Пример работ. Обследование котельной. Модернизация котлов и тепловой сети

В этом материале мы покажем вам пример обследования котельной и тепловой сети перед проведением масштабной модернизацией котлов и тепловых сетей.

Основной целью работы являлась модернизация котлов и тепловых сетей для сокращения затрат на теплоснабжение города Светлогорск, Калининградской области.

Обследование котельной и тепловых сетей с разработкой рекомендаций по устранению выявленных дефектов и плана модернизации котлов и тепловой сети проводились специалистами ООО «Энергоэффективность и энергоаудит» в 2019 году (копия свидетельства СРО о допуске к работам).

Исходные параметры

• Районная тепловая станция, которая включает в себя котельную и тепловую сеть, была введена в эксплуатацию 35 лет тому назад.
• Вид топлива — газ.
• Мощность котельной 42 Гкал/час.
• Подключенная нагрузка 33,52 Гкал/час.
• Доступная для присоединения мощность 10,0 Гкал/час.
• Адрес: г. Светлогорск
• Обслуживаемые объекты: подключено объектов – 141, из них:
  • Жилищный фонд – 71 МКД
  • Объекты социального значения – 14.

Инструментальное обследование котельной и тепловой сети

В течении двух недель мы провели обследование котельной и тепловой сети.

Обследование котельной включало в себя

• документальное обследование,
• анализ технологических схем и режимных карт,
• анализ договоров и договорных условий,
• сбор исходной информации о потреблении топлива за последние 2 года,
• визуальное и инструментальное обследование котлов,
• анализ дымовых газов для определения КПД котлов,
• замеры силы тока на электродвигателях,
• тепловизионное обследование обмуровки котлов и здания котельной.

Обследование тепловой сети включало

• тепловизионное обследование,
• замеры толщины теплоизоляции.

По результатам энергетического и технологического обследования котельной и тепловой сети был разработан технический отчет, в которым были представлены

• результаты обследования,
• расчеты эффективности котлов и тепловой сети,
• перечень выявленных дефектов и предложения по их устранению,
• мероприятия по сокращению затрат,
• модернизация котлов — перевод в водогрейный режим,
• план модернизации тепловой сети.

Далее следует выдержка из технического отчета с основными результатами работы.

Содержание технического отчета

• Результаты обследования котельной и тепловых сетей
• Модернизация котлов — рекомендации и мероприятия
• Обследование котлов и оборудования котельной
• Эффективность котла
• Определение эффективности сетевых подогревателей
• Обследование и расчет тепловых потерь тепловых сетей
• Технико-экономическое обоснование необходимых работ. Модернизация котлов. Перевод в водогрейный режим
• Тепловизионное обследование котла
• Тепловизионное обследование здания котельной
• Тепловизионное обследование тепловой сети
• Перечень приборов

Результаты обследования котельной и тепловых сетей

1. Нагрев сетевой воды на РТС (районная тепловая станция) осуществляется при помощи пара, производимого в парогенераторах барабанного типа с естественной циркуляцией в теплообменном аппарате парового типа (сетевом подогревателе).
2. Установленные котлы являются работоспособными и технически исправными. Однако, срок службы котлов вышел за рамки срока службы, заявленного изготовителем, что говорит о возможном появлении в скором времени скрытых дефектов, влияющих на рабочие характеристика котлов, вплоть до выхода из строя.
3. Технологическая схема работы котлов не предназначена для работы в водогрейном режиме и поэтому является крайне неэффективной и энергозатратной.
4. КПД котла составляет 90,24 %, что соответствует современным стандартам, однако меньше чем заявленный КПД заводом-изготовителем.
5. Расход газа из-за сниженного КПД превышает нормативный.
6. КПД сетевого подогревателя составил 87% и это значительно увеличивает расход газа котельной.
7. Температура обшивки котла находится в диапазоне от 25°С до 160°С. Средняя температура обшивки котла составила 60°С., что превышает требования п.8.4. СП 89.13330.2012 «Котельные установки» согласно, которым температура обшивки котла не должна превышать 55 °С.
8. Наличие зон повышенной температуры обшивки водяного экономайзера.
9. Средняя температура ограждающих поверхностей здания котельной 12°С.
10. Потери тепла через ограждающие поверхности здания составили порядка 138 кВт.
11. Дымовая труба имеет ровный температурный профиль без выраженных мостиков холода. Трещин, выпучен и мест возможного ухудшения качества футеровки не обнаружено.
12. Тепловые сети выполнены по однотрубной схеме и предусматривают одновременную подачу теплоты на отопление и горячее водоснабжение, что не соответствует требованиям п.6.11 СП-124.1330.2012 «Тепловые сети». Схема тепловых сетей протяженностью более 5 км по условиям надежности должна быть двухтрубной или предусматривать резервную подпитку СЦТ от других источников теплоты (СП-124.1330.2012 «Тепловые сети»).
13. По результатам обследования установлено, что теплотрасса имеет средний износ 54,1%, что говорит о возможных непредвиденных нарушениях герметичности трубопровода.
14. При наружном обследовании теплотрассы установлены участки с износом или повреждениями тепловой изоляции, что подтверждается результатами термографирования наружных поверхностей трубопроводов.
15. Общие тепловые потери на тепловых сетях с учетом процента покрытия тепловых сетей и их износа составляют 2,172666453 Гкал/час.

