Российские тепловые сети - пора принимать меры

Российские тепловые сети  - пора принимать меры

         Начался новый отопительный сезон. Чего нам ждать от него? Как выдержат его наши тепловые сети? Все регионы бодро отрапортовали – готовы. Судя по появившимся сообщениям в СМИ, похоже, что отопительный сезон начался так же, как и в последние десятилетия. Чтобы понять, каково состояние российского теплоснабжения, обратимся к статистическим данным, подготовленным правительственными структурами - информационно-аналитическим докладам ФГБУ «Российского энергетического агентства» Минэнерго РФ «Централизованное теплоснабжение России в 2014-2018г.г.» [1] и «О состоянии теплоэнергетики и централизованного теплоснабжения в 2019г.» 

[2]. Доклады подготовлены на основе официальных данных Росстата и отраслевой статистики Минэнерго, а также другим источникам.

          По данным [1], протяженность тепловых сетей, нуждающихся в замене в 2018 году, составила 48.7 тыс. км из имеющихся 168.3 тыс. км, из них ветхие – 37.7 тыс.км (22.4%). Заменено в 2018 году 3200 км (или 1.9% от общей длины), из них ветхих – 2600км. При таком темпе перекладки на замену только ветхих сетей потребуется более 14.5 лет, а за это время количество ветхих и аварийных сетей только увеличится. При этом в докладе делается странный вывод – «Считается, что замене ежегодно должны подвергаться не менее 3% сетей». Хотелось напомнить, что проектный срок службы тепловых сетей составляет 25 лет и должно ежегодно заменяться не менее 4% сетей. Хотя это  не упоминается в докладах, замминистра В.И. Кравченко в [5] прямо на это указывает. По истечению этого срока стальные трубопроводы должны быть заменены или подвергнуты экспертизе с определением их состояния и возможности продления срока их работы. Раньше за этим строго следил Госэнергонадзор. В докладе безосновательно делается вывод о сокращении теплосетей, нуждающихся в замене на 2% против 2017 года. При таком темпе замены этот показатель только увеличивается. Анализ статистических данных за период 2000 – 2019 г.г. [1-4] (см. таблицу 1) показывает, что в начале 2000-х годов рост нуждающихся в замене теплосетей

Таблица 1. Протяженность тепловых сетей РФ, потребность в замене и фактическая замена* 

 *данные приведены по [1-4] .

 довольно заметный (с 30,3 тыс. км в 2000г. до 44,7 тыс. км в 2005 г. и 48% в 2010 г.), хотя темпы перекладки были выше 3%. А в период 2014-2019 г.г. темпы замены сетей не превышали 2%, а количество нуждающихся теплосетей практически не менялось (около 48 тыс. км). Можно предположить, что при подготовке статистики срок службы трубопроводов назначили 30 лет, тем более, что в актуализированной редакции свода правил по проектированию тепловых сетей СП 124.133330-2012  указан расчетный срок службы теплопроводов 30 лет. Но знают ли об этом трубопроводы, построенные 20-30 и более лет назад? Характерно, что в докладах отсутствуют диаграммы, характеризующие возрастную структуру теплосетей России. Эта структура отражена лишь для магистралей. В России в целом 45% всех магистральных сетей имеют срок службы более 30 лет, 24% - от 20 до 30 лет и только 31% - менее 20 лет, при этом идет согласно докладам Минэнерго  постоянный рост сетей в первых двух группах при уменьшении сравнительно новых сетей. В докладе за 2019 год указывается протяженность теплосетей, нуждающихся в замене в соответствии со сроками эксплуатации, - 51.6 тыс. км (28.7% всех сетей, составивших 173.6 тыс. км), при этом количество сетей, имеющих износ более 60%, составило 38.3 тыс. км (22%). Делается вывод, что основной причиной высокого износа тепловых сетей является недостаточные объемы перекладки. 

В 2019 году они составили 3400км (+200км к 2018 г.), из них ветхие – 2600км. Потребуется 13 лет, чтобы переложить все аварийные сети. За это время они просто «умрут». Если просмотреть такие доклады за последние двадцать лет, то в каждом из них делается вывод о недостаточных темпах замены. В Комплексном плане развития теплоснабжения до 2030 г. и в Энергетической стратегии до 2030 г. также намечена масштабная реконструкция основных фондов, но судя по статистике, приведенной в докладе замминистра энергетики Кравченко [5], если в первые годы 21 века темпы перекладки составляли не менее 3%, то, начиная с принятия указанных документов  в 2009 году, темпы упали до 2% и менее (в 2019 году – 1.9%). Вот такая реализация Стратегии! Анализ приведенных данных показывает, что существующие темпы замены теплосетей не обеспечивают даже снижения протяженности ветхих сетей, отработавших свой проектный срок службы, не говоря уже об обновлении теплосетевого хозяйства.

