Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения микрорайона Шатенево

3.1.2.3 Тепловые потери на участках

Теплопотери в Гкал/ч расчетного участка трубопровода в соответствии с [18] определяется по формуле (3.3).

Для составления рейтинга необходимо определить долю тепловых потерь участка тепловой сети от общего количества проходящей через этот участок теплоты. Долю тепловых потерь в процентах от общего количества проходящей через участок теплоты можно определить по выражению (3.4).

Расчет тепловых потерь на отводящих тубопроводах приведен в таблице 3.2. На основании расчетов построена рейтинговая диаграмма (рис. 3.2). Таблица 3.2 содержит: 1 столбец - потребитель; 2 столбец - номер участка; 3 столбец - условный диаметр участка, мм; 4 столбец - длина участка, м; 5 столбец - тип прокладки; 6 столбец - потери тепловой энергии, Гкал; 7 столбец - доля тепловых потерь Х, %.

Таблица 3.10 - Тепловые потери в отводящих трубопроводах

Потребитель	№ участка	Условный диаметр участка, мм	Длина участка, м	Тип прокладки	Потери тепловой энергии, Гкал	Доля тепловых потерь летом, Х, %
					зимой	летом	год
Шатенево,4	16	50	60	Подземная	8,58	0,00	8,58	0
Шатенево,43	22	80	44	Подземная	7,76	3,78	11,54	0,98
Шатенево,45	23	50	44	Подземная	6,29	3,13	9,43	0,67
Шатенево,47	29	100	32	Подземная	6,10	2,99	9,09	0,60
Шатенево,49	36	100	24	Подземная	4,58	2,24	6,82	0,41
Шатенево,49к1	33	80	5	Подземная	0,88	0,43	1,31	0,21
Шатенево,55	30	50	5	Подземная	0,72	0,00	0,72	0
Шатенево,61	45	80	71	Подземная	12,52	6,10	18,63	1,43
Шатенево,69	12	80	44	Подземная	7,76	3,78	11,54	0,69
Шатенево,71	11	100	10	Подземная	1,91	0,93	2,84	0,15
Шатенево,73	13	80	16	Подземная	2,82	1,38	4,20	0,21
Шатенево,75	17	80	5	Подземная	0,88	0,43	1,31	0,07
Шатенево,77	19	150	32	Подземная	7,63	3,61	11,24	0,51
Продольная,18	1	100	50	Подземная	9,53	4,67	14,20	0,83
Песчаный пер.,12	43	50	43	Подземная	6,15	3,06	9,21	1,72
Песчаный пер.,15	39	100	32	Подземная	6,10	2,99	9,09	0,69
Песчаный пер.,18	42	50	41	Подземная	5,86	2,92	8,78	1,66
Детский сад №11	14	50	72	Подземная	10,30	5,13	15,42	2,97
Общежитие СМК	10	50	40	Подземная	5,72	2,85	8,57	1,87
СТО "Кентавр"	24	80	23	Подземная	4,06	0,00	4,06	0
Магазин ЧП Бурыгиной	20	50	24	Подземная	3,43	0,00	3,43	0
Магазин "Чайка"	18	50	6	Подземная	0,86	0,00	0,86	0
Магистральные трубопроводы	9	300	18	Подземная	6,78	0,00	6,78	0
Общежитие	21	50	26	Подземная	3,72	1,85	5,57	0,48

Рисунок 3.7

Анализируя полученные данные, можно рекомендовать улучшить теплоизоляцию на участках отводящих трубопроводов с целью снижения теплопотерь. Что положительно отразится на тарифе отпускаемой тепловой энергии, в сторону его снижения.

3.1.2.4 Затраты на транспортировку теплоносителя

Расчеты выполняются также как и в пункте 3.1.1.4.

Результаты расчета представлены в таблице 3.11. Таблица 3.11 содержит: 1 столбец - потребитель; 2 столбец - номер участка; 3 столбец - условный диаметр участка; 4 столбец - длина участка; 5 столбец - затраты на транспортировку теплоносителя за год, руб; 6 столбец - удельная стоимость транспортировки тепловой энергии летом, руб/Гкал. Полная таблица представлена в электронном файле на листе «Отводы».

По величине удельной стоимости транспортировки теплоносителя через отводящие трубопроводы (таблица 3.11) строится диаграмма.

Таблица 3.11 - Затраты на транспортировку теплоносителя

Потребитель	№ участка	Условный диаметр участка, мм	Длина участка, м	Затраты на транспортировку теплоносителя за год, руб	Удельная стоимость транспортировки тепловой энергии летом, руб/Гкал
Шатенево,4	16	50	60	5 679	0
Шатенево,43	22	80	44	39 578	114,15
Шатенево,45	23	50	44	46 921	90,41
Шатенево,47	29	100	32	44 947	90,24
Шатенево,49	36	100	24	48 791	80,01
Шатенево,49к1	33	80	5	27 103	114,47
Шатенево,55	30	50	5	15 592	0
Шатенево,61	45	80	71	51 669	126,44
Шатенево,69	12	80	44	47 892	88,98
Шатенево,71	11	100	10	51 031	67,93
Шатенево,73	13	80	16	54 797	66,99
Шатенево,75	17	80	5	51 343	63,80
Шатенево,77	19	150	32	63 585	79,30
Продольная,18	1	100	50	66 631	94,73
Песчаный пер.,12	43	50	43	19 030	209,70
Песчаный пер.,15	39	100	32	41 417	98,61
Песчаный пер.,18	42	50	41	18 367	209,11
Детский сад №11	14	50	72	31 899	285,91
Общежитие СМК	10	50	40	17 292	246,19
СТО "Кентавр"	24	80	23	4 227	0
Магазин ЧП Бурыгиной	20	50	24	2 394	0
Магазин "Чайка"	18	50	6	1 510	0
Общежитие	21	50	26	34 799	91,13

Рисунок 3.8

Из диаграммы видно, что у всех объектов удельная стоимость транспортировки теплоносителя значительно ниже тарифа на тепловую энергию.

3.1.3 Гидравлический режим тепловой сети

3.1.3.1 Расчёт гидравлического режима тепловой сети

Гидравлический расчет тепловых сетей, выполняемый для подбора дроссельных устройств и разработки эксплуатационного режима, производится в целях определения потерь давления в трубопроводах тепловой сети от источника теплоты до каждого потребителя при фактических тепловых нагрузках и существующей тепловой схеме сети.

