школа 20 50 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1976
67 ТК9-Дом быта 55 50 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1976
68 ТК8-ТК8а 193 250 ППУ Подземный (кан.) 2010
69 ТК8а-ТК8б 57 200 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1988
70 ТК8б-ТК8г 87 150 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1988
  ТК8г-ТК24 250 150 ППУ Подземный (бескан.) 2014
  ТК24-пер. Интернат- ный ж/д перспектива   70 ППУ Подземный (бескан.) 2014
71 ТК8в-ТК23а 22 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1988
72 ТК23а-ТК23в 37 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1988

№ п/п

73

Наименование участка

ТК23в-ТК23г

Длина, м

38

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

Минераловатные маты

Способ прокладки

Подземный (кан.)

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
80 1988

 

 

74 Бывшая котельная- Интернат 160 100 Минераловатные маты Подземный (кан.)  
75 ТК23в-Мастерские 10 50 Минераловатные маты Подземный  
76 ТК23б-ж/д 6 105 32 Минераловатные маты Надземный 1988
77 ТК23а- ж/д 10 20 32 Минераловатные маты Надземный 1988
78 ТК8г-ТК8д 70 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1988
79 ТК8д-Насосная стан- ция 35 40 Минераловатные маты Подземный (кан.)  
80 ТК8д-Хозяйственный корпус 280 80 Минераловатные маты Подземный  
81 Хозяйственный кор- пус-ТК8ж 125 125 Минераловатные маты Подземный (кан.)  
82 ТК8ж- Административный корпус 45 50 Минераловатные маты Подземный (кан.)  
83 ТК8ж-Лечебный кор- пус 140 80 ППУ Надземный 2000
84 ТК8а-администрация 50 50 ППУ Подземный  
85 ТК7а-ОВД 8 25 ППУ Подземный  
86 ТК7- Средняя школа 30 100 ППУ Подземный (кан.) 2004
87 ТК6-Милиция 18 50 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1976
88 ТК5-ТК5а 45 150 ППУ Подземный (кан.) 2004
89 ТК5а-Школьная 20 10 25 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 2004
90 ТК5а-ТК5б 50 150 ППУ Подземный (кан.) 2004
91 ТК5б-Пожарное депо 10 50 Минераловатные маты Подземный (бескан.) 1982
92 ТК5б-ТК5в 88 150 ППУ Подземный (кан.) 2004
93 ТК5в-магазин Альта 33 40 Минераловатные маты Надземный 1990

№ п/п

94

Наименование участка

ТК5в-ТК5г

Длина, м

57

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

Минераловатные маты

Способ прокладки

Подземный (кан.)

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
150 1988

 

 

95 ТК5г-Школьная №12 65 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1990
96 ТК5г-Школьная №25 21 100 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1993
97 Школьная №25- Школьная 27 21 100 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1993
98 ТК5г-Школьная №23 20 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1993
99 ТК5г-ТК5д 25 100 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1993
100 ТК5е-Выб.ш.9 ввод1 85 80 ППИ Подземный (кан.) 2004
101 ТК5д-Выб.ш.9 ввод2 15 80 Минераловатные маты Подземный (кан.) 1983
102 ТК5е-Муз.школа 81 50 ППИ Подземный (бескан.) 1998
103 ТК4-Пекарня 305 80 ППУ Надземный 1999
104 ТК2-ТК2а 58 70 Минераловатные маты Надземный 1989
105 ТК2а-ТК2б 58 70 Минераловатные маты Надземный 1989
106 ТК2б-баня 40 50 Минераловатные маты Надземный 1989
107 ТК-д.34 20 50 Минераловатные маты Надземный  
108 ТК2б-ТК2в 127 70 Минераловатные маты Надземный  
109 ТК2в-ТК2г 15 70 Минераловатные маты Подземный  
110 ТК2г-ТК2ж 56 40 Минераловатные маты Надземный  
111 ТК2ж-ТК2з 30 40 Минераловатные маты Надземный  
112 ТК2з-ТК2и 30 40 Минераловатные маты Надземный  
113 ТК2и-д.35 20 50 Минераловатные маты Подземный  
114 ТК2и-д.35б 7 50 Минераловатные маты Подземный  
115 Тк2з-д.44а 17 32 Минераловатные маты Надземный  
116 ТК2ж-д.44 20 20 Минераловатные маты Надземный  
117 ТК2е-д.38а 12 80 Минераловатные маты Надземный  
118 ТК2д-д.8 40 25 Минераловатные маты Надземный  
119 ТК2г-д.6 30 25 Минераловатные маты Надземный  

№ п/п

120

Наименование участка

ТК2в-д.5

Длина, м

25

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

Минераловатные маты

Способ прокладки

Надземный

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
50  

 

 

121      

 

г. Приморск, ул. Вокзальная

1 Тк8И –ТК 65 159 ППУ Подземный (бескан.) 2015

Двухтрубная

95/70

  Тк –к11 18 108 ППУ Подземный (бескан.) 2015
2 К1-К2 17 76 ППУ Подземный (бескан.) 2015
3 К2-К3 28 76 ППУ Подземный (бескан.) 2015
4 К3-К4 30 76 ППУ Подземный (бескан.) 2015
5 К4-К5 28 76 ППУ Подземный (бескан.) 2015
6 К5-К6 38 76 ППУ Подземный (бескан.) 2015
7 К6-К7 16 76 ППУ Подземный (бескан.) 2015
8 К7-д.8 20 50 ППУ Подземный (бескан.) 2015
9 К7-К13 30 32 ППУ Подземный (бескан.) 2015
10 К13-К14 80 32 ППУ Подземный (бескан.) 2015
11 К13-д.4 10 32 ППУ Подземный (бескан.) 2015
12 К13-д.6 15 32 ППУ Подземный (бескан.) 2015
13 К14-д8 15 32 ППУ Подземный (бескан.) 2015
14 К4-2 15 50 ППУ Подземный (бескан.) 2015
15 К3-д.4 2 50 ППУ Подземный (бескан.) 2015
16 К2-д.6 4 50 ППУ Подземный (бескан.) 2015
17 К1-К8 19 108 ППУ Подземный (бескан.) 2015
18 К8-К9 36 108 ППУ Подземный (бескан.) 2015
19 К9-К10 12 108 ППУ Подземный (бескан.) 2015
20 К10-К11 36 108 ППУ Подземный (бескан.) 2015
21 К11-К12 37 70 ППУ Подземный (бескан.) 2015
22 К12-д.18 35 70 ППУ Подземный (бескан.) 2015
23 К12-д.16 4 50 ППУ Подземный (бескан.) 2015

№ п/п

24

Наименование участка

К11-д.14

Длина, м

6

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

ППУ

Способ прокладки

Подземный (бескан.)

