Современное состояние. 
Опыт реконструкции и эксплуатации систем теплоснабжения ООО "Нижегородтеплогаз"

ООО «Нижегородтеплогаз» сегодня — стабильное и устойчиво развивающееся теплоснабжающее предприятие, осуществляющее все этапы процесса производства, транспортировки и реализации тепловой энергии.

Суммарная установленная мощность 64 теплоисточников в городах Дзержинск, Сергач и Нижний Новгород — 380 МВт, протяженность трубопроводов тепловых сетей — 160 км. Котельные предприятия обеспечивают отопление и горячее водоснабжение 1550 зданий. Годовой объем отпускаемой тепловой энергии на отопление составляет 550 тыс. Гкал, горячей воды — 440 тыс. м³.

В соответствии с имеющимися различиями в котельном оборудовании, отношениях собственности и механизмах финансирования все котельные г Дзержинска разделены на два эксплуатационных района: Восточный теплосетевой район (ТСР) — 19 реконструированных котельных с тепловыми сетями; Западный ТСР — 25 нереконструированных котельных с тепловыми сетями (арендованы у муниципалитета). В г. Сергаче сформирован единый ТСР.

Проведенная в 2001 г реконструкция заложила основу надежного и устойчивого функционирования тепловых сетей в г Дзержинске, т.к. в тот период фактически было заменено 60% всех сетей. Оставшиеся 40% сетей (37 км трубопроводов), относящиеся к Западному ТСР, за прошедшие годы поэтапно обновлялись по программам текущего и капитального ремонта. В результате за истекшие 10 лет тепловые сети, находящиеся в нашем ведении, обновлены на 83%!

Начиная с 2004 г. на предприятии приоритетное внимание уделяется вопросам технического обновления и совершенствования эксплуатации котельных Западного ТСР г. Дзержинска, оснащенных морально и физически устаревшим оборудованием. Не имея возможности проводить на этих объектах мероприятия реконструктивного характера, за прошедший период за счет всех источников финансирования выполнен следующий объем работ.

1. Выполнен капитальный ремонт 135 стальных водотрубных и чугунно-секционных котлов со 100% заменой и модернизацией поверхности нагрева и обмуровки. Установленные модернизированные котлы НР-18м имеют ряд преимуществ:

¦поверхность нагрева при тех же габаритных размерах на 35% выше;

¦шамотные огнеупорные перегородки заменены на плавниковые экраны, применена горизонтальная поперечная схема обтекания трубных пучков дымовыми газами;

¦скорость воды в трубах топочных экранов увеличена в 10 раз за счет организации многоходового движения воды.

Благодаря проведенной модернизации КПД котлов увеличен с 78 до 85⁸⁷%, значительно снижена склонность к накипеобразованию. Фактически от старых котлов остался только каркас, гарнитура, газогорелочные устройства, газовая и водопроводная арматура и система автоматизации.

• 2. Организована регулярная химпромывка всех имеющихся котлов (252 шт.) с периодичностью 1 раз в 3 года раствором ингибированной соляной кислоты.
• 3. Заменено 90% устаревших сетевых и под — питочных насосов на современные агрегаты, оптимизированные по производительности и напору. За счет чего сэкономлено 20% электроэнергии.
• 4. На всех 25 котельных внедрена современная система комплексонатной водоподготовки, предусматривающая автоматическое дозирование в тепловую сеть реагента ОЭДФ-Zn — ингибитора коррозии и накипеобразования.
• 5. Все котельные оснащены приборами учета отпущенной тепловой энергии на отопление и ГВС с возможностью удаленного доступа к их показаниям по GSM каналу связи.
• 6. На всех котельных ликвидированы схемы прямого нагрева воды ГВС в котлах, смонтированы закрытые промежуточные контуры с пластинчатыми теплообменниками. Внутрикотель — ные трубопроводы ГВС заменены на полипропиленовые.
• 7. Ведется поэтапная замена узлов учета газа. В 2010 г. смонтировано 5 узлов, которые соответствуют современным требованиям.
• 8. Ведется поэтапная замена устаревшей котловой автоматики безопасности типа ПМА, АМКО на современную, с микропроцессорным блоком управления КСУ МАК. В 2010 г. новой системой автоматики оснащено 23 котла.
• 9. Выполнены гидравлические расчеты и проведена наладка тепловых сетей от всех теплоисточников.
• 10. Организовано регулярное проведение режимно-наладочных испытаний 252 котлов с периодичностью 1 раз в 3 года.