Модернизация котлов и котельного оборудования — рекомендации и мероприятия

1. Установленные котлы являются работоспособными и технически исправными. Однако, для продления ресурса и снижения эксплуатационных расходов рекомендуется перевести их в водогрейный режим работы. Для этого потребуется перепроектирование, модернизация котлов и реконструкция котельной.
2. Модернизация котлов, котельной и перевод паровых котлов на водогрейный режим даст возможность повысить тепловую мощность агрегатов при работе на газообразном топливе на 10-15%, что позволит снизить расходы на топливо в среднем на 3-5%.
3. Следует отметить, что объем работ по реконструкции можно будет оценить только после вскрытия котлов во время планового ремонта. Целесообразность реконструкции можно будет оценить после дополнительного обследования и составления сметных расчетов.
4. В момент вскрытия и планового ремонта котла необходимо проверить состояние обмуровки в местах наиболее высоких температур обшивки, возможен прогар обмуровки, который необходимо устранить. Эти мероприятия позволят повысить КПД котла на 1-1,5 процента.
5. В момент вскрытия и планового ремонта водяного экономайзера устранить возможное разрушение теплоизоляционного слоя и обшивки.
6. Сделать химическую промывку внутренних поверхностей сетевого подогревателя. Возможна замена части труб.

Модернизация тепловых сетей — рекомендации и мероприятия

7. Согласно полученных данных в ходе измерений и анализа, трубопроводы системы теплоснабжения находятся в удовлетворительном техническом состоянии и пригодны для дальнейшей эксплуатации за исключением теплоизоляции. Стоимость работ по восстановлению тепловой изоляции составят 277 275 082 руб., что является не целесообразным вложением средств, так как срок окупаемости данного мероприятия превышает 50 лет.

Модернизация котельной — общие рекомендации

8. Схему теплоснабжения необходимо привести в соответствие с требованиями СП-124.1330.2012 «Тепловые сети», которые предусматривают двухтрубную схему подачи теплоты либо резервирование от других источников подачи тепла.

Указанное решение позволить полностью решить вопрос с надежностью и резервированием системы, даст возможность существенно повысить энергоэффективность системы теплоснабжения.

Далее следует перечень и описание работ, инструментальных замеров и расчетов, на основании которых была проведена модернизация котлов, тепловых сетей и котельного оборудования.

Обследование котельной и оборудования

Энергетическое обследование котельной включало:

• обследование котлов,
• обследование подогревателя сетевой воды,
• обследование насосов,
• обследование здания и помещений котельной.

Технические характеристики объекта:

Паровой котел ст.№2 ДЕ 25/14
Давление пара в барабане разрешенное	14 кгс/см2
Расход пара номинальный	25 т/ч
Тепловая мощность	16,4 МВт
Подогреватель сетевой воды ст.№1 ПСВ 125-7-15
Площадь теплообмена	125 м2
Давление греющего пара	7 кгс/см2
Давление воды в трубной системе	15 кгс/см2
Сетевой электронасос ст.№3 ЦН 400-105
Производительность	400 м3/ч
Напор	90 м
Мощность э.дв.	160 кВт

Обследование котлов и тепловых сетей проводилось с помощью газоанализатора Testo, тепловизора Testo и токовых клещей.