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
50 2015

 

 

25 К10-д.12 10 50 ППУ Подземный (бескан.) 2015
26 К9-д.10 8 50 ППУ Подземный (бескан.) 2015
27 К8-д.8 8 50 ППУ Подземный (бескан.) 2015
28 Котельная-К14 70 25 ППУ Подземный (бескан.) 2015
29 К14-д.10 45 25 ППУ Подземный (бескан.) 2015
30 К14-д.8 15 25 ППУ Подземный (бескан.) 2015

г. Приморск, наб. Гагарина

1 Котельная -УТ1 30 100 ППУ Надземный 2004

Четырехтруб- ная, трубы ГВС не эксплуати- руются

95/70

2 УТ1-УТ2 75 100 ППУ Надземный 2004
3 УТ2-УТ3 25 100 ППУ Надземный 2004
4 УТ3-УТ4 85 100 ППУ Надземный 2004
5 УТ4-УТ5 27 50 ППУ Надземный 2004
6 УТ5-д.5 30 50 ППУ Надземный 2005
7 УТ4-д.7 95 70 ППУ Надземный  
8 УТ3-Лабораторный корпус 80 70 ППУ Надземный  
9 УТ1-УТ7 50 70 ППУ Надземный  
10

УТ7-Проходная

37 70 ППУ Надземный  
11 12 50 ППУ Надземный  
12 УТ8-Казарма 14 50 ППУ Надземный  
13 УТ7-казарма 5 50 ППУ Надземный  

п. Ермилово, ул. Гаражная

1 Котельная-ТК1 172 200 ППУ Надземный 2017

Двухтрубная

95/70

2 ТК1-ТК2 52 200 ППУ Подземный 2012
3 ТК2-ТК3 65 200 ППУ Подземный 2012

№ п/п

4

Наименование участка

ТК3-1

Длина, м

75

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

ППУ

Способ прокладки

Надземный

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
150 2014

 

 

5 1-ТК4 84 100 ППУ Надземный 2014
6 ТК4-д.6 1 100 ППУ Подземный 2013
7 д.6-д.5 90 100 ППУ По подвалу 2017
8 д.5-ТК5 3 100 ППУ Подземный 2013
9 ТК5-ТК6 38 100 ППУ Подземный 2013
10 ТК6-ТК11 124 100 ППУ Подземный  
11 ТК11-врезка 51 100 ППУ Подземный  
12 Врезка-ТК13 60 100 ППУ Подземный  
13 ТК13-ТК14 58 125 ППУ Подземный  
14 ТК14-ТК15 95 100 ППУ Подземный 2003
15 ТК15-д.7 11 70 ППУ Подземный 2011
16 д.7-д.8, медпункт 28 50 ППУ Подземный 2005
17 ТК15-д.10 32 50 ППУ Подземный 2011
18 ТК16-д.9 5 50 ППУ Подземный 2005
19 ТК16-ТК2 85 150 ППУ Подземный (кан.) 2014
20 ТК14-ТК16 61 100 ППУ Подземный  
21 ТК16-врезка 100 100 ППУ Подземный  
22 Врезка-д.15 75 100 ППУ Подземный  
23 Врезка-ТК17 43,2 100 ППУ Подземный  
24 ТК17-д.14 15 50 ППУ Подземный  
25 ТК16-администрация 40 80 ППУ Подземный  
26 Врезка-КБО, магазин 16 50 ППУ Подземный  
27 ТК13-ДК 15 80 ППУ Подземный  
28 ТК12-д.13 21 50 ППУ Подземный  
29 ТК12-д.5     ППУ Подземный  

№ п/п

30

Наименование участка

ТК11-д.1

Длина, м

26

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

ППУ

Способ прокладки

Подземный

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
50  

 

 

31 ТК9-д.2 32 50 ППУ Подземный  
32 ТК8-д.3 32 50 ППУ Подземный  
33 ТК6-д.4 32 50 ППУ Подземный  
34 ТК10-д.11 38 80 ППУ Подземный  
35 ТК7-д.12 42 80 ППУ Подземный  
36 Врезка-Дет.сад     ППУ Подземный  
37 ТК2-Школа 44,5 80 ППУ Подземный  

п. Ермилово, пер. Заречный

1 Котельная-1 5 80 ППУ Надземный 2013

Двухтрубная

95/70

2 1-4. 15 100 ППУ Надз.-2м,п.(бескан.)-13м 2011
3 4-ТК2 54 80 ППУ Подземный (бескан.) 2011
4 ТК2-д.7 1 50 ППУ Подземный (бескан.) 2011
5 4-ТК1 10 50 ППУ Подземный (бескан.) 2013
6 ТК1-д.6 10,5 50 ППУ Эстакада-7,5м, Подз.-3м 2013
7 1-2. 47 80 ППУ Надземный 2013
8 2-3. 56 80 ППУ Надземный 2013
9 3-д.4 7 80 ППУ Надземный 2013
10 2-д.5 7 80 ППУ Надземный 2013

п. Рябово (отопление и ГВС)

1 Котельная-ТК1 3 2Ø200, 1Ø80, 1Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.) 1966

Четырехтруб- ная

95/70 со срезкой на 60 для подачи

2 ТК1-ТК2 54 2Ø200, 1Ø80, 1Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.) 2014
3 ТК2-ТК3 15 2Ø200, 1Ø80, 1Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
4 ТК3-Дет.сад 104 2Ø125- 78м,2Ø80-26м ППУ Подземный (кан.)  

№ п/п

5

Наименование участка

ТК3-д.5

Длина, м

9

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

Минераловата, рубероид

Способ прокладки

Подземный (кан.)