За счет всех указанных мероприятий, а также улучшения организации, дисциплины и культуры производства удалось повысить КПД выработки тепловой энергии на котельных Западного ТСР на 5−7%, существенно сократить затраты электроэнергии и потери воды при транспортировке теплоносителя потребителю.

В деятельности ООО «Нижегородтеплогаз» основное внимание уделяется вопросам технического развития, энергосбережения и повышения энергоэффективности. Остановимся на некоторых из них.

Развитие технологии комплексонатной водоподготовки. По ряду причин, подробно изложенных в статье [3], на нашем предприятии отдано предпочтение технологии комплексонной обработки сетевой воды реагентом ОЭДФ-Zn, осуществляемой с целью защиты трубопроводов тепловых сетей от внутренней коррозии, котлов и пластинчатых теплообменников — от накипи. Обработка сетевой воды комплексоном была начата в 2002 г. на 18 котельных г. Дзержинска и 8 котельных г. Сергача, подпитываемых водопроводной недеаэрированной водой. С учетом времени, потребовавшегося на пусконаладку и обеспечение безаварийной работы дозирующих установок, а также на приборное и методическое оснащение химлаборатории, стабильное дозирование с определением фактической концентрации реагента в сетевой воде на этих объектах осуществлялось с отопительного сезона 2003;2004 гг. В последующий период количество котельных, оснащенных установками дозирования комплексона, увеличивалось и к 2008 г. достигло 100% - 52 котельные.

Параллельно нами проводилась работа по подбору наиболее эффективных реагентов, фирм-поставщиков, дозирующих установок, а также экспериментальному обоснованию оптимальной концентрации реагента в сетевой воде на основе коррозионных испытаний. В последние годы нами приобретается реагент ОПТИОН-313 (порошкообразный ОЭДФ-Zn) производства ООО «Экоэнерго» (г. Ростов-на-Дону).

Дозирование осуществляется в автоматическом режиме мембранными насосами-дозаторами фирм Seko и Etatron.

Поддерживаемая в настоящее время концентрация реагента 3−5 г/м³ — г. Дзержинск, 5−6 г/м^3 — г. Сергач. Экспериментально доказано, что при объеме утечки в пределах 0,75%/ч скорость равномерной внутренней коррозии тепловых сетей не превышает 0,05 мм/год. По сравнению с системами без обработки комплексоном скорость коррозии снижена в 5−7 раз. В г. Сергач удалось достичь безнакипного режима эксплуатации пластинчатых теплообменников отопления, это при общей жесткости подпиточной воды 15−20 мг-экв/кг При проектировании и эксплуатации систем дозирования комплексона необходимо учитывать одно важное обстоятельство — фактический удельный расход реагента (на 1 м³ подпиточной воды), необходимый для создания и поддержания некоторой заданной его концентрации в обратной сетевой воде, в несколько раз превышает теоретическое значение. Причина — адсорбция реагента на внутренней поверхности трубопроводов (возможно, это связано с образованием защитной пленки — прим. авт.), оборудования, на частицах окислов железа, скопившихся за много лет во внутридомовых системах.

В результате анализа и обобщения опытных данных за предшествующие 5 лет нами было установлено, что на объектах г. Дзержинска и г. Сергача расход реагента на адсорбцию составляет от 70 до 90%, что требует 3−10-кратного увеличения дозы реагента на единицу объема подпиточной воды. С учетом данного фактора задача создания и автоматического поддержания заданной концентрации реагента в системах теплоснабжения превращается из простой в сложную, требующую индивидуального подбора и регулярной корректировки дозы для каждой котельной на основании опытных данных. Теоретически можно предположить, что с течением времени адсорбция должна сокращаться. Однако наш 5-летний опыт наблюдений пока не подтверждает данный тезис. Ежегодный удельный расход реагента на адсорбцию в системах теплоснабжения городов Дзержинск и Сергач составляет соответственно 16 и 10 г на 1 м² поверхности трубопроводов и отопительных приборов. Ситуация усугубляется тем, что внутри — домовые системы отопления в летний период, как правило, сливаются, что способствует их ускоренной коррозии и требует дополнительных затрат реагента.

Фактор адсорбции необходимо учитывать при подборе дозирующих установок, а также при планировании расходов теплоснабжающих предприятий на покупку реагента.