Эффективность котла — расчет

Для обеспечения нужд города на отопление и горячее водоснабжения используется газовый котел ДЕ 25/14.

Для определения эффективности работы котла был проведен анализ дымовых газов и телевизионное обследование.

Результаты обследования котла ДЕ 25/14

Показатели	Ед.изм.	ДЕ 25/14
Мощность котла на частичном режиме	т/ч (кВт)	11,258 (6882,70)
Расход газа	м3/ч	862,5
Давление пара в барабане	кгс/см2	10,5
Давление газа перед горелкой	кПа	3,5
Давление газа перед РОГ	кгс/см2	0,25
Давление газа ГРУ высокая сторона	кгс/см2	5,6
Давление воздуха за вентилятором	кПа	0,8
Разрежение в топке котла	Па	30
Разрежение за котлом	Па	250
Температура питательной воды	0С	102,5
Температура воды за экономайзером	0С	138
O2	%	3,1
CO	ppm	60
Коэффициент избытка воздуха		1,17
Температура отработавших газов	°C	246,8
Потери с поверхностей в окружающую среду	%	1,41
Потери от недожога	%	0,0
Потери с продуктами сгорания	%	11,40
КПД по обратному балансу	%	87,15
Состав продуктов сгорания за экономайзером:
O2	%	3,69
CO	ppm	88
Коэффициент избытка воздуха		1,21
Температура отработавших газов	°C	121,5
Потери с продуктами сгорания	%	5,21
КПД с учетом экономайзера по обратному балансу	%	90,24

КПД котла составляет 90%, что соответствует современным стандартам.

Эффективность котла

Исходные данные для расчетов:

• Теплотворная способность газа 8150 ккал / м³;
• Котел работает на полную мощность в течение 4512 часов в год;
• Стоимость природного газа 6946 руб. / 1000 м³ с НДС.

Фактическая мощность котла ДЕ 25/14 с учетом фактического КПД составила:

Q_факт= G_пара*1000/3600*(Iп — Iпв)= 11,258*1000/3600*(2781,393-580,5)= =6882,7 кВт

G_пара — расход пара т/ч;

Iп — энтальпия пара, кДж/кг;

Iп — энтальпия питательной воды, кДж/кг.

Мощность котла ДЕ 25/14 с учетом КПД = 93 % по техническим данным завода изготовителя при работе на природном газе составила:

Q_ЗИ=(η_пасп * Q_факт) / η_факт =(93*6882,7)/90,24= 7093,211 кВт

где Q_факт— фактическая мощность котла;

η_факт, η_пасп -фактический и паспортный КПД котла.

Потери газа составляют:

∆B=(Q_пасп-Q_факт)/Q^р_н=(7093,211-6882,7)/(8150*4,19)= 0,006164494м³/с = 22,19217737 м³/час = 100 131 м³/год

Стоимость газа С = 6946 руб. / 1000 м³ с НДС

При работе котла 4512 часов в год потери газа в рублевом эквиваленте составляют:

ΔЕ = ΔВ * С = 22,19217737 * 6946/1000 = 154,147 руб/час или 695 511 руб./год

Определение эффективности сетевых подогревателей

На котельной установлены сетевые подогреватели единичной мощностью 23,26 МВт.

Сетевые подогреватели задействованы в технологической схеме котельной.

На момент, когда проводилось обследование котельной, работал один сетевой подогреватель.

Основные технические характеристики подогревателя сетевой воды ПСВ-125-7-15:

• Площадь поверхности теплообмена: — 125 м².
• Количество трубок в трубной системе: — 640 шт.
• Наружный диаметр корпуса: — 1020 мм.
• Длина трубок — 3400 мм.
• Длина сосуда — 5400 мм.
• Масса подогревателя ПСВ-125-7-15 без воды — 4400кг.
• Максимальная температура пара на входе — 400 °С.
• Расчетная теплопроизводительность — 23,26 МВт.
• КПД такого оборудования должно быть не менее 98%.