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
2Ø100, 1Ø80, 1Ø50  

 

 

6 д.5-д.6 30 2Ø80,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
7 ТК2-ТК4 45 2Ø125, 1Ø100, 1Ø80 ППУ Подземный (кан.) 2004
8 ТК4-ТК5 48 2Ø100, 1Ø80, 1Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
9 ТК5-ТК6 45 1Ø125, 1Ø80,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
10 ТК6-ТК11 131 2Ø150,2Ø50 ППУ Подземный (кан.) 2006
11 ТК11-д.8 19 2Ø100,2Ø50 ППУ Подземный (кан.) 2009
12 ТК11-ТК12 90 2Ø80,2Ø50 ППУ Подземный (кан.) 2009
13 ТК12-д.10 23,5 1Ø100,2Ø80,1Ø 50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
14 ТК12-д.9 27,5 2Ø80,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
15 ТК11-ТК13 30 2Ø150,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.) 2014
16 ТК13-ТК15 80 1Ø100,2Ø80,1Ø 50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
17 ТК15-д.12 15 1Ø50,2Ø80,1Ø5 0 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
18 ТК13-ТК14 41 2Ø80,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
19 ТК14-д.7 39 2Ø80,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
20 Врезка 1-д.№11 15 2Ø80,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
21 ТК6-Торговый центр 39 2Ø80,2Ø50 ППУ Подземный (кан.) 2003
22 ТК6-д.1 49,5 1Ø125,1Ø80,2Ø 50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
23 ТК6-д.2 49,5 1Ø125,1Ø80,2Ø 50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
24 ТК5-д.№3 15 2Ø80,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
25 ТК5-д.4 8 2Ø80,2Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  

№ п/п

26

Наименование участка

ТК4-Котедж Граници- на

Длина, м

50

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

Минераловата, рубероид

Способ прокладки

Подземный (кан.)

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
4Ø50  

 

 

27 ТК4-Котедж Понома- ренко   4Ø51 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  
28 ТК2-Баня 42 4Ø50 Минераловата, рубероид Подземный (кан.)  

п. Лужки

1 Котельная-1   80 Минераловата Подземный (кан.) 2003

Двухтрубная

95/70

2 1-2. 196 80 Минераловата Подземный (кан.) 2003
3 2-3.   80 Минераловата Подземный (кан.) 2003
4 3-д.№3 6 50 Минераловата Подземный (кан.) 2003
5 3-д.№2 5 50 Минераловата Подземный (кан.) 2003
6 2-д.№4 8 50 Минераловата Подземный (кан.) 2003
7 1-д.№1 7 50 Минераловата Подземный (кан.) 2003
8 Котельная-Баня 20 50 Минераловата Подземный (кан.) 2003

п. Красная Долина

Верхний поселок

1

Котельная-д.33

95 300

Мин.вата, рубероид

Надземный

1978

Двухтрубная

95/70

205 250
2 через подвал д.33 90 200 Мин.вата, рубероид Подвальный 1978
3 д.33-д.34 35 125 Рубероид Подземный (кан.) 2002
4 Магистраль-д.34 45 80 Рубероид Подвальный 1982
5 д.34-врезка в ТЦ 25 100 Рубероид Подземный (кан.) 1978

6

врезка-ДК

100

80

Мин.вата Подземный (кан.) 1982
70 ППУ Надземный 2000

7

Врезка-ТЦ

15 80 Мин.вата Подземный (кан.) 1982
15 32 Мин.вата Подземный (кан.) 1982
8 д.33-д.35 30 150 ППУ Подземный (кан.) 2014

№ п/п

9

Наименование участка

через подвал д.35

Длина, м

90

Диаметр тру- бопровода Ду, мм

Тип изоляции

Мин.вата, рубероид

Способ прокладки

Подвальный

Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
150 1978

 

 

10

д.35-ТК1

65 125 ППУ

Подземный (бескан.)

2011
11

ТК1-ТК2

154,4 100 ППУ

Подземный (бескан.)

2009
12

ТК2-ТК3

43,2 100 ППУ

Подземный (бескан.)

2009
13

ТК3-д.37 (IV подъезд)

14,5 100 ППУ

Подземный (бескан.)

2009
 

ТК3-д.37 (VI подъезд)

45 50 ППУ

Подземный (бескан.)

2009
14

ТК1-д.36

25 80 ППУ

Подземный (бескан.)

2009
15

д.33-школа

75 80 Мин.вата, рубероид

Надземный

1982
16

врезка-дет.сад

30 50 Мин.вата, рубероид

Надземный

1982
17

Школа-общежитие

30 50 Мин.вата, рубероид

Надземный

 

Нижний поселок

1

Котельная-дорога

345 150 Мин.вата

Надземный

1978

Двухтрубная

95/70

2

дорога-ТК1а

80 125 ППУ

Подземный (бескан.)

2012
3

ТК1а-ТК2а

7 100 ППУ

Подземный (бескан.)

2012
4

ТК2а-ТК3а

31 80 ППУ

Подземный (бескан.)

2012
5

Врезка-больница

18 40 ППУ

Подземный (бескан.)

2012
6

Магистраль-д.38

19 50 ППУ

Подземный (бескан.)

2012
7

Врезка-д.39

41 50 ППУ

Подземный (бескан.)

2012
8

ТК2-д.32

31 100 ППУ

Подземный (бескан.)

2012
9

д.32-д.28

95 80 ППУ

Подземный (бескан.)

2005
10

Магистраль-д.29

10 50 ППУ

Подземный (бескан.)

2005
11

Магистраль-д.30

10 50 ППУ

Подземный (бескан.)

2005
12

Магистраль-д.31

10 50 ППУ

Подземный (бескан.)

2005
13

Магистраль-д.26

12 40 ППУ

Подземный (бескан.)