Подводя некоторые итоги необходимо отметить, что в г. Дзержинске на построенных в 2001 г и эксплуатируемых нами тепловых сетях отопления, протяженностью около 100 км, за 10 лет не было случаев выхода трубопроводов из строя вследствие внутренней коррозии. Исключение составляют котельные № 61 и 64, о которых упоминалось выше. Вследствие незаконного водоразбора утечка теплоносителя из сети отопления в этих котельных длительное время составляла очень большую величину 1,5−2,5% в час. Из-за интенсивной нагрузки на насосы-дозаторы дозирование велось нестабильно с временными провалами концентрации. Это привело к ослаблению защитного механизма комплексона, в результате чего средняя скорость равномерной внутренней коррозии трубопроводов составляла.

0,1−0,2 мм в год. Данное обстоятельство проявилось в летний период 2010 г, когда мы впервые были вынуждены заменить участок теплотрассы Ду50−150 мм протяженностью около 500 м.

Новые технологии прокладки тепловых сетей. Мы являемся сторонниками разумного и взвешенного подхода к применению новых технологий прокладки и теплоизоляции тепловых сетей, поскольку это наиболее затратная составляющая бюджета теплоснабжающей организации.

Зачем, например, при перекладке отдельного участка теплосети небольшой протяженности тратить деньги на приобретение дорогостоящих труб в ППУ изоляции с системой ОДК, если по факту имеется существующий исправный непроходной канал, проложенный в сухом песчаном грунте? Разумнее применить более дешевую съемную теплоизоляцию на основе минераловатных изделий (цилиндры Rockwool, СТУ ФТН и др.).

Мы не являемся противниками применения современных трубопроводных систем в ППУ изоляции с системой ОДК, однако убеждены, что подобные системы не могут успешно создаваться путем наращивания (т.е. стыковки новых участков к ранее замененным), скажем, в течение 10 лет по программе капремонта. Поскольку приоритет в нашей отрасли имеет надежность теплоснабжения, а денежных средств всегда не хватает, таким путем мы рискуем никогда не создать полноценной герметичной системы трубопроводов с дистанционным контролем увлажнения изоляции (ОДК), охватывающей целый район города. На наш взгляд, такие трубопроводные системы должны создаваться единовременно или за короткий срок (не более 3 лет) при целевом финансировании.

Проанализировав имеющиеся в наличии ресурсы, мы пришли к выводу о преимуществах применения технологии прокладки трубопроводов в пенополимерминеральной (ППМ) изоляции, не требующих безупречного качества монтажа стыков и системы ОДК. В 2010 г. по программе капитального ремонта было проложено 1770 м трубопроводов в ППМ изоляции (рис. 8) диаметром 65−325 мм. При этом мы постарались опробовать различные варианты прокладки:

¦бесканальная прокладка в грунте с П-образными компенсаторами, прокладываемыми в существующем бетонном канале;

¦бесканальная прокладка в грунте с применением осевых сильфонных компенсирующих устройств (СКУ);

¦в существующем непроходном канале с укладкой труб на песчаное основание, насыпаемое на дно канала, с применением осевых СКУ с направляющими опорами.

Необходимо заметить, что при бесканальной прокладке трубопроводов с осевыми СКУ резко возрастают нагрузки на неподвижные опоры, что существенно удорожает проект. В будущем году планируется произвести контрольное вскрытие характерных участков трубопроводов в ППМ изоляции, после чего будет принято решение о целесообразности их дальнейшего применения.

Развитие системы диспетчеризации. ООО «Нижегородтеплогаз» имеет три региональные независимые системы диспетчеризации автоматических котельных с диспетчерскими пунктами в городах Дзержинск, Сергач и Нижний Новгород. В настоящий момент все три системы построены по единому принципу, являются вертикально-ориентированными и построены по схеме SCADA («наверху») ^ OPC-сервер контроллер («внизу»).

Нижний уровень — это промышленные контроллеры «МП Трансформер», а также «МП Трансформер ML». Выбор контроллера «Трансформер» был обусловлен тем, что на момент реконструкции котельных г. Дзержинска в 2001 г данный прибор широко использовался компанией «Мосгортепло» (ныне ОАО «МОЭК» — прим. ред.) для управления технологическими процессами и диспетчеризации нескольких тысяч ЦТП и ИТП в г. Москве и зарекомендовал себя с положительной стороны. Он обладает модульной наращиваемой архитектурой, интерфейсами RS-232, RS-485, Ethernet («МП Трансформер ML») для связи с оборудованием сторонних фирм-производителей, а также организации связи с диспетчерским пунктом. Кроме того, присутствуют все необходимые алгоритмы и аппаратные средства для автоматического управления общекотельным оборудованием.