При гидравлическом расчёте трубопроводов определяют расчётный расход сетевой воды, складывающийся из расчётных расходов на отопление. Перед гидравлическим расчётом составляют расчётную схему тепловой сети с нанесением на ней длин и диаметров трубопроводов, местных сопротивлений и расчётных расходов теплоносителя по всем участкам тепловой сети. Выбирают расчётную магистраль. За расчётную магистраль принимают направление движения теплоносителя от котельной до одного из абонентов, при чём этот абонент должен быть наиболее удаленным.

В настоящей дипломной работе гидравлический расчёт тепловой сети выполнен на ЭВМ с применением системы электронных таблиц «Excel».

,

где - коэффициент гидравлического трения;

- скорость воды в трубопроводе, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

р - плотность теплоносителя, кг/м³;

d - внутренний диаметр трубопровода, м ;

Коэффициент гидравлического трения при Re < Re_пр - рассчитывается по формуле Альтшуля:

,

где К_э - абсолютная эквивалентная шероховатость в водяных сетях принимается 0,001м при существующей схеме), 0,0005 м (при проектируемой схеме);

Re - действительный критерий Рейнольдса, Re>>68.

.

Приведенная длина участка:

.

В дипломном работе расчет эквивалентной длины местных сопротивлений выполнен по формуле (3.22) [19].

Стабилизацию гидравлического режима, поглощение избыточных напоров на тепловых пунктах при отсутствии автоматических регуляторов производят с помощью постоянных сопротивлений - дроссельных диафрагм.

Дроссельные диафрагмы перед системами теплопотребления или обратном трубопроводе или на обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического режима.

Диаметр отверстия дроссельной диафрагмы определяют по формуле:

,

где G - расчетный расход воды через дроссельную диафрагму, т/ч;

Н - напор, дросселируемой диафрагмой, м.

Дросселируемый в диафрагме напор находят как разность между располагаемым напором перед системой теплопотребления или отдельным теплоприемником и гидравлическим сопротивлением системы (с учетом сопротивления установленных в ней дроссельных устройств) или сопротивлением теплообменника. Во избежание засорения не следует устанавливать дроссельные диафрагмы с диаметром отверстия менее 2,5 мм. При расчетном диаметре диафрагмы менее 2,5 мм избыточный напор дросселируют в двух диафрагмах, устанавливая их последовательно (на расстоянии не менее 10 диаметров трубопровода) либо на подающем и обратном трубопроводах. Дроссельные диафрагмы как правило, устанавливают во фланцевых соединениях (на тепловом пункте после грязевика) между запорной арматурой, что позволяет заменять их без спуска воды из системы.

Результаты расчетов участков сети на основании выше изложенной методики выполнены в табличной форме и представлены в Таблице 3.12. Таблица 3.12 содержит: 1 столбец - № расчетного участка; 2 столбец - № предыдущего участка; 3 столбец - dусл, мм; 4 столбец - Gр, м3/ч; 5 столбец - Gр, кг/с; 6 столбец - w, м/с; 7 столбец - Lуч, м; 8 столбец - Lэкв, м; 9 столбец - Lпр, м; 10 столбец - л; 11 столбец - Rл, кг/м2*м; 12 столбец - ДH,м; 13 столбец - потери напора от источника, м; 14 столбец - располагаемый напор у абонента; 15 столбец - требуемый напор; 16 столбец - избыточный напор.

Расчеты производилось с помощью электронных таблиц Excel для Windows.

К гидравлическому режиму данной тепловой сети предъявляются следующие требования:

- напор в обратном трубопроводе должен обеспечивать залив верхних приборов систем отопления и не превышать допустимое рабочее давление в местных системах. В системах отопления рассчитываемых зданий установлены чугунные секционные радиаторы с допустимым рабочим давлением 60 м.вод.ст.;

- давление воды в обратных трубопроводах тепловой сети во избежании подсоса воздуха должно быть не менее 0,5 кгс/см²;

- давление воды во всасывающих патрубках сетевых и подпиточных насосов не должно превышать допустимого по условиям прочности конструкции насосов и быть не ниже 0,5 кгс/см²;

- давление в подающем трубопроводе при работе сетевых насосов должно быть таким, чтобы не происходило кипение воды при ее максимальной температуре в любой точке подающего трубопровода, в оборудовании источника тепла и в приборах систем теплопотребителей, непосредственно присоединенных к тепловым сетям, при этом давление в оборудовании источника тепла и тепловой сети не должно превышать допустимых пределов их прочности;

- перепад давлений на тепловых пунктах потребителей должен быть не меньше гидравлического сопротивления систем теплопотребления, с учетом потерь давления в дроссельных диафрагмах и в соплах элеваторов;

- статическое давление в системе теплоснабжения должно быть таким, чтобы в трубопроводах в случае остановки сетевых насосов, обеспечило залив верхних отопительных приборов в зданиях и не разрушило нижние приборы. Исходя из этих требований, минимальное положение линии статического пьезометра должно быть на 3-5 метров выше наиболее высоко расположенных приборов, а максимальное значение не превышать 80 м.

Для учета взаимного влияния рельефа местности, высоты абонентских систем, потерь давления в тепловых сетях и ряда требований в процессе разработки гидравлического режима тепловой сети необходимо строить пьезометрический график. На пьезометрическом графике величины гидравлического потенциала выражены в единицах напора.

Пьезометрический график представляет собой графическое изображение напоров в тепловой сети относительно рельефа местности на которой она расположена. На пьезометрическом графике в определенном масштабе наносят рельеф местности, высоту присоединенных зданий величины напоров в сети. На горизонтальной оси графика откладывают длину сети, а на вертикальной оси графика напоры. Линии напоров в сети наносят как для рабочего, так и для статического режимов.

3.1.3.2 Пьезометрический график

Пьезометрический график представляет собой графическое изображение напоров в тепловой сети относительно местности, на которой она проложена. На пьезометрическом графике в определенном масштабе наносят рельеф местности, высоту присоединенных зданий, величины напоров в сети. На горизонтальной оси графика откладывают длину сети, а на вертикальной оси - напоры. Линии напоров в сети наносят как для рабочего, так и для статического режимов.

