Незаменимой составляющей любого дома или коттеджа является подключение отопительной системы, отвечающей за микроклимат в помещениях. Система теплоснабжения может быть как централизованной, так и автономной. Для теплоснабжения коттеджных поселков немаловажное значение имеет учет тепловой энергии, что позволяет владельцам домов избежать переплат за энергию и ликвидировать убытки.
Процесс подачи тепла от централизованных тепловых сетей к современным домам и коттеджам неизбежно сопряжен с теплопотерями. При подаче тепла в системах коммуникации теплопотери могут составлять от 15 до 20 процентов. Причин теплопотерь в домах и коттеджах несколько. К основным факторам теплопотерь дома относятся теплопроводность стройматериалов, конвекция, изоляция трубопроводов. Снижение теплопотерь - основа для повышения показателей эффективности теплоснабжения и снижения финансовых затрат. Согласно проведенным исследованиям, около 35 процентов тепловых потерь приходится на стены, 25 процентов — на кровлю, 15 процентов — на подвальное помещение и 10% — на оконные и дверные проемы. Для выявления фактических затрат, определения имеющихся дефектов, ошибок в расчетах и способов их устранения незаменимым решением является экспертиза тепловых потерь. Результаты исследования помогают разработать решение по уменьшению затрат электроэнергии и потребления других ресурсов.
Зачем нужна экспертиза тепловых потерь?
Величина тепловых потерь зависит от таких аспектов, как длина и диаметр труб, эффективность теплоизоляционных материалов, разница температур, техническое состояние и степень износа инженерных коммуникаций. Характеристики теплосетей для каждого дома индивидуальны. Показатели теплопотерь контролируются в соответствии с требованиями стандартов, санитарных норм и правил, проектной документацией. Экспертиза потерь тепловой энергии позволяет выявить фактические показатели теплосетей.
Одной из самых распространенных и трудоемких методик определения тепловых потерь является проведение испытаний, которые требуют использования профессионального оборудования, отсоединения потребителей от теплосети, наличия штата квалифицированных специалистов. В этом случае участок тепломагистрали, который требуется протестировать, отключается от теплосети. По кольцу осуществляется пуск воды, после чего определяется изменение температуры теплоносителя в результате теплопотерь в трубопроводах.
Более удобной, достоверной и современной альтернативой испытаниям является использование новейшей измерительной аппаратуры, позволяющей с достоверной точностью определять потребление тепла, параметры теплоносителя, показатели теплопотерь. Данная методика работает без необходимости отключения заказчиков от теплосети и изменения условий эксплуатации систем коммуникаций. Использование современной аппаратуры позволяет определить фактические потери тепловой энергии при эксплуатационных условиях, их соответствие установленным показателям.
Соотношение фактических теплопотерь к закрепленных в стандартах имеет практическую ценность при анализе эффективности тепловых сетей, расчете тарифов на тепловую энергию, оценке состояния систем коммуникаций, разработке мер по снижению тепловых потерь и при поставке тепла от источника к потребителям. В век развитых информационных технологий появились инновационные приборы учета, которые позволяют протестировать их состояние, сохранить архив данных дистанционно. Установка счетчиков для определения теплопотерь позволяет обеспечивать постоянный мониторинг состояния теплотрассы.
Что входит в экспертизу тепловых потерь?
Экспертиза тепловых потерь позволяет выявить следующие аспекты:
- Теплопотери теплоизоляционных конструкций;
- Затраты, потери теплоносителей;
- Затраты на электроэнергию на транспортировку теплоносителя к потребителям;
- Разность температур в трубопроводах
Преимущества работы с ASC GROUP
Компания ASC GROUP обладает рядом преимуществ, выгодно отличающих нас от конкурентов:
- Мы работаем на рынке строительства Москвы и Подмосковья более 8 лет и за это время накопили достаточный опыт в проведении экспертиз.
- За время работы реализовано свыше 100 проектов.
- Команда квалифицированных специалистов с многолетним опытом поможет вам решить задачу любой сложности
- Использование современного оборудования, технологий и методик станет залогом проведения достоверной и объективной экспертизы.
- Кроме рассмотренной выше мы можем предложить поведение следующих видов экспертиз: ,
Высокоточная экспертиза тепловых потерь в системах отопления станет для вас разумным способом повышения энергоэффективности, обоснования тарифов на теплоснабюжение, оптимизации затрат на теплоснабжение дома или коттеджа, избежания финансовых потерь.