Контроллеры «МП Трансформер» и «МП Трансформер ML» характеризует:

¦масштабируемость;

¦высокая отказоустойчивость;

¦простота обслуживания;

¦качественная и своевременная техническая поддержка производителя;

¦возможность обмена данными с оборудованием других фирм-производителей;

¦наличие отработанных стандартных алгоритмов управления теплоэнергетическим оборудованием;

¦возможность программной и аппаратной реализации нестандартных алгоритмов управления (по техническому заданию заказчика);

¦возможность построения системы диспетчеризации с использованием различных каналов передачи информации;

¦мгновенная передача на диспетчерский пункт информации об авариях.

Передачу данных с контроллеров на диспетчерский пункт обеспечивает предоставляемый производителем OPC-сервер стандарта DA (стандарта +HDA для контроллеров «МП Трансформер ML») с использованием следующих видов связи.

• 1. Коммутируемые телефонные линии. Работают два независимых канала: основной — OPC-сервер инициирует дозвон строго по расписанию, определенному при конфигурировании, и аварийный — информация поступает на диспетчерский пункт по инициативе контроллера в момент возникновения аварии.
• 2. GSM. Связь с объектами осуществляется по двум независимым каналам (см. выше).
• 3. ADSL-подключение к сети Интернет (для «МП Трансформер ML»). Для связи используются TCP/IP-протоколы. При таком способе интервал опроса объектов составляет 30 с, что обеспечивает диспетчеризацию в Real-time режиме.
• 4. Ethernet-подключение (для «МП Трансформер ML»). Применен для объектов, находящихся в непосредственной близости от диспетчерского пункта.
• 5. GPRS и EDGE-подключение к сети Интернет (в процессе тестирования).

С каждого объекта на диспетчерский пункт поступает около 200 технологических параметров, в том числе с тепловых (СПТ) и газовых (СПГ) счетчиков производства НПФ «Логика» (г. Санкт-Петербург), а также котловой автоматики КСУ-МАК производства ООО «Эльком» и МАК-2001 производства ООО «Реал-информ» (г. Нижний Новгород). Связь контроллеров «МП Трансформер» с вычислителями теплосчетчиков, газосчетчиков и контроллерами котловой автоматики организована по магистрали RS-485.

Верхний уровень — это автоматизированное рабочее место диспетчера с развитым пользовательским интерфейсом, для создания которого использован динамично развивающийся продукт отечественных разработчиков «Master SCADA» производства ЗАО «ИнСАТ» (г. Москва). «Master SCADA» базируется на платформе NET Framework и в полной мере соответствует требованиям современным SCADA-системам. Он обеспечивает взаимодействие с другими программами с помощью технологий OPC, OLE, DCOM, ActiveX, OLE DB, ODBC и др.

Автоматизированное рабочее место диспетчера имеет в своем составе:

¦экраны мнемосхем (рис.9) для каждого объекта с возможностью отслеживать изменения технологических параметров, а также состояния оборудования с течением времени;

¦подсистему «аларм» (тревога);

¦подсистему предупреждений об отклонениях технологических параметров от значений, заданных пользователем на основании режимной карты объекта;

¦архивирование технологических параметров котельных с использованием SQL-сервера.

Дополнительное программное обеспечение позволяет производить автоматический анализ архивов технологических параметров с предоставлением статистических данных в удобном пользователю формате.

Следует заметить, что непрерывно возрастающие требования технических и эксплуатационных служб предприятия инициируют дальнейшее развитие всех трех региональных систем диспетчеризации ООО «Нижегород — теплогаз» .

Специализированные программные продукты для инженерных расчетов. Для теплогидравлических расчетов и паспортизации тепловых сетей на предприятии применяется графико-информационный расчетный комплекс «ТеплоЭксперт» (ООО «НПП Теплотэкс», г. Иваново), который представляет собой систему автоматизированного ведения расчетов режимов эксплуатации и наладки тепловых сетей.