2012

д. Камышовка

1

Котельная ТК1 70 200

Мин.вата, рубероид

Подземный (кан.) 2013 Двухтрубная 95/70
                     

№ п/п

Наименование участка

Длина, м

6

Диаметр тру- бопровода Ду, мм Тип изоляции Способ прокладки Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки

2

ТК1-ТК2 200 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 2013

 

 

3

ТК2-ТК3 27 200 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 2013

4

ТК3-ТК4 72 200 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 2013

5

ТК4-ТК5 78 200 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 2013

6

ТК5-д.№4 5 200 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 2013

7

д.№4-ТК7 15 100 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

8

ТК7-ТК8 57 100 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

9

ТК8-ТК9 85 80 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

10

ТК9-д.№12 25 80 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

11

ТК9-д.№11 40 80 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 2006

12

ТК8-д.№7 30 50 ППУ Подземный (кан.) 2013

13

ТК8-д.№8 40 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

14

д.№4-д.№5 25 80 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

15

д.№5-д.№6 15 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

16

ТК5-ТК6 52 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

17

ТК6-дом культуры 70 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

18

ТК6-дом №3 39 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

19

ТК4-д.№9 36 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

20

ТК4 а-д.№1   50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

21

Врезка -д.№2 38 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

22

ТК4-ТК12 28 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

23

ТК12-д.№10 30 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

24

ТК3-6   50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

25

6-д.17 6 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

26

6-7. 38 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

27

7-8. 52 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978
                   

№ п/п

Наименование участка

Длина, м

6

Диаметр тру- бопровода Ду, мм Тип изоляции Способ прокладки Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения

Температурный график работы ТС с

указанием темпера- туры срезки

28

8-д.13 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

 

 

29

7-д.15 6 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

30

ТК2-Почта 147 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

31

ТК1-ТК10 142 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

32

ТК10-ТК11 41 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

33

ТК11-д.9 12 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

34

ТК10-4 36 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

35

4-5. 32 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

36

5-д.№6     Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

37

4-д.№8     Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

38

3-д.№12     Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

39

2-д.№14     Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

40

1-д.№18     Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

41

Котельная-баня 170 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

40

1-д.№18     Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

41

Котельная-баня 170 50 Мин.вата, рубероид Подземный (кан.) 1978

Котельная п. Глебычево, ул. Офицерская (отопление)

1

Котельная 171 – ТК2

15 200 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2014

 

 

2

ТК2-ТК1

75 200 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2015
                     

№ п/п Наименование участка Длина, м   Диаметр тру- бопровода Ду, мм Тип изоляции Способ прокладки Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием темпера- туры срезки
3 ТК2-ТК3 520 200 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2015

 

 

4 ТК3-Мира3 17 100 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2015
5 Мира3-Мира5 50 100 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 1995
6 ТК3-СК2 95 125 Мин.вата Надземный (бескан.) 1995
7 врезка- дет. сад 50 89 Мин.вата Подземный (бескан.) 1995
8 СК2-Мира2 55 125 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 1995
9 Транзит Мира2 72 100 Мин.вата По подвалу 1995
10 Мира2-Мира1 36 100 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 1995
11 Мира2-дом быта 15 50 Мин.вата Подземный (бескан.) 1990
12 Мира2-ТК11 55 40 Мин.вата Подземный (бескан.) 1990
13 ТК11-магазин «Стройудача» 35 40 Мин.вата Подземный (бескан.) 2015
14 ТК11-ТК12 75 40 Мин.вата Подземный (бескан.) 1990
15 ТК12-Подсобное помещение «Стройудача» 25 40 Мин.вата Подземный (бескан.) 2015
16 ТК12-кафе Лаванда 50 40 Мин.вата Подземный (бескан.) 1990
17 ТК12-ТК13 70 40 Мин.вата Подземный (бескан.) 2016
18 ТК13-магазин «Магнит» 15 40 Мин.вата Подземный (бескан.) 2016
19 Транзит Мира1 70 100 Мин.вата По подвалу 1995
20 Мира1-магазин «Пятерочка» 45 89 Мин.вата Подземный (бескан.) 1992
15 СК2-Мира4 20 125 Мин.вата Подземный (бескан.) 1995
16 Транзит Мира4 110 125 Мин.вата Подвал (бескан.) 1995

№ п/п Наименование участка Длина, м 80 Диаметр тру- бопровода Ду, мм Тип изоляции Способ прокладки Дата ввода в эксплуа- тацию (пе- рекладки) Система теп- лоснабжения Температурный график работы ТС с указанием температуры срезки
17 Мира4-ТК4 107 125 Мин.вата Надземный 1995

 

 

18 Мира4-администрация 50 50 Мин.вата Надземный (бескан.) 1995
19 ТК4-Муз школа 50 50 Мин.вата Подземный (бескан.) 1990
20 ТК4- школа 50 100 Мин.вата Подземный (бескан.) 1995
21 ТК1 -ТК5 78 150 Мин.вата Подземный (бескан.) 1998    
22 ТК5- ул. Офицерская, д. 5 25 80 Мин.вата Подземный (бескан.) 1989    
23 ТК5- ул. Офицерская, д. 6 30 80 Мин.вата Подземный(бескан.) 1989    
24 ТК5-ТК6 34 80 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 1996    
25 ТК6- ул. Офицерская, д. 8 36 80 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 1996    
26 Транзит  ул. Офицерская, д. 8 40 80 Мин.вата По подвалу 1996    
27 ул. Офицерская, д. 8- ул. Офицерская, д. 9 25 80 Мин.вата Подземный (бескан.) 1996    
29 ТК1- ул. Офицерская, д. 7 190 150 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 1999    
30 Транзит ул. Офицерская, д. 7 104 150 Мин.вата По подвалу 1992    
31 ул. Офицерская, д. 7- ул. Офицерская, д. 10 21 125 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2011    
32 Транзит ул. Офицерская, д. 10 80 125 Мин.вата По подвалу 1992    
33 ул. Офицерская, д. 10- ул. Офицерская, д. 13 55 125 Мин.вата Подвал (бескан.) 1992    
34 ул. Офицерская, д. 7-ТК8 48 125 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2010    
35 ТК8- ул. Офицерская, д. 11 32 125 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2010    
36 ул. Офицерская, д. 11- ул. Офицерская, д. 12 64 100 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2011    
37 ТК8- ул. Офицерская, д. 14 42 80 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2010    
                 

 

Котельная п. Глебычево, территория в/ч (коттеджи)