Пьезометрический график строят следующим образом:

1) принимая за ноль отметку самой низкой точки тепловой сети, наносят профиль местности по трассе основной магистрали и ответвлений, отметки земли которых отличаются от отметок магистрали. На профиле проставляют высоты присоединенных зданий;

2) наносят линию, определяющую статический напор в системе (статический режим). Если давление в отдельных точках системы превышает пределы прочности, необходимо предусмотреть подключение отдельных потребителей по независимой схеме или деление тепловых сетей на зоны с выбором для каждой зоны своей линии статического напора. В узлах деления устанавливают автоматические устройства рассечки и подпитки тепловой сети;

3) наносят линию напоров обратной магистрали пьезометрического графика. Уклон линии определяют на основании гидравлического расчета тепловой сети. Высоту расположения линии напоров на графике выбирают с учетом вышеприведенных требований к гидравлическому режиму. При неровном профиле трассы не всегда возможно одновременно выполнять требования заполнения верхних точек систем теплопотребления, не превысив допустимые давления. В этих случаях выбирают режим, соответствующий прочности нагревательных приборов, а отдельные системы, залив которых не будет обеспечен вследствие низкого расположения пьезометрической линии обратного трубопровода, оборудуют индивидуальными регуляторами.

Линия пьезометрического графика обратного трубопровода магистрали в точке пересечения с ординатой, соответствующей началу теплосети, определяет необходимый напор в обратном трубопроводе водоподогревательной установки (на входе сетевого насоса);

4) наносят линию подающей магистрали пьезометрического графика. Уклон линии определяют на основании гидравлического расчета тепловой сети. При выборе положения пьезометрического графика учитывают предъявляемые к гидравлическому режиму требования и гидравлические характеристики сетевого насоса. Линия пьезометрического графика подающего трубопровода в точке пересечения с ординатой, соответствующей началу теплосети, определяет требуемый напор на выходе из подогревательной установки. Напор в любой точке тепловой сети определяется величиной отрезка между данной точкой и линией пьезометрического графика подающей или обратной магистрали.

По результатам гидравлического расчета строится пьезометрический график. Пьезометрический график до наиболее удаленного объекта (Продольная,18) приведен на рисунке 3.9. Пьезометрический график до наиболее неблагоприятного объекта приведен на рисунке 3.10.

Рисунок 3.9 - Пьезометрический график до наиболее удаленного объекта



Рисунок 3.10 - Пьезометрический график до наиболее неблагоприятного объекта

Из пьезометрического графика видно, что располагаемый напор на вводах из котельной составляет ДН=10 м.в.ст., т.е. на выходе (подающий трубопровод)31 м.в.ст., а на входе (обратный трубопровод) 20 м.в.ст.

Располагаемый напор на вводе впрод 18(самый удалённый потребитель) составляет 8,46 м.в.ст. Напор создаваемый подпиточным насосом равен 20 м.в.ст.

4. Разработка рекомендаций по повышению эффективности системы теплоснабжения

Данная глава содержит рекомендации по повышению эффективности системы теплоснабжения микрорайона Шатенево, которые заключаются в регулировке гидравлического режима тепловой сети, замене отводящих трубопроводов на трубопроводы с дроссельными шайбами, отключению некоторых объектов от централизованной системы теплоснабжения.

4.1 Рекомендации по децентрализации

Большинство потребителей тепловой энергии в России получают ее из централизованной системы теплоснабжения, источником в которой является крупная котельная или ТЭЦ.

Из-за объективных и субъективных трудностей, в последние годы постоянно ухудшаются технико-экономические показатели централизованных систем теплоснабжения, что ведет к росту тарифов на отпускаемую тепловую энергию, снижению качества и надежности.

Поэтому большой интерес у потребителей вызывает переход на индивидуальную систему теплоснабжения на базе собственных небольших котлов малой мощности.

Опыт перехода на индивидуальную отопительную систему, использующийся в Вологодской области, показывает, что такая система теплоснабжения имеет следующие преимущества по сравнению с существующими:

- ниже стоимость тепловой энергии;

- выше качество теплоснабжения;

- лучше осуществляется регулировка (автоматизация) отпуска тепловой энергии.

Реализованные в Вологодской области проекты по переходу на индивидуальные отопительные системы имели срок окупаемости менее двух лет [47].

В качестве объектов для децентрализации жилого микрорайона, отапливаемого котельной предприятия ОАО «Соколстром» можно выделить несколько потребителей, транспорт тепла до которых заметно превышает соответствующие показатели у других потребителей.

Рекомендую установить в Шатенево, 4 и магазин ЧП Бурыгиной газовые отопительные котлы, которые будет обеспечивать тепловой энергией здания.

В простейшем случае оценка экономической эффективности проводится по сроку окупаемости инвестиций, необходимых для реализации проекта:

, год,

где К - инвестиции на реализацию энергосберегающего мероприятия, руб;

Э_год - годовой экономический эффект от применения данного проекта, руб/год.

, год,

где - удельная стоимость котельной, 1500 руб/кВт;

Q - нагрузка на котел, кВт.

, год,

где - тариф на газ, принимаем 1400 руб/1000м³;

- теплотворная способность газа, 8 Гкал/1000м³;

- КПД при сгорании газа, 90%.

Расчеты представлены в таблице 4.1. Таблица содержит: 1 столбец - потребитель; 2 столбец - № участка; 3 столбец - Затраты на транспортировку теплоносителя, руб/год; 4 столбец - годовая нагрузка, Гкал; 5 столбец - годовая нагрузка, кВт; 6 столбец - стоимость новой котельной, руб; 7 столбец - затраты на энергоресурсы в новой котельной, руб/год; 8 столбец - эффективность, руб/год, м; 9 столбец - срок окупаемости, год.

На основании таблицы 4.1 построена диаграмма сроков окупаемости при децентрализации объектов теплоснабжения.

Таблица 4.1 - Рейтинг децентрализации объектов теплоснабжения

Потребитель	№ участка	Затраты на транспортировку теплоносителя, руб/год	Годовая нагрузка, кВт	Стоимость новой котельной, руб	Затраты на энергоресурсы в новой котельной	Эффективность, руб/год	Окупаемость, год
Шатенево, 4	16	4999	1	1863	740	4259	0,437
Шатенево, 43	22	30303	103	154726
Шатенево, 45	23	35798	130	195176
Шатенево, 47	29	34613	138	207471
Шатенево, 49	36	38197	161	241228
Шатенево, 49 к.1	33	23439	79	118525
Шатенево, 55	30	15520	50	74457
Шатенево, 61	44	39139	122	182314
Шатенево, 69	12	35498	140	210464
Шатенево, 71	11	40203	181	271559
Шатенево, 73	13	42707	198	297385
Шатенево, 75	17	40746	191	285759
Шатенево, 77	19	49520	217	325601
Продольная, 18	1	51238	177	265037
Песчаный переулок, 12	43	14000	33	49494
Песчаный переулок, 15	39	32106	121	182013
Песчаный переулок, 18	42	13481	32	47585
Дет сад №11	14	24219	51	76090
Общежитие СМК	10	12101	22	32286
СТО "Кентавр"	24	3967	6	9727
Маг. ЧП Бурыгиной	20	2122	1	1142	454	1669	0,684
Маг. "Чайка"	18	1442	3	4089
Общежитие	21	27682	122	183464

Рисунок 4.1 - Диаграмма срока окупаемости

Из диаграммы видно, что все объекты при децентрализации имеют срок окупаемости менее одного года.