В [1] в таблице 1.7 «Протяженность участков магистральных теплосетей по типу изоляции в 2018 г.» сети в пенополимерной (ППМ) изоляции и пенополиуретановой  (ППУ) изоляции объединены в одну графу. Возникает вопрос «Как могли специалисты из Минэнерго не знать основополагающих отличий этих двух типов изоляции?». ППУ изоляция с герметичной оболочкой, системой контроля увлажнения изоляции и коэффициентом теплопроводности 33 мВт/м˚С. Этот тип изоляции является основным в европейских странах, обеспечивает надежность, долговечность теплосетей, реальное энергосбережение. Эти трубы отвечают всем требованиям ФЗ «О теплоснабжении». ППМ – модернизированный армопенобетон без герметичной оболочки, допускающий намокание изоляции, с коэффициентом теплопроводности 48-52 мВт/м˚С (уровень минеральной ваты!). При этом оба типа труб рекомендованы нормативными документами для бесканальной прокладки. Читая этот «ляп», невольно вспоминаешь последнее выступление на «ПРЭН» клуба д.т.н., профессора В.В.Кудрявого, работавшего длительное время главным инженером «ЕС Россия», замминистра энергетики - «Минэнерго нет – его уничтожили! Из более, чем 1200 специалистов, работавших в министерстве, осталось всего 48 человек и из них только 4 работали на энергетических объектах. Да и функций у них теперь нет. А ведь это субъект стратегической инициативы. Он потерян». Хотелось бы, чтобы Минэнерго возродился и важнейшая отрасль народного хозяйства получила новый импульс к развитию.

       Следствием такого состояния тепловых сетей должен быть рост повреждаемости. Однако в докладе  [1] утверждается, что количество аварий за последние 5 лет по данным Росстата снизилось на 36%,  при этом по информации Ростехнадзора число аварий росло в период 2017-2019 г.г. В докладе [2] также отмечен рост аварий в 2019 г. на 449 случаев (+13%). В [2] есть нестыковки - число аварий на теплосетях (рис.95) не соответствует  табл.67. Среднее время ликвидации аварии в 2019 году возросло до 35 час 24 мин по сравнению с 19 час 30 мин в 2018 году. Это свидетельствует о прогрессирующем старении теплосетей. В докладе [2] в табл.66 приводится статистика удельной повреждаемости тепловых сетей по диаметрам - наибольшие величины (0.0245) соответствуют диаметрам труб до 200мм, в то время как минимальная повреждаемость у магистральных трубопроводов (0.052), из чего делается вывод об удовлетворительном состоянии магистральных сетей. Авторы не замечают противоречия между этим выводом и данными о возрасте сетей (табл.19 на с.34)  – магистральные ветхие сети составляют 45%, а тепловые сети в целом имеют долю ветхих около 22%. В таблице 66 удельная повреждаемость имеет очень низкие значения. Ранее в статистике фигурировали цифры 0.5-0.7 ед./км. Неужели при постоянном старении сетей волшебным образом при минимальных инвестициях удалось достичь таких показателей надежности!? Здесь на помощь пришла удачная находка. При рассмотрении удельной повреждаемости, да и всей проблемы надежности, учитываются только аварии, при которых в соответствии с приказом Росстата  от 15.08.2016 подача тепла потребителям прекращалась на срок более 8 час. Менее масштабные аварии не рассматриваются, хотя любое обнаруженное повреждение стального трубопровода должно  учитываться при расчете повреждаемости. Более правдивая картина приводится в докладе Минэнерго 2016г., где отмечен рост аварийности магистральных сетей с 0.266 в 2008-2009 г.г. до 0.387 в 2012-2013 г.г. (+45%). В этой связи интересная информация  приведена в статье [6], где сделан анализ повреждаемости тепловых сетей более 20 городов России (включая Самару, Екатеринбург, Н.Новгород, Новосибирск, Омск и др.) общей протяженностью 16000 км на основе данных дефектных ведомостей и ремонтной документации. Возрастной состав сетей показан на диаграмме (рис.1). Мы видим, что доля нуждающихся в замене трубопроводов составляет 71%, а доля ветхих (срок службы более 25 лет) – 54%. Удельная повреждаемость составляет в среднем 0.2-04 ед./км,  и возрастает с увеличением срока службы сетей. Основной причиной повреждений трубопроводов тепловых сетей (более 50%) является наружная коррозия, на втором месте – внутренняя коррозия.