Исходные данные для расчетов

Параметр	Ед. изм.	Величина
Расход теплоносителя в подающем трубопроводе сетевой воды	м3/ч	214,2
Расход теплоносителя в обратном трубопроводе сетевой воды	м3/ч	200,2
Температура теплоносителя в подающем трубопроводе сетевой воды	0С	84,9
Температура теплоносителя в обратном трубопроводе сетевой воды	0С	55,4
Давление теплоносителя в подающем трубопроводе сетевой воды	кгс/см2	4,2
Давление теплоносителя в обратном трубопроводе сетевой воды	кгс/см2	2,2
Давление пара перед ПСВ	кгс/см2	5,5
Давление конденсата после ПСВ	кгс/см2	5,0
Температура конденсата после ПСВ	0С	69

Тепловая нагрузка по воде, кВт:

Q_вода=G_вода *ρ_воды/3600*C_вода*(t”_вода — t’_вода)= 200,2 * 977,5980251/3600* *4,184267882* (84,9 — 55,4)= 6710,631401 кВт

где G_вода — расход нагреваемой воды, м³/ч;

t’_вода, t”_вода — температура нагреваемой воды на входе и выходе из теплообменника, °С;

C_вода – средняя теплоемкость воды, кДж/(кг*К);

ρ_вода – средняя плотность воды, кг/м³.

КПД сетевого подогревателя:

η_сп= Q_вода/(G_пара*1000/3600*(h_пара – h_конд.)= =6710,631401/(11,258*1000/3600*(2751,846 — 289,283)= 0,8714

где Q_вода — тепловая нагрузка по воде, кВт

G_пара — расход пара, т/ч;

h_пара — энтальпия пара на входе в сетевой подогреватель, кДж/кг;

h_конд. — энтальпия конденсата на выходе из сетевого подогревателя, кДж/кг.

Перерасход пара котлом с учетом КПД сетевого подогревателя равным 98 % при оптимальной работе:

ΔG_пара= 1,247620113 т/ч.

Потери газа составляют:

∆B_сп=94,4145 м³/час= 425 998 м³/год

При работе подогревателя 4512 часов в год потери составляют:

ΔЕ_сп = ∆B_сп * С = 94,4145 * 6946/1000= 655,8 руб./час или 2 958 983 руб./год

Суммарные годовые потери в котельной составляют:

∑∆Е= 695 511 руб. + 2 958 983 руб. = 3 654 494 рублей в год.

Насосная группа котла ДЕ 25/14

Насосная группа предназначена для обеспечения циркуляции теплоносителя между отопительным котлом и потребителями теплоты.

Циркуляция теплоносителя обеспечивается благодаря работе сетевых насосов марки ЦН 400-105 3 шт. и (мощность электродвигателя 160 кВт) 3 шт.

Насос ЦН 400-105 оборудован электродвигателем с установленной мощностью 160 кВт.

Результаты измерений электропотребления электродвигателя по фазам

Перед частотным преобразователем

Параметр Оборудование	Сила тока, А			Напряжение, В
	Фаза 1	Фаза 2	Фаза 3	Фаза 1	Фаза 2	Фаза 3
Сетевой насос	48	51	50	228	228	228

После частотного преобразователя

Параметр Оборудование	Сила тока, А	Напряжение, В	Частота, Гц
Сетевой насос	116,6	228	28,32

Фактическая мощность электродвигателя:

N=1,73*380*Іср*cosφ*КПД=1,73*228*116,6*0,9*0,934=38,66 кВт

Относительная нагрузка электродвигателя 38,66 / 160 = 0,241625

Определение износа трубопровода

• Средний возраст трубопроводов тепловой сети составляет 35 лет.
• Во время обследования тепловой сети было установлено, что остаточный срок службы сети принимается в 15 лет, в то время как нормативный срок службы составляет 25 лет.
• Износ трубопровода определяется следующим образом: 35/(35+20) * (100 — 15) = 54,1%

Тепловые сети выполнены по однотрубной схеме и предусматривают одновременную подачу теплоты на отопление и горячее водоснабжение, что не соответствует требованиям п.6.11 СП-124.1330.2012 «Тепловые сети».

Схема тепловых сетей протяженностью более 5 км по условиям надежности должна быть двухтрубной или предусматривать резервную подпитку СЦТ от других источников теплоты (СП-124.1330.2012 «Тепловые сети»).