4.2 Рекомендации по отводящим трубопроводам

В российских тепловых сетях теряется около 30 % тепловой энергии, вырабатываемой на нужды теплоснабжения. Одной из причин этого является завышенный диаметр трубопроводов тепловой сети.

Если завышение диаметров магистральных трубопроводов оправдано запасом для развития системы и присоединение новых объектов, то завышение диаметров отводящих трубопроводов является причиной неоправданных потерь тепловой энергии в ТС.

Одним из способов повышения эффективности системы теплоснабжения микрорайона, отапливаемого котельной предприятия ОАО «Соколстром» является уменьшение диаметров существующих трубопроводов, т.е. необходимо произвести замену старых труб, желательно на трубы с пенополиуретановой изоляцией, в связи с их долговечностью, простотой монтажа и низкими теплопотерями или установить дроссельные шайбы.

На наш взгляд, наиболее перспективным является снижение среднего диаметра трубопроводов ТС путём замены используемых отводящих трубопроводов на трубопроводы меньшего диаметра при аварийных или планово-предупредительных ремонтах. Такой подход позволит оптимизировать систему теплоснабжения, сохранив потенциал ТС по транспортировке тепловой энергии на случай подключения новых потребителей, окажет наименьшее влияние на существующую систему теплоснабжения.

Сущность способа заключается в прокладке нового прямого или обратного отводящего трубопроводов, осуществляемой путем установки трубопроводов меньшего диаметра. При этом диаметр устанавливаемых трубопроводов выбирают таким образом, чтобы гидравлическое сопротивление прямого и обратного трубопровода было максимально приближен к гидравлическому сопротивления сужающего устройства, но не превышал его. Преимущество отдаётся подающим трубопроводам, так как их потери тепловой энергии больше ввиду более высокой температуры проходящего по ним теплоносителя.

В соответствии с существующей методикой гидравлического расчёта тепловых сетей [44] минимальный диаметр трубопроводов может быть рассчитан как:

, м,

где G - расход теплоносителя, м³/ч;

- плотность теплоносителя, кг/м³;

h_м - перепад давления на ответвлении от магистрального трубопровода к объекту, Па;

h_п - требуемый перепад давления для системы теплоснабжения объекта, Па.

к_э - абсолютная эквивалентная шероховатость трубопроводов.

При расчёте минимального допустимого диаметра трубопроводов используется максимальное допустимое значение коэффициента шероховатости. При отсутствии более точных данных можно принять значение к_э =0,001м.

К установке принимается трубопроводы с ближайшим по значению большим внутренним диаметром. Возможен вариант установки подающего и обратного трубопроводов разного диаметра, при этом средний диаметр отводящих трубопроводов данного участка сети должен быть больше минимально допустимого диаметра.

Снижение диаметра отводящих трубопроводов ведёт к снижению общей поверхности трубопроводов ТС и увеличению скорости движения в них теплоносителя, а следовательно, приводит к снижению потерь тепловой энергии.

Поскольку приведённый способ регулировки гидравлического режима ТС связан со значительными капитальными затратами, в связи с чем его использование рекомендуется при замене существующих трубопроводов или прокладке новых. Необходимо отметить, что некоторые участки тепловых сетей обладают завышенным диаметром трубопроводов, что обусловлено перспективными планами развития ТС. В этом случае снижение диаметров участков тепловой сети следует проводить в соответствии с учётом дальнейшего увеличения тепловой нагрузки.

Ещё одним важным аспектом реализации указанного мероприятия является увеличение скорости движения теплоносителя по трубопроводам ТС, что может привести к возникновению повышенного уровня шума и вибрации трубопроводов. При возникновении таких явлений необходимо предусмотреть установку антивибрационных компенсаторов, позволяющих развязать систему теплоснабжения здания от негативных последствий снижения диаметров трубопроводов.

Предлагаемая методика позволяет предприятию теплоснабжения составить план реконструкции тепловой сети, предполагающий при аварийных или планово-предупредительных ремонтах на трубопроводах трубопроводы с меньшим диаметров и на некоторых участках установить дроссельные шайбы. Её использование позволяет снизить тепловые потери ТС в среднем на 20-25%.

4.3 Экономическая эффективность

Общий экономический эффект

Общая экономия складывается, в руб./(т/час):

Э =З_а+Эт,

где: Эт - экономия за счет снижения расходов тепловой энергии, руб;

З_а - экономия за счет снижения издержек на амортизацию;

Эт =?З_тп -?З_тп ^нов, руб

где ?З_тп и ?З_тп ^нов- затраты на тепловые потери до и после выбора минимальных диаметров, определяются по формуле (4.4)

Экономия за счет снижения издержек на амортизацию, руб:

З_а = ?З_а -?З_а^нов, руб

где ?З_а и ?З_а^нов - издержки на амортизацию до и после выбора минимальных диаметров, руб;

Данные по расчет экономической эффективности по замене отводящих трубопроводов заключены в таблицу 4.3. Таблица состоит из следующих столбцов: 1 столбец (потребитель); 2 столбец (№ участок); 3 столбец (Условный диаметр участка); 4 столбец (внутренний диаметр); 5 столбец (минимальный диаметр); 6 столбец (Принимаемый минимальный диаметр); 7 столбец (Стоимость трубопроводов); 8 столбец (Эффективность установки минимального диаграмма); 9 столбец (окупаемость).