Рис. 1. Срок эксплуатации трубопроводов тепловых сетей (%)[6].

Как мы уже отмечали, в статистических данных по России [1,2] информация по возрастному составу тепловых сетей отсутствует. Необходимо также отметить, что нигде не приводится статистика по материальным затратам на ликвидацию аварий и экономическому ущербу от аварий, а ведь такая информация   в сочетании с затратами на ежегодное «латание дыр»  при подготовке к отопительному сезону и ущербом от  тепловых потерь крайне необходима для выработки экономически  эффективных решений по модернизации систем теплоснабжения.

         Если говорить о тепловых потерях, то здесь наблюдается цифровая эквилибристика. В докладе [1] в разделе 9.5 указано, что в 2014-2018 г.г. потери выросли с 11.4% до 12.5% (на 1.1п.п.). Целевой показатель «Комплексного плана» -  9.4% - в 2035 г., при этом согласно доклада [2] за период 2015-2019 г.г. потери возросли на 8.7%, при этом потери  в 2019 году уменьшились на 14 млн.Гкал (1.1% от производства). Причин снижения не отмечено. В докладе имеется ряд противоречий. Так, на с.10  указано, что «В последние 3 года наблюдается тенденция снижения потерь», но в таблице 95 для 2018 г. потери 12.5% (максимум). В таблице 3 на с.12 приведены величины потерь, не соответствующие табл.54. Величины потерь на рис.76 и рис.77 не соответствуют друг другу и объяснение этому отсутствует. В то же время утверждается, что рост потерь «по-видимому, является результатом изменения круга организаций, либо разнесения по ОКВЭД.»  Вот такая цифровизация и статистика. В итоге делается вывод: «Сравнение динамики доли потерь в теплосетях с целевым показателем Комплексного плана позволяет сделать вывод, что динамика снижения потерь в теплосетях отстает от показателей Комплексного плана». Оцените – «динамика снижения потерь», а на самом деле  постоянный рост потерь даже по официальной статистике. Для объяснения больших потерь в докладе [2] в качестве одной из причин роста потерь указана структура российских теплосетей по диаметрам (с.78) – ведь на малых диаметрах доля потерь выше, чем на больших. Но структура сетей – это не параметр, на который можно повлиять, она задается структурой потребителей. Рост потерь, и не только в последние 5 лет, а весь двадцатилетний период 21 века (см. на рис.2 диаграмму из [4]), объясняется старением тепловых сетей, низкими темпами их

Рис.2 Динамика роста тепловых потерь [4].

обновления, недостаточным применением современных энергоэффективных технологий. Стоит подчеркнуть, что величины тепловых потерь, приводимых в официальных документах  (10-12%), по мнению многих экспертов, являются заниженными. Согласно статистике потери определяются на основе показаний приборов учета тепла потребителей (где они установлены) и тарифов, где учитываются, как правило, нормативные потери (а не фактические!). В России доля потребителей, оплачивающих тепло по счетчикам, составляла 55% в 2019 г. согласно данным в [4].  Неучитываемые в статистике потери тепла включаются в потребление и оплачиваются потребителями. Реальные тепловые потери значительно больше и по экспертным оценкам составляют в среднем до 20%, что приводит к ежегодному ущербу более, чем 200 млрд.руб.

Из приведенного анализа видно, что, несмотря на попытки приукрасить статистику, состояние тепловых сетей в России катастрофическое и требует безотлагательного принятия  кардинальных решений. Необходимо резко увеличить объемы обновления сетей, выводя из эксплуатации наиболее ветхие трубопроводы с наибольшими аварийностью и тепловыми потерями.

Важным вопросом при анализе российского теплоснабжения является вопрос инвестиций. Судя по статистическим данным [1-3], инвестиции в отрасль теплоснабжения в целом в период 2012 – 2016 г.г. составляли в районе 100 млрд.руб., при этом вложения в передачу и распределение тепла составляли около 50 млрд.руб. В 2017-2019 г.г. наблюдается рост инвестиций до 117 млрд. в 2017г., 125,6 млрд. в 2018 г. и 136,2 млрд. в 2019 г., однако доля вложений в сети снизилась, а их сумма приблизительно составила те же 50 млрд.руб. В структуре инвестиций преобладает и растет доля собственных средств предприятий (до 78%). Эти инвестиции в сочетании с бюджетными вложениями (11%) и обеспечивает минимальные 2% обновления сетей  и их поддержание  в сколько-нибудь сносном состоянии. Понятно, что для коренного изменения в теплосетевом хозяйстве страны этого явно недостаточно.