Расчет тепловых потерь в тепловых сетях

Стационарная теплопроводность цилиндрической стенки описание методики расчета

• Под цилиндрической стенкой понимают трубу бесконечной длины с внутренним радиусом R1 (диаметром D1) и внешним радиусом R2 (диаметром D2). На поверхностях стенки заданы постоянные температуры t1 и t2. Перенос теплоты осуществляется только теплопроводностью, внешние поверхности изотермические (эквипотенциальные) и температурное поле изменяется только по толщине стенки трубы в направлении радиуса.
• Тепловой поток, проходящий через цилиндрическую стенку единичной длины, обозначается ql и называется линейным тепловым потоком, Вт/м:

• где λ — коэффициент теплопроводности исследуемого материала, Вт/(м∙К)
• D1, D2 — соответственно внутренний и внешний диаметры цилиндрического слоя материала
• t1, t2 — средние температуры внутренней и внешней поверхности цилиндрического слоя материала.

Тепловой поток, Вт:

• где l — длина трубы, м.
• Рассмотрим теплопроводность многослойной цилиндрической стенки, состоящей из n однородных и концентричных цилиндрических слоев с постоянным коэффициентом теплопроводности и в каждом слое, температура и диаметр внутренней поверхности первого слоя равны t1 и R1, на наружной поверхности последнего n–ого слоя – tn+1 и Rn+1. Линейный тепловой поток цилиндрической стенки ql – величина постоянная для всех слоев и направлен в сторону понижения температуры, например, от внутреннего слоя к наружному. Записывая величину ql для каждого произвольного i–того слоя и преобразуя это уравнение, имеем

Суммарные тепловые потери теплосети

В результате обследования установлено, что все трубопроводы тепловых сетей заизолированы минеральной ватой с 85 % износом.

Глобальных капитальных ремонтов теплоизоляции труб не было в последние 10 лет.

В 2018 году был произведен ремонт части теплотрассы – заменено 200 п/м.

Сводная таблица полученных теплопотерь

Наименование изолятора	Общие теплопотери с учетом процента покрытия тепловых сетей и износа , кВт	Общие теплопотери с учетом процента покрытия тепловых сетей и износа , Гкал/час
Стекловата	2526,9	2,172666
Всего:	2526,9	2,172666

При наружном обследовании теплотрассы установлены участки с износом или повреждениями тепловой изоляции, что подтверждается результатами термографирования наружных поверхностей трубопроводов.

Узнать про порядок обследования тепловых сетей.

Модернизация котлов. Технико–экономическое обоснование по переводу в водогрейный режим

В котельной установлено 2 котла типа ДЕ работающих в паровом режиме и обеспечивающие тепловой энергией и горячем водоснабжением жилой фонд.

Одним из путей реконструкции существующих котлов является перевод паровых котлов с естественной циркуляцией на прямоточный водогрейный режим работы без генерации пара.

Реконструкция паровых котлов в водогрейные повышает экономичность установки за счет снижения затрат топлива и электроэнергии на собственные нужды.

Отпадает потребность в питательных насосах с электрическим приводом, не требуется непрерывной и периодической продувок, упрощается схема химической водоподготовки так как требования к сетевой воде ниже, чем к питательной.

Отпадает надобность в дорогостоящей бойлерной установке, требующей добавочных эксплуатационных затрат.

Перевод паровых котлов на водогрейный режим дает возможность без дополнительных затрат и снижения КПД повысить тепловую мощность агрегатов при работе на газообразном топливе на 15-20%.

Это приводит к существенной экономии материально-технических средств и топлива.

Перевод на водогрейный режим увеличивает срок службы котлов при их эксплуатации в условиях пониженных значений температуры и давления воды.

Среднеэксплуатационный КПД котлоагрегатов, переведенных на работу в водогрейный режим, повышается 2-2,5%, потери тепла в теплообменнике сетевой воды и с непрерывной продувкой паровой котельной 2,5-3% исключается.

Расход топлива в среднем снижается на 5%, то есть при использовании паровых котлов в качестве водогрейных тепловая мощность котлов возрастает на 5% при одном расходе топлива.