1 ТК1Б-ТК9 165 200 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995

Двухтрубная

95/70

2 ТК9-пр-д Офицерский, д. 24 15 159 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2013
3 пр-д Офицерский, д. 24- пр-д Офицерский, д. 22 58 100 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2013
4 пр-д Офицерский, д. 22- пр-д Офицерский, д. 19 50 80 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2013
5 ТК9-ТК10 60 200 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2013
6 ТК10- пр-д Офицерский, д. 225 5 80 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 2016
7 ТК10- пр-д Офицерский, д. 21 45 150 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995
8 ТК 10- пр-д Офицерский, д. 23 15 150   Подземный (бескан.) 2016
9 Транзит пр-д Офицерский, д. 23 18 150 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995
10 пр-д Офицерский, д. 23- пр-д Офицерский, д. 20 40 150   Подземный (бескан.) 2016
11 Транзит пр-д Офицерский, д. 20 18 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    
12 пр-д Офицерский, д. 20- пр-д Офицерский, д. 16 50 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    
13 Транзит пр-д Офицерский, д. 16 18 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    
14 пр-д Офицерский, д. 16- пр-д Офицерский, д. 15 30 80   Подземный (бескан.) 2016    
15 Транзит пр-д Офицерский, д. 21 18 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    
16 пр-д Офицерский, д. 21- пр-д Офицерский, д. 18 45 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    
17 Транзит пр-д Офицерский, д. 18 18 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    
18 пр-д Офицерский, д. 18- пр-д Офицерский, д. 17 30 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    
19 ТК1б-ТК2а 412 159 ППУ-ПЭ Подземный (бескан.) 1995    
20 ТК2а- ул. Офицерская, д. 1 20 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    
21 ТК2а- ул. Офицерская, д. 3 45 100 Гипсораствор Подземный (бескан.) 1995    

 


Наибольшую протяжённость тепловых сетей имеет котельная ул. Школьная - 6913

м.

Наибольшая часть тепловых сетей МО «Приморское городское поселение» проло-

жена более 15 лет назад (что свидетельствует о высокой степени износа – более 50%), следовательно, в соответствии с пунктом 123 постановления Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 №808 рассматриваемые теплопроводы относятся к категории малонадежный сетей. Наибольшую долю сетей, переложенных после 2003 года, занимают распределительные сети. Внутриквартальные сети перекладываются чрезвычайно ограни- чено. Перекладка теплосетей обусловлена, как правило, аварийными ситуациями на суще- ствующих сетях.

На территории городского поселения имеет место преимущественно подземный спо- соб прокладки теплосетей. Надземная прокладка характерна в основном для магистраль- ных трубопроводов, и тепловых сетей в промышленной части города.

Тепловые сети, введенные в эксплуатацию до 1988 года, теплоизолированы минера- ловатными плитами. Современная изоляция из пенополиуретана характерна только для сетей, введенных в эксплуатацию после 2003 года.

В качестве компенсирующих устройств на магистральных и распределительных теп- ловых сетях используются преимущественно «П»-образные компенсаторы. На распреде- лительных и внутриквартальных тепловых сетях встречаются сильфонные компенсаторы.

Из анализа исходной информации следует, что рассматриваемые тепловые сети в целом находятся в удовлетворительном состоянии. Однако местами имеются серьезные нарушения целостности теплоизоляционного слоя, что является следствием превышения нормативного срока эксплуатации трубопроводов на данных участках. Следовательно, первоочередной задачей для модернизации системы теплоснабжения является ремонт изоляции на участках, имеющих пониженные изоляционные свойства.

 

1.3.2 Описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов

При строительстве тепловых сетей, использованы стандартные железобетонные кон- струкции каналов, соответствующие требованиям ТУ 5858-025-03984346-2001. Каналы выполнены по техническим альбомам.

Сборные железобетонные камеры изготовлены в соответствии с требованиями ТУ5893-024-03984346-2001.

Конструкции смотровых колодцев выполнены по соответствующим чертежам и от- вечают требованиям ГОСТ 8020-90 и ТУ 5855-057-03984346-2006.


1.3.3 Описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с ана- лизом их особенностей

Способы регулирования отпуска тепловой энергии от котельных МО «Приморское городское поселение» подробно описаны в разделе 1.2.6. части 2 главы 1. Регулирование отпуска тепловой энергии осуществляется качественно-количественным способом, т.е. изменением температуры теплоносителя в подающем трубопроводе или изменением рас- хода, в зависимости от температуры наружного воздуха.

На территории города принята закрытая система ГВС подогревом контура ГВС че- рез теплообменник. Отпуск теплоносителя в сеть от котельных осуществляется только в отопительный период.

 

1.3.4 Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики

Гидравлические режимы отпуска тепловой энергии от источников рассмотрены в разделе 1.6.3 части 6 главы 1.

Необходимые параметры гидравлического режима тепловой сети обеспечиваются сетевыми насосами, установленными на источниках теплоснабжения.

Потребители подключены по непосредственным схемам с наличием/отсутствием во- доразбора на нужды ГВС.

Типовые схемы подключения потребителей к системе централизованного тепло- снабжения представлены на рисунке 3. Существенным недостатком такой схемы является невозможность автоматического регулирования потребления тепловой энергии жилыми и административными зданиями. Однако главным преимуществом схемы является просто- та, т.е. схема не требует обязательного наличия такого дорогостоящего оборудования, как насосы, регулирующие клапаны и пр.


Рисунок 4 -    схема подключения потребителей по зависимой схеме с закрытой си- стемой ГВС

Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов)

С момента принятия тепловых сетей в эксплуатацию службой эксплуатации ведутся журналы учета утечек на тепловых сетях. Согласно данным об инцидентах на тепловых сетях, все возникающие аварий на тепловых сетях устранялись в течение нескольких часов.

Сведения об инцедентах на тепловых сетях за 2016 год представлены в таблице

Населенный пункт

Дата

Место инцидента Способ устранения

Аварийный акт

Примечание

1

п. Камышовка

09.04.2016

 от ТК-7 до ТК-11 Устранено методом сварки

б/н от 09.04.2016

Порыв теплотрассы от ТК-7 до ТК-11 60 метров

2

г. Приморск

08.10.2016

от ТК-12а до наб. Лебедева 21 Замена участка трубы; метод сварки

б/н от 08.10.2016

Порыв теплотрассы от ТК-12а до наб. Лебедева 21. 30 метров

3

г. Приморск

15.11.2016

от ТК-8 до счетчиков на школу-интернат ул. Пушкинская аллея. Замена участка трубы; метод сварки

б/н от 15.11.2016

Порыв теплотрассы от ТК-8 до счетчиков на школу-интернат ул. Пушкинская аллея. 30 метров

4

п. Рябово

21.03.2016

от ТК-2 до бани Установлен хомут

б/н от 21.03.2016

Порыв теплотрассы от ТК-2 до бани. 50 метров

5

п. Камышовка

19.12.2016

от ТК-7 до ТК-11 Устранено методом сварки

б/н от 19.12.2016

Порыв теплотрассы от ТК-7 до ТК-11. 60 метров

 

 

1.3.6 Статистика восстановлений тепловых сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей, за последние 5 летПотребители тепловой энергии по надежности теплоснабжения делятся на три кате-

гории:

· первая категория - потребители, в отношении которых не допускается перерывов в подаче тепловой энергии и снижения температуры воздуха в помещениях ниже значе- ний, предусмотренных техническими регламентами и иными обязательными требования- ми;

· вторая категория - потребители, в отношении которых допускается снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не более 54 ч;

ü жилых и общественных зданий до 12 °С;

ü промышленных зданий до 8 °С;

· третья категория - остальные потребители.