         Анализ состояния теплоснабжения был бы неполным, если не вспомнить доклады и статьи д.э.н. А.С.Некрасова, профессора, советника РАН и его соавторов [7]. Ценность их работы состоит в проведении структурного анализа проблем в теплоэнергетике, прогнозирования сценариев развития теплоснабжения и четких, однозначных выводах. Хотелось бы привести некоторые положения. Интересен прогноз изменения возрастной структуры тепловых сетей при различных темпах обновления (диаграмма ниже взята из [7]). Авторами рассмотрено 3 варианта: перекладка 4800 км/год (вариант А);  перекладка 7000 км/год (вариант Б); перекладка более 10 000 км/год (вариант С). В варианте А длина ветхих сетей возрастает до 71 тыс.км к 2030 году, а доля аварийных возрастет до 48%. Потери тепла возрастут до 36%. При варианте Б протяженность ветхих сетей достигнет 32 тыс.км, а доля аварийных составит 25%. Потери тепла сохранятся на уровне 20%. В варианте  С к 2030 году ветхих сетей не останется, а потери снизятся до 10% (см.рис.3).

Рис.3 Прогноз изменения возрастного состава тепловых сетей при различных сценариях.

Интересно, что прогнозные данные по ветхим и старым сетям для 2020 года в варианте А составляют соответственно около 50 и 23 тыс. км, в сумме дающих количество нуждающихся в замене сетей 73 тыс. км (около 42% всех сетей), что значительно выше приведенных в статистике [1,2]. При этом темп замены в прогнозе заметно выше, чем наблюдаемый на практике. При рассмотрении результаты прогнозирования, становится понятным, что в нынешних условиях для спасения российского теплоснабжения не остается вариантов, кроме неотложного перехода к варианту С.

      Подводя итоги, хотелось бы акцентировать внимание на тех проблемах, которые мешают жить и развиваться отрасли централизованного теплоснабжения в общем и тепловым сетям в частности.

Организационная разобщенность объектов и систем теплоснабжения, отсутствие единой государственной политики в этой важной отрасли экономики России.

Отсутствие единого научно-технического центра, решения которого были бы обязательны как для государственного, так и частного сектора отрасли теплоснабжения.

Отсутствие контроля правительства за реализацией таких программ, как  Энергетическая стратегия до 2030 г., его роль ограничивается лишь периодической фиксации ее невыполнения.

Отсутствие контроля государства за наличием современных нормативных документов, которые были бы обязательны для владельцев предприятий любой формы собственности.

Отсутствие реального контроля государства за ценообразованием на материалы, применяемые при производстве и строительстве теплосетей (стальная труба, теплоизоляционные материалы и их составляющие, сопутствующие материалы). Только за последний год цена на стальную трубу выросла вдвое.

Необходимость конкретизации  Комплексного плана мероприятий по повышению энергоэффективности экономики России – нужны конкретные показатели, как по физическим объемам, так и по необходимым инвестициям, как для государственных и муниципальных, так и частных предприятий с ежегодной публикацией отчетности.

Необходимо расширить перечень обязательной отчетности для теплоснабжающих предприятий любой формы собственности с включением затрат на ликвидацию последствий аварий и инцидентов.

Отсутствие 100% приборов учета у потребителей тепловой энергии не позволяет понять истинный процент потерь тепла и добиться соответствующего распределения финансовой ответственности для всех участников процесса теплоснабжения.

         Рассмотрев удручающее состояние российского теплоснабжения и прежде всего теплосетевого хозяйства, можно предложить для коренного исправления ситуации резкое увеличение объемов замены ветхих и старых трубопроводов с нынешних 2% до 6% и более. При этом, не менее важно не только увеличить объемы перекладки, но и преимущественно применять наиболее эффективные конструкции и технологии, обеспечивающие большой срок службы трубопроводов, низкие тепловые потери, надежную эксплуатацию. В настоящее время в России преимущественно применяется канальная прокладка труб с теплоизоляцией из минеральной ваты с негерметичным покровным слоем (по данным [1,2] такая конструкция у более 85% магистральных тепловых сетей). Минвата имеет достаточно высокий коэффициент теплопроводности, невысокий срок службы (реально 5-7 лет), при этом при затоплении канала теплоизоляция намокает, вызывая рост потерь и наружную коррозию стальной трубы.