Модернизация котлов и основные преимущества перевода в водогрейный режим:

• Экономия капитальных вложений на реконструкцию.
• Снижение себестоимости 1Гкал тепловой энергии.
• Возможность присоединения дополнительных потребителей тепла.
• Сокращение численности эксплуатационного персонала котельной в два раза.
• Вывод из эксплуатации устаревшего оборудования (различные насосы, подогреватели, охладители и т.д.).
• Неограниченное продление срока службы котлов, выработавших свой ресурс.
• Значительное повышение эксплуатационных характеристик (возможность многократных пусков и остановок, короткий срок выхода котла из холодного резерва).
• Снятия котла с учета в Управлении по технологическому и экологическому надзору.
• Существенное повышение КПД котла.

Наряду с работами, связанными с модернизацией котлов и переоборудованием собственно котельного агрегата для его эксплуатации в водогрейном режиме, ведутся работы, относящиеся к оборудованию котельной установки, а именно:

1. Демонтаж части питательных трубопроводов с арматурой и приборов, регистрирующих уровень воды в барабане и обеспечивающих его регулирование.
2. Демонтаж питательных насосов как с электрическим приводом, так и с паровым. В случае необходимости возможно не демонтировать насосы, а предусматривать их использование для других дел.
3. Замена паровых предохранительных клапанов на водяные.
4. Монтаж системы трубопроводов для удаления воздуха из верхних точек водяного тракта котлоагрегата.
5. Переоборудование схемы движения воды через экономайзер с последовательной компоновкой труб на параллельную, часто называемую теплофикационной.
6. Дополнение циркуляционной схемы котельной системой рециркуляции горячей воды для поддержания постоянного значения температуры воды на входе в котельные агрегаты.
7. Анализ возможного использования схемы и оборудования существующей деаэрационной установки в новых условиях работы, т. е. после перевода котлов на водогрейный режим.
8. Оборудование реконструируемого котлоагрегата автоматическими приборами безопасности (для обеспечения надежного безаварийного режима эксплуатации).
9. Выбор метода монтажа перегородок в барабанах котлов и диафрагм в трубопроводах.

Далее следуют результаты тепловизионного обследования котлов, тепловых сетей, дымовой трубы и здания котельной.

Тепловизионное обследование котлов

Средняя температура обшивки котла на участке 47,7 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки котла на участке 57,7 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки котла на участке 62,9 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C. В указанных точках возможен прогар обмуровки котла.

Средняя температура обшивки котла на участке 87,6 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C. В указанных точках возможен прогар обмуровки котла.

Средняя температура обшивки котла на участке 79,8 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки котла на участке 55,2 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки котла на участке 56,6 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки котла на участке 51,1 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки котла на участке 87,6 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки экономайзера на участке 61,9 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки экономайзера на участке 51,2 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки экономайзера на участке 59,3 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки экономайзера на участке 54,9 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки экономайзера на участке 74,8 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Средняя температура обшивки экономайзера на участке 56,1 °C. Имеются зоны с повышенной температурой свыше 55 °C.

Тепловизионное обследование котельной

Незначительные тепловые потери в районе верхних этажей здания котельной.

Незначительные тепловые потери в районе верхних этажей здания котельной.

В районе верхнего этажа над окнами имеется мостик холода.

Равномерное температурное поле торцевой спины котельной. Температурные отклонения не зафиксированы.

В районе верхнего этажа над окнами имеется мостик холода. Возможно нарушение теплоизоляции и гидроизоляции перекрытий здания котельной.

Измерения проводились при температуре окружающей среды 6-9 °C, влажность воздуха 44%, атмосферное давление 764 мм.рт.ст.

Средняя температура ограждающих поверхностей здания котельной 12 °C.

Потери тепла через ограждающие поверхности составили порядка 138 кВт.

В некоторых местах имеются температурные мосты.

Тепловизионное обследование дымовой трубы

Дымовая труба имеет ровный температурный профиль без выраженных мостиков холода. Трещин, выпучен и мест возможного ухудшения качества футеровки не обнаружено.

Тепловизионное обследование тепловой сети

Отсутствует теплоизоляция на трубопроводах с теплоносителем. Приводит к избыточным тепловым потерям.

Состояние тепловой изоляции нормальное.

Состояние тепловой изоляции нормальное.

Отсутствует теплоизоляция на трубопроводах с теплоносителем. Приводит к избыточным тепловым потерям.