При аварийных ситуациях на источнике тепловой энергии или в тепловых сетях в течение всего ремонтно-восстановительного периода должны обеспечиваться (если иные режимы не предусмотрены договором теплоснабжения):

· подача тепловой энергии (теплосносителя) в полном объеме потребителям первой категории;

· подача тепловой энергии (теплосносителя) на отопление и вентиляцию жилищно- коммунальным и промышленным потребителям второй и третьей категорий в размерах, указанных в таблице 6;

· согласованный сторонами договора теплоснабжения аварийный режим расхода пара и технологической горячей воды;

· согласованный сторонами договора теплоснабжения аварийный тепловой режим работы неотключаемых вентиляционных систем;

· среднесуточный расход теплоты за отопительный период на горячее водоснабже- ние (при невозможности его отключения).


Табл. 4   Допустимое снижение подачи тепловой энергии

Наименование показателя

Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отоп- ления t °С (соответствует температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки обеспеченностью 0,92)

минус 10 минус 20 минус 30 минус 40 минус 50
Допустимое снижение подачи тепловой энергии, %, до 78 84 87 89 91

Аварийные ситуации, возникающие на тепловых сетях, устраняются в кратчайшие сроки. Ремонт системы теплоснабжения занимает, как правило, не более 36 ч.

 

1.3.7 Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирова- ния капитальных (текущих) ремонтов

ОАО «Управляющая компания по ЖКХ» выполняет ряд процедур диагностики со- стояния тепловых сетей и планирования капитальных и текущих ремонтов. По результа- там осмотра оборудования тепловой сети и самой трассы при обходах оценивают состоя- ние оборудования, трубопроводов, строительно-изоляционных конструкций, интенсив- ность и опасность процесса наружной коррозии труб и намечают необходимые мероприя- тия по устранению выявленных дефектов или неполадок. Дефекты, которые не могут быть устранены без отключения теплопровода, но не представляющие непосредственной опас- ности для надежной эксплуатации, заносят в журнал ремонтов для ликвидации в период ближайшего останова теплопровода или в период ремонта. Дефекты, которые могут вы- звать аварию в сети, устраняют немедленно. Все виды работ осуществляются по Про- грамме, утверждаемой главным инженером предприятия.

Методы технической диагностики, осуществляемые на сетях эксплуатационной ответственности ОАО «Управляющая компания по ЖКХ»:

Опресcовка на прочность повышенным давлением (гидравлические испыта- ния).Метод применяется и был разработан с целью выявления ослабленных мест трубо- провода в ремонтный период и исключения появления повреждений в отопительный пе- риод. Он имел долгий период освоения и внедрения, но в настоящее время показывает низкую эффективность 20 – 40% . То есть только 20% повреждений выявляется в ремонт- ный период и 80% уходит на период отопления. Метод применяется в комплексе опера- тивной системы сбора и анализа данных о состоянии теплопроводов. Участки тепловых сетей, не прошедшие гидравлические испытания, подвергаются ремонту и устранению всех выявленных дефектов.

Ревизия запорной арматуры.Вся запорная арматура перед установкой и пуском в эксплуатацию проходит предварительную проверку, в ходе которой проверяется ее соот-


ветствие проекту, наличие паспорта изготовителя, сертификата соответствия, отсутствие таких дефектов, как трещины и раковины, свободный ход штока, комплектация и. т. д. В случае нарушений по одному из пунктов принимается решение о возврате. Перед монта- жом запорная арматура должна пройти ревизию, которой предусматривается:

- разборка арматуры без демонтажа запорной и регулирующей части штока;

- очистка и смазка ходовой части;

- проверка уплотнительных поверхностей;

- обратная сборка с установкой прокладок, набивкой сальника и проверкой плавно- сти хода штока;

- гидравлические испытания на плотность и прочность.

Кроме того, ревизии подвергается вся арматура, нормативный срок эксплуатации ко- торой истек.

В настоящее время теплосетевыми и теплоснабжающими организациями на территории России применяются более современные методы диагностики состояния тепловых сетей. Следует выделить перспективные методы технической диагности- ки, не нашедшие применения на Предприятии, а в ближайшей перспективе могут использоваться в дополнение к существующим методам:

Шурфовка трубопроводов тепловых сетей.Применяются для контроля состояния подземных теплопроводов, теплоизоляционных и строительных конструкций. Число еже- годно проводимых плановых шурфовок устанавливают в зависимости от протяженности сети, типов прокладки и теплоизоляционных конструкций и количества коррозионных по- вреждений труб. На каждые 5 км трассы должно быть не менее одного шурфа. На новых участках сети шурфовки производят начиная с третьего года эксплуатации. Эксплуатиру- ющая организация должна иметь специальную схему тепловой сети, на которой отмечают места и результаты шурфовок, места аварийных повреждений и затопления трассы, пере- ложенные участки.

Метод акустической диагностики.Используются корреляторы усовершенствован- ной конструкции. Метод имеет перспективу как информационная составляющая в ком- плексе методов мониторинга состояния действующих теплопроводов, он хорошо вписы- вается в процесс эксплуатации и конструктивные особенности прокладок тепловых сетей.

Тепловая аэросъемка в ИК-диапазоне.Метод очень эффективен для планирования ремонтов и выявления участков с повышенными тепловыми потерями. Съемку необходи- мо проводить весной (март-апрель) и осенью (октябрь-ноябрь), когда система отопления


работает, но снега на земле нет. Недостатком метода является высокая стоимость прове- дения обследования.