         Наиболее эффективной конструкцией и технологией прокладки тепловых сетей в настоящее время признаны предизолированные трубы с пенополиуретановой (ППУ) изоляцией. Данная конструкция имеет срок службы не менее 30 лет, низкие тепловые потери (в среднем 2.5-3%), высокую надежность эксплуатации за счет встроенной системы контроля увлажнения изоляции, малые сроки строительства. Эта технология более 40 лет применяется в Западной и Северной Европе, да и в России опыт применения составляет уже 25 лет, хотя в отличие от Европы, где доля таких трубопроводов составляет 70% и более, в России до сих пор доля труб в ППУ изоляции менее 5%, за исключением Москвы, Санкт-Петербурга, где она близка к 30%. ППУ обеспечивает эффективную теплоизоляцию в течение не менее 30 лет. Данный срок эксплуатации для европейских условий при температуре теплоносителя 120 градусов уже подтвержден на практике. В настоящее время для Европы ожидаемый термический срок службы этих трубопроводов составляет 40-50 лет. Конечно, в России режимы работы тепловых сетей отличаются от европейских, прежде всего более высокой температурой теплоносителя (до 150 градусов) и качественно-количественным графиком регулирования отпуска тепла, что приводит к более жестким требованиям к изолированной конструкции. Тем не менее, технические возможности производства таких трубопроводов для российских условий  у крупных заводов имеются. Актуализированная редакция ГОСТ 30732-2020, определяющая требования к предизолированным ППУ трубопроводам, учитывает особенности теплоснабжения нашей страны позволяет выпускать продукцию, обеспечивающую современный уровень тепловых сетей.

        Так как для России особенно остро стоит вопрос снижения тепловых потерь, то обновление сетей должно проводиться с применением максимально эффективной теплоизоляции. К сожалению, действующие нормативные документы, регламентирующие проектирование тепловых сетей [8,9], не содержат рекомендаций по использованию конструкций с минимальным коэффициентом теплопроводности и допускают большие по современным меркам удельные потери тепла. Расчеты, проведенные в [10], показали, что оптимальные тепловые потери, соответствующие минимуму суммы затрат на строительство и эксплуатацию тепловой сети в течение всего срока службы (30 лет), должны быть значительно ниже, чем требования [8]. Такие значения потерь может обеспечить только теплоизоляция из ППУ, при этом при высокой цене тепловой энергии, особенно на малых диаметрах, для оптимизации затрат необходимо применять усиленную ППУ изоляцию (тип 2 по ГОСТ30732). Для широкого применения предизолированных трубопроводов необходимо безотлагательно провести актуализацию [8,9], обеспечивающую приоритетное использование действительно энергоэффективных технологий, позволяющих строить надежные и долговечные тепловые сети.

          Учитывая недостаточность средств теплоснабжающих компаний на обновление тепловых сетей (в тариф закладывается не более 2%), а также невозможность резкого повышения тарифов на тепло, для коренной модернизации теплосетевого хозяйства страны остается только один путь – формирование долгосрочной (на 10 лет) федеральной (национальной) программы замены ветхих и старых трубопроводов тепловых сетей. В этой программе государство должно взять на себя роль инвестора и выделить на решение этой задачи необходимые средства. Других инвесторов вряд ли удастся найти, что подтверждается практикой уже длительное время. Рентабельность и прибыльность этого бизнеса близка к нулю и не очень привлекательна для частных компаний. Конечно, придется решать непростые вопросы, связанные с различной формой собственности существующих тепловых сетей, но, похоже, другого выхода из критической ситуации просто нет. Предлагаемая для поиска средств для инвестирования концепция «альтернативной котельной» неизбежно приведет к росту тарифов и вследствие неплатежеспособности большинства потребителей вызовет массовые неплатежи и недовольство населения.

        Требуемые объемы перекладки трубопроводов в районе 6-10 тыс.км в 2-х трубном исчислении достаточно большие. Существующие в отрасли предприятия выпускают в настоящее время суммарно не более 3000-4000 км предизолированных труб в год, правда, большинство крупных производителей недогружены и работают на 30-50% своей мощности. Для обеспечения необходимого выпуска таких труб заводам необходимо провести мероприятия по расширению выпуска. И долговременная федеральная программа должна стимулировать эти мероприятия.