Состояние тепловой изоляции нормальное.

Разрушение стыков тепловой изоляции трубопровода.

Разрушение стыков тепловой изоляции трубопровода.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

Отсутствует тепловая изоляция на трубопроводе. Труба подвергается агрессивному воздействию внешней окружающей среды, в дальнейшем возможно разрушение теплопровода.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

На запорной арматуре отсутствуют «стаканы» тепловой изоляции.

Деформация внешней тепловой изоляции трубопровода.

Обследование котельной. Модернизация котлов. Перечень приборов

Во время энергоаудита котельной и тепловых сетей мы использовали следующее оборудование:

• тепловизор Testo 870-1,
• газоанализатор Testo 340,
• токовые клещи U1212A.

Технические характеристики «Testo 870-1»

	Наименование СИ	Тепловизор
	Производитель	testo
	Марка СИ	870-1
	Технические характеристики
	Разрешение детектора (пиксели)	160 х 120
	Пространственное разрешение (IFOV)	3.68 мрад
	Технология SuperResolution, опция (разрешение / IFOV)	320 x 240 пикс. / 2.3 мрад
	Поле зрения, минимальное фокусное расстояние	34° x 26° I менее 0.5 м
	Регулировка тепловой эмиссии	0,01 .. 1 / вручную
	Качество снимка NETD, мK	90
	Погрешность	±2 °C или ±2%
	Диапазон измерения, °C	-20…+280
	Рабочая температура, °C	-15 … +50
	Температурная чувствительность	менее 100 мК (при +30 °C)
	Спектральный диапазон	7,5 .. 14 нм

Технические характеристики «Testo 340»

	Наименование СИ	Газоанализатор
	Производитель	testo
	Марка СИ	340
	Технические характеристики
	Рабочая температура, °C	-15 … +50
	Диапазон измерений зонда Тип К	-40 … +1.200 °C
	Диапазон измерений дифференциального давления	-200 … 200 гПа
	Диапазон измерения тяги	-40 … +40 гПа
	Диапазон измерений зонда NO	0 … 300 ппм
	Диапазон измерения утечки газа	0 … 99.9 %
	Диапазон электрохимического измерение СО	0 … 10.000 ппм
	Диапазон электрохимического измерения СО2	0 … CO2 макс
	Диапазон электрохимического измерения NO	0 … 4.000 ппм
	Диапазон электрохимического измерения NO2	0 … 500 ппм
	Диапазон электрохимического измерения SO2	0 … 5.000 ппм
	Диапазон электрохимического измерения O2	0 … 25 Об. %
	Диапазон измерения КПД	0 … 120 %
	Диапазон измерения абсолюного давления	600 … +1.150 гПа
	Диапазон измерений зонда Тип R (Pt13RH Pt)	0 … +1.600 °C

Технические характеристики «U1212A»

	Наименование СИ	Токовые клещи
	Марка СИ	U1212A
	Напряжение постоянного тока (предел)	1000В (погр. 0,5% + 3 е.м.р.)
	Сила постоянного тока (предел)	1000 А (погр. 2% + 5 е.м.р.)
	Напряжение переменного тока (предел)	1000 В (погр. 1% + 5 е.м.р.)
	Сила переменного тока (предел)	1000 А (погр. 2% + 5 е.м.р.)
	Сопротивление (предел)	4 кОм (погр. 0,5% + 3 е.м.р.)
	Диапазоны измерения температуры	-200°С…-40°С (погр. 1%+3°C) -40°С … +1372°С (погр. 1%+1°C) Тип термопары: К
	Измерение частоты (предел)	999,9 кГц (погр. 0,2% + 3 е.м.р.)
	Измерение емкости (предел)	4000 мкФ (погр. 3% + 4 е.м.р.) Индикация перегрузки 1000 В R.M.S для тока < 0,3А
	Индикация перегрузки (для измерения емкости и напряжения тока)	1000 В R.M.S
	Тест диодов	да
	Диаметр клещей (максимальное значение)	52 мм
	Дисплей	4-разрядный, макс. кол-во отсчетов 4100 12 сегм. аналоговая шкала Автоматическая индикация полярности
	Условия эксплуатации	Температура: -10°С … +50°С Влажность: 0 … 80%

Посмотреть на другие примеры выполненных работ.