Метод акустической эмиссии.Метод, проверенный в мировой практике и позво- ляющий точно определять местоположение дефектов стального трубопровода, находяще- гося под изменяемым давлением, но по условиям применения на действующих теплосетях имеет ограниченную область использования.

Метод магнитной памяти металла.Метод хорош для выявления участков с повы- шенным напряжением металла при непосредственном контакте с трубопроводом ТС. Ис- пользуется там, где можно прокатывать каретку по голому металлу трубы, этим обуслов- лена и ограниченность его применения.

Метод наземного тепловизионного обследования с помощью тепловизора.При доступной поверхности трассы, желательно с однородным покрытием, наличием точной исполнительной документации, с применением специального программного обеспечения, может очень хорошо показывать состояние обследуемого участка. По вышеназванным условиям применение возможно только на 10% старых прокладок. В некоторых случаях метод эффективен для поиска утечек.

Метод магнитной томографии металла теплопроводов с поверхности земли.Метод имеет мало статистики и пока трудно сказать о его эффективности в условиях го- рода.

Схема формирования плана проектирования перекладок на основе данных монито- ринга состояния прокладок теплосетей представлена на рисунке 14.


 

Рисунок 5 Схема формирования плана проектирования и перекладок

Общая протяженность тепловых сетей тепловых сетей 21,38 км. Приблизительно 40% теплосетей имеют повышенную степень износа. Это означает, что для поддержания надежности теплоснабжения МО «Приморское городское поселение» и обеспечения без- опасности необходимо в короткий летний (ремонтный) период найти самые опасные (ненадежные) места и локально заменить их новыми трубами. Помимо этого нужно про- анализировать данные о состоянии наиболее протяженных теплопроводов и выбрать участки, в первую очередь требующие реконструкции или капитального ремонта. Послед- нюю операцию необходимо произвести в течение одного месяца после завершения опрес- совок.


1.3.8 Описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с парамет- рами и методами испытаний (гидравлических, температурных, на тепло- вые потери) тепловых сетей

Согласно п.6.82 МДК 4-02.2001 «Типовая инструкция по технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения»:

Тепловые сети, находящиеся в эксплуатации, должны подвергаться следующим ис- пытаниям:

· гидравлическим испытаниям с целью проверки прочности и плотности трубопро- водов, их элементов и арматуры;

· испытаниям на максимальную температуру теплоносителя (температурным испы- таниям) для выявления дефектов трубопроводов и оборудования тепловой сети, контроля за их состоянием, проверки компенсирующей способности тепловой сети;

· испытаниям на тепловые потери для определения фактических тепловых потерь теплопроводами в зависимости от типа строительно-изоляционных конструкций, срока службы, состояния и условий эксплуатации;

· испытаниям на гидравлические потери для получения гидравлических характери- стик трубопроводов;

· испытаниям на потенциалы блуждающих токов (электрическим измерениям для определения коррозионной агрессивности грунтов и опасного действия блуждающих то- ков на трубопроводы подземных тепловых сетей).

Все виды испытаний должны проводиться раздельно. Совмещение во времени двух видов испытаний не допускается.

На каждый вид испытаний должна быть составлена рабочая программа, которая утверждается главным инженером органа эксплуатации тепловых сетей (далее по тексту – ОЭТС).

При получении тепловой энергии от источника тепла, принадлежащего другой орга- низации, рабочая программа согласовывается с главным инженером этой организации.

За два дня до начала испытаний утвержденная программа передается диспетчеру ОЭТС и руководителю источника тепла для подготовки оборудования и установления требуемого режима работы сети.

Рабочая программа испытания должна содержать следующие данные:

· задачи и основные положения методики проведения испытания;

· перечень подготовительных, организационных и технологических мероприятий;


· последовательность отдельных этапов и операций во время испытания;

· режимы работы оборудования источника тепла и тепловой сети (расход и пара- метры теплоносителя во время каждого этапа испытания);

· схемы работы насосно-подогревательной установки источника тепла при каждом режиме испытания;

· схемы включения и переключений в тепловой сети;

· сроки проведения каждого отдельного этапа или режима испытания;

· точки наблюдения, объект наблюдения, количество наблюдателей в каждой точ-


ке;


 

· оперативные средства связи и транспорта;

· меры по обеспечению техники безопасности во время испытания;

· список ответственных лиц за выполнение отдельных мероприятий.

Руководитель испытания перед началом испытания должен выполнить следующие


действия:

· проверить выполнение всех подготовительных мероприятий;

· организовать проверку технического и метрологического состояния средств изме- рений согласно нормативно-технической документации;

· проверить отключение предусмотренных программой ответвлений и тепловых пунктов;

· провести инструктаж всех членов бригады и сменного персонала по их обязанно- стям во время каждого отдельного этапа испытания, а также мерам по обеспечению без- опасности непосредственных участников испытания и окружающих лиц.

Гидравлическое испытание на прочность и плотность тепловых сетей, находящихся в эксплуатации, должно быть проведено после капитального ремонта до начала отопи- тельного периода. Испытание проводится по отдельным отходящим от источника тепла магистралям при отключенных водонагревательных установках источника тепла, отклю- ченных системах теплопотребления, при открытых воздушниках на тепловых пунктах по- требителей. Магистрали испытываются целиком или по частям в зависимости от техниче- ской возможности обеспечения требуемых параметров, а также наличия оперативных средств связи между диспетчером ОЭТС, персоналом источника тепла и бригадой, прово- дящей испытание, численности персонала, обеспеченности транспортом.

Каждый участок тепловой сети должен быть испытан пробным давлением, мини- мальное значение которого должно составлять 1,25 рабочего давления. Значение рабочего


давления устанавливается техническим руководителем ОЭТС в соответствии с требовани- ями Правил устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.

Максимальное значение пробного давления устанавливается в соответствии с ука- занными правилами и с учетом максимальных нагрузок, которые могут принять на себя неподвижные опоры.

В каждом конкретном случае значение пробного давления устанавливается техниче- ским руководителем ОЭТС в допустимых пределах, указанных выше.

При гидравлическом испытании на прочность и плотность давление в самых высо- ких точках тепловой сети доводится до значения пробного давления за счет давления, раз- виваемого сетевым насосом источника тепла или специальным насосом из опрессовочно- го пункта.