Таблица 4.2 - Технико-экономическая оценка выбора оптимальных диаметров

Потребитель	№ участка	Условный диаметр участка, мм	Длина участка, м	Принимаемый dmin	Cmin	Эффект установки d min	окуп
1	2	3	4	5	6	7	8
		мм	м		руб	руб	год
Шатенево,4	16	50	60	25	60000,00	2825,45	10,62
Шатенево,43	22	80	44	65	70400,00	1237,70	46,20
Шатенево,45	23	50	44	25	44000,00	-2778,06	-25,34
Шатенево,47	29	100	32	65	64000,00	2086,99	19,93
Шатенево,49	36	100	24	65	48000,00	1565,24	19,93
Шатенево,49к1	33	80	5	40	8000,00	423,00	9,46
Шатенево,55	30	50	5	32	5000,00	165,86	19,29
Шатенево,61	45	80	71	80	113600,00	0,00	0
Шатенево,69	12	80	44	80	70400,00	0,00	0
Шатенево,71	11	100	10	100	20000,00	0,00	0
Шатенево,73	13	80	16	65	25600,00	450,07	46,21
Шатенево,75	17	80	5	50	8000,00	315,69	15,84
Шатенево,77	19	150	32	80	96000,00	4356,30	11,75
Продольная,18	1	100	50	150	100000,00	-4952,27	-30,29
Песчаный пер.,12	43	50	43	40	43000,00	922,90	37,27
Песчаный пер.,15	39	100	32	65	64000,00	2086,99	19,93
Песчаный пер.,18	42	50	41	40	41000,00	879,97	37,27
Детский сад №11	14	50	72	65	72000,00	-2520,59	-37,13
Общежитие СМК	10	50	40	65	40000,00	-1400,33	-37,13
СТО "Кентавр"	24	80	23	25	36800,00	2372,25	4,85
Магазин ЧП Бурыгиной	20	50	24	25	24000,00	1130,18	10,62
Магазин "Чайка"	18	50	6	25	6000,00	282,55	10,62
Общежитие	21	50	26	65	26000,00	72,55	45,91

По данным из таблицы 4.2 построим диаграмму сроков окупаемости по замене диаметров. Строим диаграмму для наглядности, чтобы более наглядно.

Рисунок 4.2 - Диаграмма сроков окупаемости по замене диаметров

На рисунке 4.3 изображена диаграмма сроков окупаемости при замене диаметров трубопроводов. Сделаем выводы. Цель этой диаграммы показать наглядно с какого объекта необходимо начинать оптимизацию, чтобы достичь максимально необходимого эффекта.

Рисунок 4.3 - Диаграмма сроков окупаемости по замене диаметров

Из рисунка 4.3 видно, что сроки окупаемости при замене диаметров на некоторых участках очень высокие, поэтому на многих участках диаметры трубопроводов менять не желательно.

Определив величины оптимального среднего диаметра отводящих трубопроводов с учётом энергоэкономических показателей ТС, сравниваем полученные значения с существующим средним диаметром, можно разработать план по приведению существующего диаметра к его оптимальному значению. Определённая таким образом величина оптимального диаметра зависит как от энергетических параметров (качества изоляции трубопроводов ТС, температурного графика, к.п.д. сетевых насосов), так и от экономических (соотношения тарифов на тепловую и электрическую энергию) и будет динамически изменяться с течением времени.

Решить эту задачу можно воспользовавшись таблицей NPV, тем самым мы можем рассчитать срок окупаемости этого мероприятия. Таблица представлена в электронном виде Microsoft Excel.

4.4 Рекомендации по осуществлению регулировки

Важным звеном любой системы централизованного теплоснабжения являются тепловые сети. В транспорт тепловой энергии вкладываются большие капиталовложения, соизмеримые со стоимостью строительства ТЭЦ и крупных котельных. Повышение надежности и долговечности систем транспорта тепла является важнейшей экономической задачей при проектировании, строительстве и эксплуатации теплопроводов. Решение этой задачи неразрывно связано с проблемами энергосбережения в системах теплоснабжения [42].

Наиболее распространенный в стране, в том числе и в Вологодской области, способ отпуска тепловой энергии потребителю - при постоянном расходе теплоносителя. Количество тепловой энергии, подаваемой потребителям регулируется путем изменения температуры теплоносителя. При этом предполагается, что каждый потребитель будет получать из общего расхода теплоносителя строго определенное количество, пропорциональное его тепловой нагрузке. Как правило, это условие по ряду объективных и субъективных причин не выдерживается, что приводит к снижению качества теплоснабжения на отдельных объектах. Для устранения этого, теплоснабжающие организации увеличивают расход теплоносителя, что приводит к росту затрат на электроэнергию, увеличению утечек теплоносителя и иногда, к избыточному потреблению топлива [42].

Решить эти проблемы можно путем периодического проведения мероприятий по оптимизации гидравлического режима тепловой сети, главная цель которых - обеспечить распределение теплоносителя в сети пропорционально тепловым нагрузкам потребителей.

Из большого количества энергосберегающих мероприятий в теплоснабжении оптимизация гидравлического режима тепловой сети (далее по тексту - Регулировка) является наиболее эффективной (при небольших капитальных вложениях дает большой экономический эффект). Кроме того, улучшается качество теплоснабжения. Как правило, регулировка состоит из трех этапов:

-расчет гидравлического режима тепловой сети и разработки рекомендаций;

-подготовительных работ;

-работ по установке в сети и на объектах теплопотребления устройств, распределяющих общий расход теплоносителя.

В реальной (без Регулировки) тепловой сети возможны следующие основные варианты:

- в тепловой сети занижен расход теплоносителя и температурный график. В этом случае выполнение Регулировки не ведет к экономии энергоресурсов и направлено на повышение качества теплоснабжения;

- в тепловой сети завышен расход теплоносителя и занижен температурный график. В этом случае выполнение Регулировки ведет к снижению расходов электрической энергии, идущей на транспортировку теплоносителя;

- в тепловой сети завышен расход теплоносителя и существует оптимальный температурный график. В этом случае выполнение Регулировки ведет также к экономии тепловой энергии.

Регулировка ТС представляет собой настройку гидравлических характеристик, поэтому при определении степени влияния объектов на систему теплоснабжения особое внимание следует уделить гидравлическим характеристикам потребителей.

Регулировка сети носит вероятностный характер, так как многие реальные характеристики ТС определить не представляется возможным или это потребует затрат, не сопоставимых с экономическим эффектом от проведения Регулировки.

Предлагаемый способ Регулировки [34] предполагает установку сужающих устройств на объектах тепловой сети в строго определенном порядке. Вначале, для всех объектов теплопотребления рассчитывается рейтинговый параметр, позволяющий определить объект, установка сужающих устройств на котором даст наибольший эффект для оптимизации гидравлического режима сети (оказывает наибольшее влияние на работу сети).

Затем производят тот же расчет без учета первого объекта и определяют второй объект для установки сужающего устройства. Расчёты производят до тех пор, пока, на оставшихся объектах суммы расчётного и фактического расходов теплоносителя не будут отличаться друг от друга на заданную величину. Её значение определяется для каждой системы индивидуально.

Рейтинг потребителей составляется по безразмерному параметру Z, определяемому из соотношения [34]:

,

где G_p - расчетный расход теплоносителя на объект,

h_р - расчетный перепад давления на объекте,

G_ф - фактический расход теплоносителя на выходе из котельной,

h_ф - фактический перепад давления теплоносителя на котельной.