В 2013 г. была создана служба диагностики, в задачи которой входит определение фактического состояния теплопроводов действующих тепловых сетей неразрушающими методами контроля. Служба состоит из отдела мониторинга и отдела диагностики тепловых сетей.
Основными целями отдела мониторинга являются подбор участков под диагностику тепловых сетей, разработка мероприятий по автоматизации, диспетчеризации, мониторингу, дистанционной и приборной диагностике функционирования тепловых сетей. Отдел диагностики занимается проведением инструментальной диагностики и неразрушающего контроля, обработкой полученных данных, формированием технических заключений с выводами и рекомендациями.
Отбор участков тепловых сетей филиалов № 1-10, 19, 20 ОАО «МОЭК» для проведения инструментальной диагностики осуществляется исходя из следующих критериев:
■ срок службы трубопроводов более 40% (отношение периода эксплуатации с момента последней перекладки к общему расчетному сроку службы трубопроводов. Расчетный срок службы трубопроводов разводящих сетей составляет 15 лет, для магистральных тепловых сетей - 25 лет);
■ количество аварий на участках тепловой сети;
■ дата проведения последней диагностики (более трех лет).
Подготовленный перечень участков для проведения инструментальной диагностики направляется в отдел диагностики службы, где разрабатываются помесячные графики выполнения плановой диагностики, с привязкой к филиалам, эксплуатационным районам, предприятиям, магистралям, номерам участков, с указанием применяемых методов технической диагностики. Стоит отметить, что диагностике подлежат тепловые сети как традиционной прокладки, так и бесканальной (в зависимости от применяемой методики проведения диагностики). Годовой план диагностики в 2014 г. составляет 1311 км в однотрубном исчислении. Кроме того, выполняется и внеплановая диагностика по заявкам филиалов, куда включаются только те тепловые сети, которые с момента утверждения годового плана работ по состоянию на текущий месяц поменяли свой статус с «норма» на «докритический» или «критический».
Собранные данные направляются в сектор обработки данных отдела диагностики, где проходит расшифровка и составление технического заключения о состоянии трубопроводов. Здесь учитывается все, что связано с теплосетью, - год прокладки, количество аварий на участке, тип изоляции трубопровода, измерение толщин стенок трубы, результаты визуально-измерительного контроля как в точках доступа к телу трубы, так и в полупроходных, проходных каналах и коллекторах и т.д.
Ежедневно отделом диагностики (мобильные бригады сектора инструментальной диагностики, занимающиеся непосредственно сбором данных) снимаются данные в объеме 1500 м в однотрубном исчислении по каждому из 12 эксплуатационных филиалов ОАО «МОЭК». Сектор обработки данных формирует технические заключения в объеме до шести заключений по разводящим сетям и до восьми по магистральным и тепловым вводам.
Совсем недавно техническое заключение формировалось вручную из следующих документов и актов:
■ данные диагностируемого участка;
■ нормативные документы, на основании которых проводились работы;
■ вид неразрушающего контроля (метода), применяемого при техническом диагностировании;
■ перечень оборудования, используемого при диагностировании участка;
■ краткая вводная часть о методах НК;
■ протоколы и результаты проведенной работы (данные УЗ-толщинометрии, визуально-измерительного контроля, протоколы результатов применяемых методов диагностики);
Сегодня благодаря возможности работать непосредственно в базах данных ОАО «МОЭК» существенно упростилось формирование технических заключений по итогам . Работа стала более эффективной, к тому же появились реальные возможности для расширения осуществления контроля и мониторинга тепловых сетей. Имея в одной базе данных полную информацию по интересующим нас участкам трубопроводов, мы можем принимать решения о целесообразности проведения каких- либо работ, давать рекомендации эксплуатационным филиалам, проводить аудит и проверки заполняемости технических паспортов тепловых сетей и т.д.
Сформированные технические заключения находятся в базе данных ОАО «МОЭК», где с ними работают специалисты отдела мониторинга службы диагностики тепловых сетей. На основании полученных данных проводится отбор участков для проведения ремонтных работ, перекладки участка тепловой сети. При необходимости назначается проведение дополнительного дефектоскопического контроля в контрольных шурфах. Также специалистами отдела мониторинга Службы формируются перечни участков тепловых сетей ОАО «МОЭК», рекомендованных для включения в инвестиционную программу для проведения ремонтных работ.