Комплекс позволяет:

¦производить наладочный и фактический теплогидравлический расчет тепловых сетей любой степени сложности;

¦вносить, хранить, обрабатывать и поддерживать актуальность данных по элементам теплоэнергетических объектов;

¦оперативно получать информацию по любым элементам теплоэнергетических объектов;

¦вести статистику ремонтов и аварий на тепловых сетях;

¦вычислять нормативные и расчетные тепловые потери;

¦моделировать фактические режимы эксплуатации существующих сетей теплоснабжения;

¦моделировать режимы эксплуатации с учетом перспективных планов развития энергетических объектов при строительстве, модернизации и подключении новых потребителей тепловой энергии;

¦выявлять резервы энергосбережения и экономии топливно-энергетических ресурсов.

Основными достоинствами данного расчетного комплекса «ТеплоЭксперт» (рис.10), на наш взгляд, являются простота эксплуатации и корректные алгоритмы расчетов. Так, при наличии исходных данных и некоторого опыта работы с программой, для того, чтобы создать работоспособную расчетную модель системы теплоснабжения типичного микрорайона (один источник, 50 потребителей тепловой энергии) и начать выполнять по ней теплогидравлические расчеты, требуется всего около 10 человеко-часов.

Для выполнения конструкторских расчетов при проектировании тепловых сетей на предприятии применяется программный комплекс «СТАРТ-Экспресс». Использование данного программного продукта позволяет быстрее и эффективнее решать задачи, которые постоянно встают перед конструкторами трубопроводов в процессе проектирования как традиционных трубопроводов с подвесной изоляцией, так и современных трубопроводов из пре — дизолированных труб при различных способах прокладки. С помощью данного программного комплекса на нашем предприятии производится:

¦расчет компенсирующей способности поворотов Г, Z-образной формы и П-образных компенсаторов при прокладке трубопроводов над землей, в подземных каналах и при бесканальной прокладке трубопроводов в грунте;

¦определение нагрузок на неподвижные опоры;

¦определение предельно допустимого расстояния между промежуточными опорами трубопровода из условий прочности и жесткости;

¦проверка общей и местной устойчивости прямолинейных и криволинейных участков труб под действием температурного расширения и давления грунта (для труб бесканальной прокладки);

¦определение минимально возможной глубины заложения для участков бесканальной прокладки из условия устойчивости трубопровода;

¦определение максимальной глубины заложения для участков бесканальной прокладки из условия прочности изоляции.

Для существующих трубопроводных участков можно выполнить поверочный расчет — при заданных конструктивных характеристиках определить напряжения, перемещения и нагрузки на неподвижные опоры.

Двухставочный тариф. Уже более 5 лет при расчетах с потребителями применяется двухставочный тариф на тепловую энергию. Двухставочный тариф образуется из двух составляющих: переменной (или привязанной к объему потребления) и фиксированной (или мощностной, зависящей от присоединенной нагрузки). В «мощностную» составляющую входят все условно-постоянные затраты, не зависящие от объемов производства: заработная плата с начислениями; ремонты; амортизация; аренда и т. д. В «переменную» составляющую включаются издержки, прямо зависящие от объемов производства, в первую очередь топливо. Основными преимуществами двух — ставочного тарифа являются нижеследующие.

• 1. Стабильность финансовых потоков, что позволяет снизить потребность в привлеченных средствах для покрытия кассовых разрывов. Например, при применении одноставочного тарифа ярко выражена сезонность, когда наибольшие платежи осуществляются в холодное время года, в то время как наибольшая потребность в средствах у теплоснабжающих организаций наступает в ходе ремонтной кампании в летний межотопительный период.
• 2. Независимость от неустойчивых погодных условий, что является актуальной проблемой в последние годы. Теплая зима не приводит к убыткам, т.к. постоянные издержки покрываются «мощностной» выручкой, которая не зависит от температуры наружного воздуха.
• 3. Выравнивание договорной и фактической присоединенной мощности (нагрузки) позволяет оптимизировать энергетические балансы и высвобождать дополнительные резервы по мощностям. Потребителю выгоднее платить за реально потребляемую мощность, а теплоснабжающей организации за счет высвобождения дополнительных резервов по мощности оптимизировать инвестиции в их развитие.
• 4. Стимулирование проведения энергосберегающих мероприятий у потребителей, т. е. снижение выручки за проданное тепло в результате совершенствования средств учета тепловой энергии компенсируется снижением издержек на топливную составляющую.

Применение двухставочного тарифа позволяет сбалансировать коммерческие интересы поставщиков и потребителей энергоресурсов, создать предпосылки для повышения эффективности конечного потребления тепловой энергии, повышения финансовой устойчивости и экономической эффективности предприятия.