После проведения расчётов в соответствии с рейтинговым параметром Z составляется таблица очерёдности установки сужающих устройств на объектах тепловой сети (пример - таблица 4.1), где величина h_ИЗБ - величина избыточного давления, которое необходимо погасить с помощью сужающего устройства (или диаметр сужающего устройства, если они однотипны).

Рисунок 4.4 - Рейтинг регулировки тепловой сети.

На рисунке 4.4 показан рейтинг объектов по величине Z, который наглядно показывает очередность установки сужающих устройств на объектах.

Стабилизацию гидравлического режима, поглощение избыточных напоров на тепловых пунктах при отсутствии автоматических регуляторов производят с помощью постоянных сопротивлений - дроссельных диафрагм.

Дроссельные диафрагмы устанавливаются перед системами теплопотребления или обратном трубопроводе или на обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического режима.

Дросселируемый в диафрагме напор находят как разность между располагаемым напором перед системой теплопотребления или отдельным теплоприемником и гидравлическим сопротивлением системы (с учетом сопротивления установленных в ней дроссельных устройств) или сопротивлением теплообменника. Во избежание засорения не следует устанавливать дроссельные диафрагмы с диаметром отверстия менее 3 мм. Дроссельные диафрагмы как правило, устанавливают во фланцевых соединениях (на тепловом пункте после грязевика) между запорной арматурой, что позволяет заменять их без спуска воды из системы.

Количество объектов, на которых производится установка сужающих устройств, обусловлено особенностями системы теплоснабжения и определяется экспериментально. Установка сужающих устройств на нескольких объектах может привести к тому, что будут обеспечены потребности в теплоснабжении всех объектов. В некоторых системах для достижения такого результата потребуется регулировка большинства объектов.

Предлагаемая методика позволяет снизить капитальные затраты на проведение регулировки гидравлического режима ТС, а также уменьшить трудоёмкость и длительность регулировки сети.

4.5 Рекомендации по реконструкции тепловых сетей

На основании рейтингов, построенных выше, разработан план выполнения мероприятий по повышению эффективности системы теплоснабжения котельной.

Таблица 4.3 - План мероприятий

Очередь замены	Потребитель	Мероприятие
1	Шатенево,4	децентрализация
2	Шатенево,43	установка шайб
3	Шатенево,45	замена диаметров
4	Шатенево,47	установка шайб
5	Шатенево,49	установка шайб
6	Шатенево,49к1	замена диаметров
7	Шатенево,55	установка шайб
8	Шатенево,61	замена диаметров
9	Шатенево,69	замена диаметров
10	Шатенево,71	замена диаметров
11	Шатенево,73	установка шайб
12	Шатенево,75	установка шайб
13	Шатенево,77	установка шайб
14	Продольная,18	замена диаметров
15	Песчаный пер.,12	установка шайб
16	Песчаный пер.,15	установка шайб
17	Песчаный пер.,18	установка шайб
18	Детский сад №11	замена диаметров
19	Общежитие СМК	установка шайб
20	СТО "Кентавр"	замена диаметров
21	Магазин ЧП Бурыгиной	децентрализация
22	Магазин "Чайка"	замена диаметров
23	Общежитие	установка шайб

В результате проделанной работы в разделе разработки рекомендации по совершенствованию тепловой сети, были выявлены самые проблемные участки тепловой сети. На основании этого даны рекомендации по устранению проблемы и были предложены следующие мероприятия:

-децентрализация, при которой даны рекомендации по выведению самых проблемных потребителей из системы централизованного теплоснабжения.

-регулировка, при которой были рассчитаны диаметры шайб и предложена установка сужающих устройств;

-реконструкция; при которой даны рекомендации по замене трубопроводов самых затратных участков тепловой сети.

5. Технико-экономическая оценка инвестиций в реконструкцию тепловых сетей

В этой главе предложены мероприятия по улучшению теплоснабжения тепловой сети п. Шатенево. Дана технико-экономическую оценка по вложению иннвестиций для каждого мероприятия.

5.1 Расчет экономической эффективности децентрализации

5.1.1 Расчет NPV по децентрализации

Более глубокой является оценка эффективности инвестиций на реализацию энергосберегающих проектов, учитывающая также оплаты по банковской кредитной ставке, инфляцию, в некоторых случаях обесценивающую положительный эффект от энергосбережения. Инвестиционный анализ позволяет сравнивать эффективность различных энергосберегающих проектов, оценить, насколько эффективно вкладывать денежные средства в реализацию энергосберегающего проекта по сравнению с использованием их в банковском бизнесе и других финансовых проектах, в которых можно получить заранее обусловленную прибыль.

Для этого к начальному времени реализации проекта приводят все доходы, поступающие за время его действия и сравнивают их с затратами на реализацию проекта, т.е. с инвестициями в проект. Разность между инвестиционными затратами и суммой дисконтированных денежных потоков, генерируемых проектом и приведенных к моменту начала реализации проекта через действующую ставку доходности называется чистой приведенной стоимостью проекта (NPV).

Если полученная разность положительна, то проект за время его реализации окупается и имеется смысл его реализовывать. Если разница отрицательна, необходимо искать другие варианты осуществления энергосберегающих проектов. При этом целесообразно проводить сравнительный анализ различных энергосберегающих проектов и отобрать к реализации тот, который требует меньших инвестиций и имеет более короткий срок окупаемости.

Чистая приведенная стоимость определяется по формуле:

NPV = CF(t)/(1+K_d)t-I (5.1)

где CF(t)- денежные потоки с учетом дисконтирования;

I - требуемые инвестиции;

K_d- коэффициент дисконтирования - минимальная норма доходности, ожидаемая инвестором от данного проекта (оценивается цена времени, инфляция, риск, действующие проценты банковских ставок);

t -продолжительность периода действия проекта.

5.1.2 Расчет нового тарифа на тепловую энергию после децентрализации

Тариф на тепловую энергию можно записать в следующем виде:

, руб/Гкал,

где - постоянные затраты на источнике теплоты, руб;

- затраты на топливо, руб;

- объем вырабатываемой тепловой энергии, Гкал;

- потери в тепловой сети, Гкал.

После проведения децентрализации СТ величина вырабатываемой теплоты и теплопотери сети уменьшатся. Значение нового тарифа на тепловую энергию Т_н будет определяться из соотношения:

, руб/Гкал,

где - затраты на топливо после децентрализации, руб;

- объем вырабатываемой тепловой энергии после децентрализации, Гкал;

- потери в тепловой сети после децентрализации, Гкал.