Методы инструментальной диагностики, применяемые отделом диагностики службы диагностики тепловых сетей ОАО «МОЭК»:
1. На теплосетях диаметром от 80 мм и длиной участка от 40 метров применяется приборный комплекс «Каскад 2», относящийся к акустическому методу диагностики - методика «Акустическая томография» (АТ). Она позволяет определить на действующем трубопроводе интервалы повышенных напряжений трубопровода, на которых имеется в том числе утонение стенки за счет как внешней, так и внутренней коррозии. Эта российская разработка используется на сетях ОАО «МОЭК» с 2005 г Разработчикам удалось существенно продвинуться как и в исполнении самого прибора (он стал более адаптированным для наших условий, компактным, обрел прочный корпус), так и в программном обеспечении для обработки полученных данных. Применение прибора «Каскад 2» и методики «Акустическая томография» дает нам до 80% достоверности о состоянии трубопровода.
2. Метод магнитной памяти металла, методика бесконтактной магнитометрической диагностики (БМД) используется на тепловых вводах и магистральных сетях диаметром от 300 мм как дополнительный метод, а в некоторых случаях как основной.
БМД основана на измерении искажений магнитного поля Земли, обусловленных изменением намагниченности металла трубы в зонах концентрации напряжений и в зонах развивающихся коррозионно-усталостных повреждений. При этом характер изменений поля (частота, амплитуда) обусловлен деформацией трубопровода, возникающей в нем вследствие воздействия ряда факторов (остаточных технологических и монтажных напряжений, рабочей нагрузки и напряжений самокомпенсации при колебаниях температуры наружного воздуха и среды).
За время применения службой диагностики тепловых сетей ОАО «МОЭК» данной методики стало понятно, что применение БМД требует научного и индивидуального подхода к каждому участку тепловой сети. Методика ценна тем, что дает возможность выявления дефектов металла трубы еще на раннем этапе, в момент их зарождения, либо даже до начала монтажа трубопровода и запуска его в эксплуатацию. Мы имеем уникальную возможность отследить жизнь трубы с момента выхода с завода до монтажа в траншее, а также отслеживать рабочие параметры трубопровода в процессе эксплуатации. Применение метода магнитной памяти металла крайне эффективно и при проведении входного контроля трубопроводов, и при проверке сварных стыков. Что касается точности данного метода, то обнаруженные при проведении диагностики зоны концентрации напряжений (ЗКН) при вскрытии оказались там же, где и были выявлены.
Метод «Акустической томографии» (АТ) и методика бесконтактной магнитометрической диагностики применяются нами как совместно, так и раздельно - исходя из поставленных задач и характера (вида) существующей тепловой сети.
3. Также службой диагностики тепловых сетей комплексно применяются визуально-измерительный контроль и ультразвуковая толщинометрия в точках доступа, в полупроходных, проходных каналах, а также в коллекторах. Обнаруженные при визуальном осмотре дефекты теплоизоляции трубопроводов, и как следствие - металла трубы (нарушения теплоизоляции, капель с плит перекрытия каналов на металл трубы или на теплоизоляцию, осыпи и влага, дефекты строительных конструкций) подлежат тщательному дефектоскопическому и ультразвуковому контролю - с целью выявления утонения стенок трубопроводов за счет внешней и внутренней коррозии, контроля состояния строительных конструкций камер, каналов и коллекторов. Полученные данные вносятся в базу данных и учитываются при принятии решения о проведении ремонтных работ.
4. При проведении дополнительного дефектоскопического контроля (ДДК) используется метод направленного ультразвукового сканирования с использованием прибора Wave maker 3G для оценки коррозионного состояния трубопроводов. В раскопке (шурфе) на интересующий нас трубопровод устанавливается бандажное кольцо с УЗ-излучателями, диаметр которого составляет от 80 мм до 1400 мм. Сканирование трубопровода осуществляется на 20 м от места установки кольца в обе стороны от него. Результатом сканирования является развернутая карта участка трубопровода с нанесением на нее дефектных участков. Являясь современным методом контактной диагностики трубопроводов, эта система все же имеет ряд недостатков: работа возможна на прямых участках, без поворотов, неподвижных опор и осыпей и т.д.