При испытании участков тепловой сети, в которых по условиям профиля местности сетевые и стационарные опрессовочные насосы не могут создать давление, равное проб- ному, применяются передвижные насосные установки и гидравлические прессы.

Длительность испытаний пробным давлением устанавливается главным инженером ОЭТС, но должна быть не менее 10 мин с момента установления расхода подпиточной во- ды на расчетном уровне. Осмотр производится после снижения пробного давления до ра- бочего.

Тепловая сеть считается выдержавшей гидравлическое испытание на прочность и плотность, если при нахождении ее в течение 10 мин под заданным пробным давлением значение подпитки не превысило расчетного давления.

Температура воды в трубопроводах при испытаниях на прочность и плотность не должна превышать 40 °С.

Периодичность проведения испытания тепловой сети на максимальную температуру теплоносителя (далее - температурные испытания) определяется руководителем ОЭТС.

Температурным испытаниям должна подвергаться вся сеть от источника тепла до тепловых пунктов систем теплопотребления.

Температурные испытания должны проводиться при устойчивых суточных плюсо- вых температурах наружного воздуха.

За максимальную температуру следует принимать максимально достижимую темпе- ратуру сетевой воды в соответствии с утвержденным температурным графиком регулиро- вания отпуска тепла на источнике.

Температурные испытания тепловых сетей, находящихся в эксплуатации длительное время и имеющих ненадежные участки, должны проводиться после ремонта и предвари-


тельного испытания этих сетей на прочность и плотность, но не позднее чем за 3 недели до начала отопительного периода.

Температура воды в обратном трубопроводе при температурных испытаниях не должна превышать 90 °С. Попадание высокотемпературного теплоносителя в обратный трубопровод не допускается во избежание нарушения нормальной работы сетевых насо- сов и условий работы компенсирующих устройств.

Для снижения температуры воды, поступающей в обратный трубопровод, испытания проводятся с включенными системами отопления, присоединенными через смесительные устройства (элеваторы, смесительные насосы) и водоподогреватели, а также с включен- ными системами горячего водоснабжения, присоединенными по закрытой схеме и обору- дованными автоматическими регуляторами температуры.

На время температурных испытаний от тепловой сети должны быть отключены:

· отопительные системы детских и лечебных учреждений;

· неавтоматизированные системы горячего водоснабжения, присоединенные по за- крытой схеме;

· системы горячего водоснабжения, присоединенные по открытой схеме;

· отопительные системы с непосредственной схемой присоединения;

· калориферные установки.

Отключение тепловых пунктов и систем теплопотребления производится первыми со стороны тепловой сети задвижками, установленными на подающем и обратном трубо- проводах тепловых пунктов, а в случае неплотности этих задвижек - задвижками в каме- рах на ответвлениях к тепловым пунктам. В местах, где задвижки не обеспечивают плот- ности отключения, необходимо устанавливать заглушки.

Испытания по определению тепловых потерь в тепловых сетях должны проводиться один раз в пять лет на магистралях, характерных для данной тепловой сети по типу строи- тельно-изоляционных конструкций, сроку службы и условиям эксплуатации, с целью раз- работки нормативных показателей и нормирования эксплуатационных тепловых потерь, а также оценки технического состояния тепловых сетей. График испытаний утверждается техническим руководителем ОЭТС.

Испытания по определению гидравлических потерь в водяных тепловых сетях должны проводиться один раз в пять лет на магистралях, характерных для данной тепло- вой сети по срокам и условиям эксплуатации, с целью определения эксплуатационных гидравлических характеристик для разработки гидравлических режимов, а также оценки


состояния внутренней поверхности трубопроводов. График испытаний устанавливается техническим руководителем ОЭТС.

Испытания тепловых сетей на тепловые и гидравлические потери проводятся при отключенных ответвлениях тепловых пунктах систем теплопотребления.

При проведении любых испытаний абоненты за три дня до начала испытаний долж- ны быть предупреждены о времени проведения испытаний и сроке отключения систем теплопотребления с указанием необходимых мер безопасности. Предупреждение вручает- ся под расписку ответственному лицу потребителя.

Техническое обслуживание и ремонт

ОЭТС должны быть организованы техническое обслуживание и ремонт тепловых сетей.

Ответственность за организацию технического обслуживания и ремонта несет адми- нистративно-технический персонал, за которым закреплены тепловые сети.

Объем технического обслуживания и ремонта должен определяться необходимостью поддержания работоспособного состояния тепловых сетей.

При техническом обслуживании следует проводить операции контрольного характе- ра (осмотр, надзор за соблюдением эксплуатационных инструкций, технические испыта- ния и проверки технического состояния) и технологические операции восстановительного характера (регулирование и наладка, очистка, смазка, замена вышедших из строя деталей без значительной разборки, устранение различных мелких дефектов).

Основными видами ремонтов тепловых сетей являются капитальный и текущий ре- монты.

При капитальном ремонте должны быть восстановлены исправность и полный или близкий к полному ресурс установок с заменой или восстановлением любых их частей, включая базовые.

При текущем ремонте должна быть восстановлена работоспособность установок, заменены и (или) восстановлены отдельные их части.

Система технического обслуживания и ремонта должна носить предупредительный характер.

При планировании технического обслуживания и ремонта должен быть проведен расчет трудоемкости ремонта, его продолжительности, потребности в персонале, а также материалах, комплектующих изделиях и запасных частях.

На все виды ремонтов необходимо составить годовые и месячные планы (графики).

Годовые планы ремонтов утверждает главный инженер организации.


Планы ремонтов тепловых сетей организации должны быть увязаны с планом ре- монта оборудования источников тепла.

В системе технического обслуживания и ремонта должны быть предусмотрены:

· подготовка технического обслуживания и ремонтов;

· вывод оборудования в ремонт;

· оценка технического состояния тепловых сетей и составление дефектных ведомо-


стей;


 

· проведение технического обслуживания и ремонта;

· приемка оборудования из ремонта;

· контроль и отчетность о выполнении технического обслуживания и ремонта. Организационная структура ремонтного производства, технология ремонтных работ,


порядок подготовки и вывода в ремонт, а также приемки и оценки состояния отремонти- рованных тепловых сетей должны соответствовать НТД.

 

1.3.9 Описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии (мощности) теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 1180; Мы поможем в написании вашей работы!






Мы поможем в написании ваших работ!