В правой части уравнения в результате перевода объекта на ДСТ изменяется только величина тепловых потерь . Эффективность системы тем выше, чем больше величина тепловых потерь до и меньше после децентрализации. Отсюда следует, что ЦСТ будет оптимизирована отсоединением потребителей, подача тепловой энергии к которым происходит с большими потерями. Обычно этот относится к объектам, значительно удаленным от источника теплоты, ТС которых находятся в плохом состоянии, велики теплопотери ввиду необходимости обеспечения горячего водоснабжения в летнее время.

С помощью этой методики можно провести энергоэкономический анализ реконструкции системы теплоснабжения. Зависимость позволяет определить оптимальную степень децентрализации системы теплоснабжения, найти объекты, для которых срок окупаемости создания установки мини-котельной составляет 0,5 - 1 год, а отсоединение от СТ не оказывает отрицательного воздействия, или это воздействие сведено к минимуму.

По результатам расчётов можно составить рейтинг участков ТС по степени эффективности проведения децентрализации. В дальнейшем, можно определить оптимальную степень децентрализации, проведя анализ данного перечня с другими характеристиками системы теплоснабжения.

5.2 Расчет экономической эффективности замены отводящих трубопроводов

Регулировка гидравлического режима тепловой сети на настоящий момент является одним из самых малозатратных и быстро окупаемых энергосберегающих мероприятий, реализуемых в системах теплоснабжения. Многолетняя практика проведения Регулировки подтверждает высокую экономическую и энергетическую эффективность этого ЭРСМ.

Вместе с тем, опыт проведения регулировки гидравлического режима тепловой сети выявил ряд недостатков, снижающих эффективность указанного способа оптимизации системы теплоснабжения. Изученние результатов проведения Регулировки в системах теплоснабжения районов Вологодской области дало парадоксальные результаты. Во многих случаях оптимизация гидравлического режима не принесла ожидаемого экономического эффекта, а в некотрых случаях привела к снижению качества теплоснабжения поребителей.

Это объясняется многими причинами:

- неизвестна шероховатость трубопроводов тепловой сети, а следовательно, их реальное гидравлическое сопротивление;

- нет достоверной информации об отклонениях от проекта тепловой сети;

- часто регулировка гидравлического режима производится не на всех объектах сети, причем выбор объектов регулировки осуществляют случайно;

- существует вероятность демонтажа сужающих устройств на объектах теплопотребления жильцами.

В данном пункте предлагаются другой способ проведения регулировки гидравлического режима водной тепловой сети, позволяющие устранить некоторые из указанных недостатков, а также снизить капитальные затраты на проведение монтажных работ.

Если завышение диаметров магистральных трубопроводов оправдано запасом для развитие системы и присоединение новых объектов, то завышение диаметров отводящих трубопроводов является причиной неоправданных потерь тепловой энергии в ТС.

На наш взгляд, наиболее перспективным является снижение среднего диаметра трубопроводов ТС путём замены используемых отводящих трубопроводов на трубопроводы с меньшим диаметром и дроссельными шайбами при аварийных или планово-предупредительных ремонтах. Такой подход позволит оптимизировать систему теплоснабжения, сохранив потенциал ТС по транспортировке тепловой энергии на случай подключения новых потребителей, окажет наименьшее влияние на существующую систему теплоснабжения.

К установке принимается трубопроводы с ближайшим по значению большим внутренним диаметром. Возможен вариант установки подающего и обратного трубопроводов разного диаметра, при этом средний диаметр отводящих трубопроводов данного участка сети должен быть больше минимально допустимого диаметра.

5.2.1 Расчет экономической эффективности

Результатом Регулировки является снижение расхода теплоносителя на G, т/час:

G = G₁ - G_о,

где G₁ - существующий в сети расход теплоносителя, т/час.

Общая экономия от Регулировки складывается, руб;

Э =Q+N+Q₁+Q₃,

где Q - экономия за счет снижения расходов тепловой энергии, руб;

N - экономия за счет снижения расходов электрической энергии, руб;

Q₁ - экономия за счет снижения утечек теплоносителя, руб;

Q₃ - экономия за счет снижения расходов тепловой энергии, вызванной утечками теплоносителя, руб.

Рассмотрим эти составляющие.

1) Снижение расходов на тепловую энергию, руб,[30]

В целом:

Q = с_р * t*G * * T₁

где Q - экономия за счет снижения расходов теплоносителя; за период времени , при уменьшении расхода на G;

t - средний температурный график за период , С, ориентировочно t=t_о(2).

Т₁ - тариф на тепловую энергию, руб/Гкал.

В удельном виде выражение (5.6), руб./(т/час):

Q = с_р * t * * T₁,

2) Снижение расходов электроэнергии, руб./(т/час) [30]:

N = (p * * T₂)/(1000**3600),

где - к.п.д. циркуляционных насосов;

p - перепад давления в тепловой сети на котельной, Па;

Т₂ - тариф на электрическую энергию, руб/кВтчас.

3) Экономия за счет снижения утечек теплоносителя, руб./(т/час):[30]

Q₁ = (с_р * t * ) * T₃ *q,

где q - утечки теплоносителя, м³/Гкал;

Т₃ - тариф на воду, руб/м³.

Выражение в скобках численно равно объему тепловой энергии, вырабатываемой за период .

4) Экономия за счет снижения потерь тепловой энергии с утечками теплоносителя, руб./(т/час) [30]:

Q₃ =(с_р * t * * q) *T₁ * с_р *t₁,

где t₁- средняя величина нагрева воды, С.

Выражение в скобках в формуле (5.7) численно равно объему утечек теплоносителя за период времени .

5) Общий экономический эффект

Подставим в формулу (5.4) выражения (5.5) - (5.7), руб./(т/час):

Э = с_р * t * * T1+(p * * T2)/(1000**3600)+с_р * t * * * T3* *q+(с_р * t * * q) *t₁* с_р *T3,

6) Капитальные затраты

Капитальные затраты на регулировку на первые два этапа рассчитываются по прейскуранту в зависимости от количества объектов теплопотребления в тепловой сети. Капитальные затраты на заключительный этап рассчитываются по сметам в зависимости от выбора оборудования. Вместе с тем, опыт реализации Регулировок показал, что при выборе наиболее простого варианта оборудования (с помощью дроссельных шайб), стоимость третьего этапа приблизительно в два раза выше суммарной стоимости предыдущих этапов.

5.2.2 Пример расчета регулировки тепловой сети.