В заключение хотелось бы сказать несколько слов о внутритрубной дефектоскопии трубопроводов методом «Акустического резонанса» системой «Pipescanner». Этот метод прошел апробацию на теплосетях ОАО «МОЭК» в 2013 г. Система разработана для диагностики водопроводных сетей диаметром до 400 мм. Конечным результатом работы дефектоскопа является карта толщины стенки трубопровода по всей длине участка (до 1500 м). Дефектоскоп работает при рабочем давлении трубопровода до 3 МПа и при температуре носителя до 40 О С. Рабочий диапазон скорости в режиме визуального осмотра внутри трубопровода - 792 м/ч. В состав внутритрубной диагностической системы «Pipescanner» входит:
■ устройство запуска диагностического снаряда;
■ запирающее устройство для подачи кабеля в трубопровод;
■ внутритрубный дефектоскоп;
■ модуль движения;
■ контроллер кабеля;
■ пульт управления;
■ электростанция.
Исследование данным методом включает в себя подготовку прямого участка трубопровода с возможностью вскрытия в самой высокой точке для предотвращения попадания воздуха. После вскрытия трубопровода либо подготовки тепловой камеры в трубопровод вваривается монтажный узел с камерой запуска дефектоскопа.
В момент подготовки монтажного узла трубопровод отключен, находится без давления. При сбросе давления с камеры запуска демонтируется верхняя крышка и производится загрузка диагностического снаряда в трубопровод. В процессе загрузки к снаряду крепится модуль, осуществляющий движение.
После погружения снаряда в трубопровод на камеру запуска монтируется устройство, герметично запирающее люк в трубопроводе и осуществляющее подачу кабеля снаряда внутрь трубопровода. В устройство вмонтированы датчики давления и температуры. Данные поставляются на пульт управления.
После завершения подготовительных работ и загрузки дефектоскопа в трубопровод давление поднимается до 3 МПа, и дефектоскоп начинает работать. Он плывет внутри трубопровода, проводя измерения толщин стенок исследуемого участка. Данные поступают на пульт оператора. Он же осуществляет контроль за действиями и управление движением дефектоскопа, используя манипулятор-джойстик. При достижении определенных параметров в трубопроводе дефектоскоп отплывает от места загрузки на расстояние до 750 м.
Для транспортировки дефектоскопа используется либо внутреннее давление воды, либо модуль движения. Условия прохождения контролируются с точностью до 1 мм. Скорость движения 22 см/с (792 м/ч). При достижении установленной длины дефектоскоп останавливается, оператор дает команду на раскрытие центрирующего механизма.
Готовность снаряда к движению отображается на информационном мониторе. Оператор запускает системы записи, визуализации данных и движение снаряда. Скорость движения снаряда во время диагностики составляет 8 см/с (288 м/ч). Диагностика участка длиной 750 м выполняется в течение 2 ч 40 мин. Движение снаряда выполняется устройством намотки кабеля. Данные диагностики отображаются на информационном экране оператора в виде развертки трубопровода (разрез на 12 часах) и представлены в виде цветовой карты, отображающей изменения толщины стенки трубопровода по всей длине. Данные диагностики записываются на жесткие диски компьютеров для последующей обработки в специализированном программном обеспечении. Объем данных сканирования толщины трубопровода длиной 750 м составляет 150 Гб. Данные на жестких дисках передаются в специализированную лабораторию для обработки.
Процесс обработки проходит в автоматическом и ручном режиме с привлечением различных специалистов и может занять до двух недель в зависимости от сложности расшифровки данных. На сегодняшний день ведутся работы по автоматизации основных алгоритмов обработки, сроки могут быть снижены до двух дней. Также ведутся работы по полной автоматизации обработки и разработки отчета.
Данный метод, по нашим наблюдениям, является наиболее точным с точки зрения определения мест утонения стенок трубопроводов (он дает действительно полную картину состояния исследуемого участка). Вместе с тем, он остается достаточно трудоемким в плане подготовки к работе, имеет ограничения по диаметрам диагностируемых участков. Кроме того, на сегодняшний день не решен вопрос прохождения углов поворота. Мы очень надеемся, что разработчики метода учтут эти проблемы и в ближайшем будущем решат их.
От редакции: журнал «НТ» продолжает публиковать статьи, отражающие различные точки зрения в вечном вопросе о преимуществах и недостатках разных типов теплоизоляции для тепловых сетей. Приглашаем присоединиться к этой дискуссии эксплуатирующие организации и заинтересованных лиц.