         Есть еще один важнейший аспект, касающийся модернизации тепловых сетей. Практика последних лет показывает, что в области строительства тепловых сетей значительно снизилось качество строительства, а в ряде мест и качество продукции. Одной из проблем применения данной технологии в России является присутствие на рынке поставщиков трубопроводов и строительно-монтажных организаций, не обеспечивающих реально высокое качество продукции, но имеющих формально сертификат соответствия упомянутому ранее стандарту. Практика показывает, что такой сертификат в нынешних условиях можно получить, не выходя из кабинета. А основным (и часто единственным) критерием отбора победителя в тендерах на закупку труб ТСО является цена, и такие тендеры зачастую выигрывают недобросовестные поставщики. Для обеспечения высокого качества закупаемых трубопроводов необходимы изменения в положениях о тендерах, проводимых ТСО при закупках оборудования  с введением критериев, связанных с реальной сертификацией продукции в аккредитованных лабораториях и с аудитом и аттестацией производителей продукции. В связи с наблюдаемыми в последнее десятилетие несоблюдением технологии и падением качества строительства тепловых сетей не менее важная задача – это разработка процедуры допуска к работам ответственных строительных организаций, которые могут реально обеспечить требуемую ФЗ №190 «О теплоснабжении» 10-летнюю гарантию на выполненные работы. Сейчас же нередки случаи, когда ТСО вынуждены проводить ремонтные работы на ППУ трубопроводах из-за некачественных строительно-монтажных работ за свой счет в период гарантийного срока [11]. Практика и европейских стран и России свидетельствует, что 50% и более обнаруживаемых повреждений на таких сетях связаны с некачественной изоляцией стыковых соединений в период строительства [12,13]. Для обеспечения качества проведения  работ по изоляции и применяемых при этом материалов рекомендуется вспомнить предшествующий опыт Москвы, когда изоляцию стыков проводили бригады компании-производителя труб или уполномоченные ими компании. При таком подходе гарантийные обязательства будут выполняться, так как завод-производитель в отличие от небольших строительных компаний никуда не исчезнет.

Приведенный  анализ статистических данных о состоянии российского теплоснабжения не дает оснований для оптимизма в преддверии нового отопительного сезона, остается надежда, что предстоящая зима будет не очень суровой. Сохраняется и надежда, что, наконец, руководство страны безотлагательно примет решительные меры в этой жизненно-важной отрасли страны.

Список литературы:

• 1.      Теплоэнергетика и централизованное теплоснабжение России в 2014-2018 годах. Информационно-аналитический доклад ФГБУ «РЭА» Минэнерго РФ.М.2020.
• 2.     Доклад о состоянии теплоэнергетики и централизованного теплоснабжения в РФ в 2019 году. Информационно-аналитический доклад. ФГБУ «РЭА» Минэнерго России. 2020.
• 3.      Анализ состояния централизованного теплоснабжения в России в 2012-2014 г.г. Новости теплоснабжения, 2016,№6,с.6-13.
• 4.      Стратегия развития ЖКХ на период до 2035 года. Презентация.
• 5.      Кравченко В.М. Текущее состояние отрасли теплоснабжения. Новости теплоснабжения, 2016, №10, с.4-7.
• 6.    Москалев И.Л., Литвак В.В. Повреждаемость основных узлов сетей теплоснабжения городов Российской Федерации. Изв.ТПИ,Инжиниринг энергоресурсов, 2015, т.326,№7, с.70-80.
• 7.    Некрасов А.С. и др. Перспективы развития теплоснабжения России. Новости теплоснабжения, 2011, №4,с.6-14.
• 8.    СП 61.13330.2012. Свод правил «Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов» Актуализированная редакция СНиП 41-03-2003.
• 9.    СП 124.13330.2012. Свод правил «Тепловые сети» Актуализированная редакция СНиП 41-02-2003.
• 10. Ковалевский В.Б. Энергоэффективность тепловых сетей бесканальной прокладки.- Новости теплоснабжения, 2014, №5(165)
• 11. Рысс-Березарк С., Цыцеров Е. Особенности эксплуатации тепловых сетей в ППУ-изоляции. Коммунальный комплекс России, 2019, №5-6 (179-180), с.28-31.
• 12. Вандерсток Э. Контроль качества монтажа соединений предизолированных трубопроводов. Новости теплоснабжения, 2015,№1, с.37-42.
• 13.Безье Р., Норденсван Т., Сирола В. Рекомендации по подготовке и сертификации монтажников трубопроводов и монтажных организаций. Новости теплоснабжения, 2016, №3, с.38-42.