1) Исходные данные

Котельная на газовом топливе мощностью 14,5 Гкал/час, обслуживает район, где N = 23, присоединенная нагрузка Q^Р = 14,8 Гкал/час. Температурный график котельной t_о = 110-70, давление (перепад) на выходе p = 2*10 ⁵ Па, к.п.д. циркуляционных насосов = 0,7. Существующий расход теплоносителя G₁ равен 199,10 т/час, утечки теплоносителя q = 0,15 т/Гкал. Период регулировки = 5544 час (отопительный сезон).

Тарифы в районе следующие:

Т1 = 481руб./Гкал;

Т2 = 1,47 руб./ кВт*час;

Т3 = 7,3 руб / т.

2) Результаты Регулировки

Предполагается, что в результате Регулировки удалось установить расчетное значение расхода теплоносителя, т/час:

G_о = 14,5 / (10^-3 * 110-70) =362,5тон/час,

G = G_о - G₁ = 362,5 - 199,10= 163,4т/час.

Рассчитываем составляющие экономического эффекта (формула (5.6)):

Q = 10 ^-3*12,5*5544*481 = руб./(т/час);

2325 руб/(т/час);

485,6 руб/(т/час);

1507руб/(т/час);

Итого общая экономия за период регулирования составит (формула (5.10), руб:

Э = 38902,5 +2325+ 77,2 + 1507 42838,7 руб/(т/час)

Э_год = ЭG = 31898 14,5 278452 руб/год.

3) Укрупненный расчет эффективности

Капитальные затраты состоят из проектных расходов (К₁) на расчёт гидравлического режима ТС, затрат на материалы (К₂), используемые при проведении регулировки на объектах теплопотребления и производственных затрат (К₃) на амортизацию оборудования и оплату труда.

Приняты следующие нормы затрат на проведение Регулировки:

- проектные расходы составляют 1000 руб/объект;

- затраты на материалы - 400 руб/объект;

- производственные затраты - 2000 руб/объект.

Для рассматриваемого случая (количество потребителей m=23) капитальные затраты рассчитываются следующим образом:

К1 = 1000*23 =23000 руб.

К2 = 400*23 = 9200 руб.

К3 = 2000* 23=46000 руб.

Капитальные суммарные затраты по максимальным укрупненным показателям: К = 23000+9200+46000=78200.

Срок окупаемости проекта составляет: Е = 16000 / 278452 = 0,057 года.

6. Безопасность жизнедеятельности при обслуживании тепловых пунктов

6.1 Общие положения

Инструкция по охране труда (далее инструкция) является основным документом, устанавливающим для рабочих правила поведения на производстве и требования безопасного выполнения работ.

Знание инструкции обязательно для рабочих всех разрядов и групп квалификации, а также их непосредственных руководителей.

Администрация предприятия (цеха) обязана создать на рабочем месте условия, отвечающие правилам по охране труда, обеспечить рабочих средствами защиты и организовать изучение ими инструкции.

На каждом предприятии должны быть разработаны и доведены до сведения всего персонала безопасные маршруты следования по территории предприятия к месту работы и планы эвакуации на случай пожара и аварийной ситуации.

Каждый рабочий обязан:

- соблюдать требования инструкции;

- немедленно сообщать своему непосредственному руководителю, а при его отсутствии - вышестоящему руководителю о происшедшем несчастном случае и обо всех замеченных им нарушениях требований инструкции, а также о неисправностях сооружений, оборудования и защитных устройств;

- помнить о личной ответственности за несоблюдение требований техники безопасности;

- содержать в чистоте и порядке рабочее место и оборудование;

- обеспечивать на своем рабочем месте сохранность средств защиты, инструмента, приспособлений, средств пожаротушения и документации по охране труда.

Запрещается выполнять распоряжения, противоречащие требованиям инструкции.

6.2 Общие требования техники безопасности

К работе на данную рабочую профессию допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие предварительный медицинский осмотр и не имеющие противопоказаний к выполнению вышеуказанной работы.

Рабочий при приеме на работу должен пройти вводный инструктаж. До допуска к самостоятельной работе рабочий должен пройти:

- первичный инструктаж на рабочем месте;

- проверку знаний: инструкции по охране труда; проверку знаний действующей инструкции по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования; по применению средств защиты, необходимых для безопасного выполнения работ; ПТБ для рабочих, имеющих право подготавливать рабочее место, осуществлять допуск, быть производителем работ, наблюдающим и членом бригады в объеме, соответствующем обязанностям ответственных лиц ПТБ;

- обучение по программам подготовки по профессии.

Допуск к самостоятельной работе оформляется соответствующим распоряжением по структурному подразделению предприятия.

Вновь принятому рабочему выдается квалификационное удостоверение, в котором должна быть сделана соответствующая запись о проверке знаний инструкций и правил, и право на выполнение специальных работ.

Квалификационное удостоверение для дежурного персонала во время исполнения служебных обязанностей может храниться у начальника смены цеха или при себе в соответствии с местными условиями.

Рабочие, не прошедшие проверку знаний в установленные сроки к самостоятельной работе не допускаются.

Рабочий в процессе работы обязан проходить:

- повторные инструктажи - не реже одного раза в квартал;

- проверку знаний инструкции по охране труда и действующей инструкции по оказанию первой помощи пострадавшим в связи с несчастными случаями при обслуживании энергетического оборудования один раз в год;

- медицинский осмотр - один раз в два года;

- проверку знаний по ПТБ для рабочих, имеющих право подготавливать рабочее место, осуществлять допуск, быть производителем работ, наблюдающим или членом бригады - один раз в год.

Лица, получившие неудовлетворительную оценку при квалификационной проверке, к самостоятельной работе не допускаются и не позднее одного месяца должны пройти повторную проверку.

При нарушении правил техники безопасности в зависимости от характера нарушений должен проводиться внеплановый инструктаж или внеочередная проверка знаний.

При несчастном случае рабочий обязан оказать первую помощь пострадавшему до прибытия медицинского персонала. При несчастном случае с самим рабочим, в зависимости от тяжести травмы, он должен обратиться за медицинской помощью в здравпункт или сам себе оказать первую помощь (самопомощь).

Каждый работник должен знать местоположение аптечки и уметь ею пользоваться.

При обнаружении неисправных приспособлений, инструмента и средств защиты рабочий сообщает своему непосредственному руководителю.

Запрещается работать с неисправными приспособлениями, инструментом и средствами защиты.

Во избежание попадания под действие электрического тока не следует наступать или прикасаться к оборванным, свешивающимся проводам.

Невыполнение требований инструкции по охране труда для рабочего рассматривается как нарушение производственной дисциплины.

За нарушение требований инструкций рабочий несет ответственность в соответствии с действующим законодательством.

В зоне обслуживания тепловых сетей могут иметь место следующие опасные и вредные производственные факторы: