Региональное
Законодательство
Саратовской области

Постановление администрации Балашовского муниципального района от 24.03.2014 N 47-п "Об утверждении схемы теплоснабжения муниципального образования г. Балашов"

АДМИНИСТРАЦИЯ
БАЛАШОВСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА
САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 24 марта 2014 г. № 47-п

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ Г. БАЛАШОВ

В соответствии с Федеральными законами от 6 октября 2003 г. № 131-ФЗ "Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации, от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ "О теплоснабжении", постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" администрация Балашовского муниципального района постановляет:
1. Утвердить прилагаемую схему теплоснабжения муниципального образования город Балашов до 2028 года.
2. Определить единой теплоснабжающей организацией в муниципальном образовании город Балашов ООО "Тепловые сети".
3. Отделу информации, общественных отношений и работе с молодежью администрации Балашовского муниципального района (Васильева Л.А.) опубликовать данное постановление в газете "Балашовская правда", за исключением приложения.
4. Настоящее постановление вступает в силу с момента опубликования.
5. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя главы администрации Балашовского муниципального района Александрова С.Ю.

Глава администрации
Балашовского муниципального района
А.А.МОСКАЛЕВ





Приложение
к постановлению
администрации Балашовского муниципального района
от 24 марта 2014 г. № 47-п

СХЕМА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ ГОРОД БАЛАШОВ
САРАТОВСКОЙ ОБЛАСТИ

ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ

Введение


Проектирование систем теплоснабжения городов представляет собой комплексную проблему, правильное решение которой определяет масштабы необходимых капитальных вложений в эти системы. Рассмотрение проблемы начинается уже на стадии разработки генеральных планов совместно с другими вопросами городской инфраструктуры. Спрос на тепловую энергию определяется из прогноза развития города, его градостроительной деятельности, определяемой, в свою очередь, генеральным планом на период до 2028 года. Предлагаемые решения носят предварительный характер. Дается обоснование необходимости сооружения новых или расширение существующих источников тепла для покрытия имеющегося дефицита мощности и возрастающих тепловых нагрузок на расчетный срок. При этом выбор основного оборудования котельных и других источников тепловой энергии, а также трасс тепловых сетей от них производится только после технико-экономического обоснования. Основным предпроектным документом развития теплового хозяйства города являются перспективные схемы теплоснабжения, разрабатываемые на основе анализа фактических тепловых нагрузок потребителей с учетом перспективного развития на 15 лет, анализа структуры топливного баланса региона, оценки состояния существующих источников тепла и тепловых сетей и возможности их дальнейшего использования. Кроме того, обязательно рассматриваются вопросы надежности и экономичности. Обоснование рекомендуемых решений осуществляется путем технико-экономического сопоставления вариантов развития системы теплоснабжения в целом и отдельных ее частей (локальных зон теплоснабжения), сравнением эффективности по экономическим критериям (суммарные дисконтированные затраты, чистый дисконтированный доход, интегральный экономический эффект, срок окупаемости). Рекомендуемая схема теплоснабжения должна в полной мере соответствовать принципам энергосбережения, сформулированным в Федеральных законах от 23.11.2009 № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской федерации" [2], от 27.06.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" [1], и обеспечивать необходимые индикаторы и показатели энергосбережения. Схема теплоснабжения разрабатывается в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" [3], а также постановлением Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" [4]. В указанных правовых документах предписываются различные энергосберегающие мероприятия. Особое внимание уделяется использованию комбинированной выработки тепловой и электрической энергии в системах теплоснабжения, а также централизации теплоснабжения. С повышением степени централизации, как правило, повышается экономичность выработки тепла, так как уменьшаются удельные затраты и расходы по эксплуатации источников теплоснабжения, но одновременно увеличиваются начальные затраты на сооружение тепловых сетей и эксплуатационные расходы на транспорт теплоты. Централизация теплоснабжения всегда экономически выгодна при плотной застройке в пределах данного района. Комбинированная выработка тепловой и электрической энергии реализует принцип теплофикации (когенерации) и дает системную экономию топлива по сравнению с раздельным способом производства этих энергоносителей.
Технической базой разработки являются:
- генеральный план развития города;
- муниципальная целевая программа "По модернизации жилищно-коммунального хозяйства муниципального образования город Балашов 2012 - 2028 г.";
- сетевой график пообъектного ввода в эксплуатацию объектов капитального строительства в г. Балашов;
- проектная и исполнительная документация по источникам тепла, тепловым сетям (ТС), насосным станциям, тепловым пунктам;
- эксплуатационная документация (расчетные температурные графики, гидравлические режимы, данные по присоединенным тепловым нагрузкам, их видам и т.п.);
- материалы проведения периодических испытаний ТС по определению тепловых потерь и гидравлических характеристик;
- конструктивные данные по видам прокладки тепловых сетей и типам применяемых теплоизоляционных конструкций, а также срокам эксплуатации;
- материалы по энергетическим характеристикам систем транспорта тепловой энергии;
- данные технологического и коммерческого учета потребления топлива, отпуска и потребления тепловой энергии, теплоносителя, электроэнергии, измерений (журналов наблюдений, электронных архивов) по приборам контроля режимов отпуска и потребления топлива, тепловой электрической энергии и воды (расход, давление, температура); документы по хозяйственной и финансовой деятельности (действующие нормы и нормативы, тарифы и их составляющие, лимиты потребления, договоры на поставку топливно-энергетических ресурсов (ТЭР)) на пользование тепловой энергией, водой, данные их потребления и расхода на собственные нужды, по потерям;
- статистическая отчетность организации о выработке и отпуске тепловой энергии и использовании ТЭР в натуральном и стоимостном выражении.
Перспективная схема теплоснабжения муниципального образования город Балашов разработана для обеспечения надежного и качественного теплоснабжения потребителей при соблюдении норм вредного воздействия на окружающую среду с учетом прогноза развития городского образования на 15 лет. Схема теплоснабжения определит стратегию и единую политику в жилищно-коммунальном хозяйстве муниципального образования город Балашов до 2028 года.
Обосновывающие документы содержат материалы по развитию систем и объектов в соответствии с потребностями жилищного и промышленного строительства, повышение качества производимых для потребителей коммунальных услуг, улучшение экологической ситуации.
Проведен анализ существующего состояния системы теплоснабжения г. Балашов на основании данных, полученных от теплоснабжающей организации и местной администрации. Составлены существующие и перспективные балансы энергоносителей, определены основные технические характеристики и экономика системы. По результатам анализа существующей схемы теплоснабжения определены основные недостатки и сформулированы проблемы, решение которых позволяет разработать перспективную схему.
Основные задачи при разработке схемы теплоснабжения:
- инженерно-техническая оптимизация системы теплоснабжения;
- взаимосвязанное перспективное планирование развития системы теплоснабжения;
- обоснование мероприятий по комплексной реконструкции и модернизации;
- повышение надежности и качества предоставления коммунальных услуг;
- совершенствование механизмов развития энергосбережения и повышение энергоэффективности коммунальной инфраструктуры;
- повышение инвестиционной привлекательности коммунальной инфраструктуры муниципального образования;
- обеспечение сбалансированности интересов субъектов коммунальной инфраструктуры и потребителей.
Основанием для разработки схемы теплоснабжения являются соответствующие Федеральные Законы, приказы и постановления министерств, региональные и муниципальные программы (см. список использованных источников).
Информативной базой для проведения технико-экономических расчетов являются данные, предоставленные администрацией муниципального образования город Балашов.
Схемные и другие решения в полной мере соответствуют действующим нормативным документам.

Глава 1. СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В СФЕРЕ ПРОИЗВОДСТВА,
ПЕРЕДАЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

1.1. Функциональная структура системы теплоснабжения

Город Балашов расположен на восточной окраине Омско-Донской равнины, на реке Хопер (приток Дона), на высоте 140 м над уровнем моря на пересечении железнодорожных линий Тамбов - Камышин и Поворино - Пенза, в 210 км к западу от Саратова. Климат Балашова умеренно-континентальный. Для города характерны длительная (около четырех месяцев), умеренно холодная зима и жаркое, часто засушливое лето.
Среднегодовая скорость ветра - 3,8 м/с.
Средняя годовая температура - +6,9 °C.
Среднегодовая влажность воздуха - 70 %.
Глубина промерзания грунтов - 1,5 м.
Климатические характеристики г. Балашов приводятся в соответствии с данными СНиП-23-01-99 [29] и представлены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Климатические характеристики г. Балашов

№ п/п
Наименование
Параметр
Климатические параметры холодного периода года
1.2
Температура воздуха наиболее холодных суток, °C,

обеспеченностью 0,98
- 34
обеспеченностью 0,92
- 33
1.3
Температура воздуха наиболее холодной пятидневки, °C,

обеспеченностью 0,98
- 30
обеспеченностью 0,92
- 27
1.4
Температура воздуха °C, обеспеченностью 0,94
- 16
1.5
Абсолютно минимальная температура, °C
- 37
1.6
Средняя суточная амплитуда температуры воздуха наиболее холодного месяца, С
6,9
1.7
Продолжительность периода со средней суточной температурой воздуха, сут.

<= 0 °C,
142
<= 8 °C,
196
<= 10 °C,
210
1.8
Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее холодного месяца, %
82 %
1.9
Средняя месячная относительная влажность воздуха в 15 час. наиболее холодного месяца, %
82 %
1.10
Средняя скорость ветра, м/с за период со средней суточной температурой воздуха <= 8 °C
4,4
2. Климатические параметры теплого периода года
2.1
Барометрическое давление, гПа
1000
2.2
Температура воздуха °C

обеспеченностью 0,95
25
обеспеченностью 0,98
29
2.3
Средняя максимальная температура воздуха наиболее теплого месяца, С
26,7
2.4
Абсолютная максимальная температура воздуха, °C
40
2.5
Средняя суточная амплитуда температуры воздуха наиболее теплого месяца, °C
12
2.6
Средняя месячная относительная влажность воздуха наиболее теплого месяца, %
63
2.7
Количество осадков за апрель - октябрь, мм, %
310
2.8
Средняя месячная относительная влажность воздуха в 15 ч. наиболее теплого месяца, %
44

Система теплоснабжения муниципального образования город Балашов имеет в своем составе 19 котельных, 14 ТП, 1 ЦТП и тепловые сети протяженностью 66,7 км. Теплоснабжающие предприятия осуществляют свою деятельность в соответствии с законодательством, действующим на территории Российской Федерации, актами органов местного самоуправления и внутренними Уставами. Предметом деятельности теплоснабжающих предприятий является:
- обеспечение надежного и бесперебойного теплоснабжения потребителей, которые подключены к тепловым сетям и котельным предприятий;
- обеспечение надлежащего технического состояния тепловых сетей, котельных и инженерных сооружений, находящихся на балансе предприятий.
Основными теплоснабжающими организациями муниципального образования город Балашов являются МУП "Комплекс" и ООО "Теплосети", которые обеспечивают тепловые нагрузки отопления и горячего водоснабжения (ГВС) жилых и общественных зданий. Паровые нагрузки отсутствуют. Существующая присоединенная тепловая нагрузка в соответствии с "Техническим заданием на разработку схемы теплоснабжения муниципального образования город Балашов на период с 2013 по 2028 годы" составляет 167,49 Гкал/ч.
Теплоснабжение жилой и общественной застройки на территории г. Балашов осуществляется по смешанной схеме. Основная часть многоквартирного жилого фонда, крупные общественные здания, некоторые производственные и коммунально-бытовые предприятия подключены к централизованной системе теплоснабжения, в которой в качестве источника используются котельные МУП "Комплекс" и ООО "Теплосети".
Для обеспечения небольших тепловых нагрузок удаленных потребителей города применяется децентрализованная система теплоснабжения на базе газовых котельных малой мощности и индивидуальных теплогенераторов (ИТГ). Индивидуальная жилая застройка, а также часть мелких общественных и коммунально-бытовых потребителей оборудованы автономными газовыми теплогенераторами. Для горячего водоснабжения указанных потребителей используются проточные газовые водонагреватели, двухконтурные отопительные котлы и электрические водонагреватели.
Функциональная структура централизованного теплоснабжения города представляет собой разделение по видам деятельности производства и передачи тепловой энергии до потребителя (рис. 1.1).

Рис. 1.1 - Функциональная структура
системы теплоснабжения города (не приводится)

По данным администрации Балашовского муниципального района к централизованной системе подключено около 55 % тепловой нагрузки потребителей города. Из этой величины 34 % тепловой нагрузки обеспечивает котельная МУП "Комплекс", 18 % - котельные, принадлежащие ООО "Теплосети", 23 % - котельные ОАО "РЭУ". Остальная нагрузка покрывается мелкими котельными.
Сведения о котельных, находящихся в эксплуатации теплоснабжающих организаций, представлены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Котельные и теплоснабжающие организации

п/п
Наименование источника
Расположение
Организация
1
Котельная МУП "Комплекс"
ул. Энтузиастов, д. 1
МУП "Комплекс"
2
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1
г. Балашов-3
ОАО "РЭУ"
3
Котельная Районная
ул. 30 лет Победы, 171
ООО "Теплосети"
4
Котельная № 1
ул. Красина, 97
5
Котельная № 5
ул. Нефтяная, 50а
6
Котельная № 7
ул. К. Маркса, 9
7
Котельная № 20
Ртищевское шоссе, 7
8
Котельная № 21
ул. Зюльковского, 89
9
Котельная № 23
ул. Привокзальная, 15
10
Котельная № 25
ул. Автомобилистов, 9
11
Котельная № 27
ул. Астраханская, 79
12
Котельная № 28
ул. Озерная, 49а
12
Котельная № 28
ул. Энергетическая, 6
13
Котельная № 29
Советская, 145
14
Котельная Рембазы
ул. Титова, 40
15
Котельная ГАОУСПО (медицинское училище)
ул. Пугачевская, 328
16
Котельная ДЮСШ
ул. Строителей, 4
17
Котельная ФГБОУ ВПО
ул. Советская, 141
18
Котельная ФГБОУ ВПО
ул. Строителей, 4
19
Котельная СОШ № 11
ул. Урицкого, 13

Децентрализованная система теплоснабжения включает индивидуальные теплогенераторы, которыми покрывается до 45 % тепловой нагрузки. На рис. 1.2 представлено соотношение нагрузок систем теплоснабжения г. Балашов.

Рис. 1.2 - Соотношение нагрузок
систем теплоснабжения г. Балашов (не приводится)

В качестве теплоносителя предприятием ООО "Теплосети" используется горячая сетевая вода с расчетным температурным графиком 130/70 °C, 95/70 °C. Нагрев сетевой воды осуществляется в водогрейных котлах. При расчетной температуре наружного воздуха суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка составляет 86,07 Гкал/ч, при этом доля отопительной нагрузки - 86 %, ГВС - 14 %. Низкая доля нагрузки ГВС объясняется наличием индивидуальных водонагревателей в зданиях малоэтажной застройки. Обеспечение потребителей горячим водоснабжением в централизованной системе осуществляется преимущественно по закрытой схеме с линией циркуляции через установленные в центральных тепловых пунктах (ЦТП) теплообменники. Подключение систем отопления к тепловым сетям осуществляется по зависимой схеме. Теплоноситель, нагреваемый в теплоисточнике и транспортируемый по тепловым сетям, поступает непосредственно в отопительные системы зданий.
ВМУП "Комплекс" в качестве теплоносителя используется горячая сетевая вода с расчетным температурным графиком 102/70 °C. Нагрев воды для отопления осуществляется в водогрейных и паровых котлах либо с помощью промежуточных теплообменников, установленных в котельных и тепловых пунктах (ТП). При расчетной температуре наружного воздуха суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка составляет 51,5 Гкал/ч.
Котельная предприятия ОАО "РЭУ" служит источником тепловой энергии в виде ГВС и отопления для жилых и общественных зданий военного городка.

1.2. Источники теплоснабжения

Источниками системы теплоснабжения города являются девятнадцать действующих котельных, три из которых имеют присоединенную нагрузку, составляющую 23 - 31 % от суммарной тепловой нагрузки системы теплоснабжения. Расположение котельных показано на опорном плане города 2013 года [21] (рис. 1.3).

Рис. 1.3 - Расположение источников
на территории г. Балашов (не приводится)

Соотношение присоединенных тепловых нагрузок котельных показано на рис. 1.4.

Рис. 1.4 - Относительная тепловая нагрузка
источников теплоты г. Балашов (не приводится)

Далее рассмотрены общие характеристики каждого источника теплоснабжения.
Установленная мощность котельных составляет 464,66 Гкал/ч, присоединенная нагрузка - 167,5 Гкал/ч. В табл. 1.3 представлены данные по установленной и присоединенной нагрузке котельных ООО "Теплосети" и МУП "Комплекс", ОАО "РЭУ".

Таблица 1.3

Установленная и присоединенная мощность котельных

N
Наименование источника
Присоединенная нагрузка
Установленная мощность
Коэффициент использования мощности
Гкал/ч
1
Котельная МУП "Комплекс"
51,567
252,5
0,204
2
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
29,9
53,65
0,557
3
Котельная Районная
37,965
65,6
0,579
4
Котельная № 1
6,366
10,3
0,618
5
Котельная № 5
4,21
4,835
0,871
6
Котельная № 7
2,421
4,79
0,505
7
Котельная № 20
2,037
3,75
0,543
8
Котельная № 21
2,194
7,32
0,300
9
Котельная № 23
7,801
17,92
0,435
10
Котельная № 25
6,872
9
0,764
11
Котельная № 27
2,86
5,7
0,502
12
Котельная № 28
0,043
0,043
1,00
13
Котельная Рембазы
10,328
26,04
0,397
14
Котельная на ул. Энергетическая
0,043
0,043
1,00
15
Котельная ГАОУСПО (медицинское училище)
0,2
0,2
1,00
16
Котельная ДЮСШ
0,75
0,75
1,00
17
Котельная ФГБОУ ВПО
1,2
1,2
1,00
18
Котельная ФГБОУ ВПО
0,75
0,75
1,00
19
Котельная СОШ № 11
0,03
0,03
1,00

ИТОГО
167,494
464,421
0,361

Установленная мощность и присоединенная нагрузка каждой котельной показаны на рис. 1.5 и рис. 1.6.

Рис. 1.5 - Установленные мощности
и присоединенные нагрузки котельных (не приводится)

Рис. 1.6 - Установленные мощности
и присоединенные нагрузки котельных (не приводится)

Видно, что средняя загрузка котельных составляет 36 %. Котельная МУП "Комплекс" имеет низкую загрузку (18 %), на котельных ОАО "Теплосети" также имеется резерв тепловой мощности. Источники с дефицитом тепловой мощности отсутствуют, поэтому имеется возможность для присоединения дополнительных тепловых нагрузок.
Характеристики котельного парка и основного оборудования котельных представлены в табл. 1.4 и 1.5.

Таблица 1.4

Характеристики котельного парка

N
N
Адрес
Вид топл.
Теплоноситель
Марка котлов
Марка горелок
Мощность котла, Гкал/час
Кол-во котлов
1
Котельная Районная
ул. 30 лет Победы, 171
газ
вода пар
КВ-ГМ-20 зав. № 7430, рег. № 6367 КВ-ГМ-20 зав. № 7431, рег. № 6365 КВ-ГМ-20 зав. № 7556, рег. № 6364 ДЕ-10-14гм зав. № 52599, рег. № 6366
РГМГ-20
20
3
ГМ-7
5,6
1
2
Котельная № 1
ул. Красина, 97
газ
вода
КВЖ-4,0Г, зав № 6743, № 6878 КВ-Г-4-115Н, зав № 7171
ГГВ-350
3,45
2

3,4
1
3
Котельная № 5
ул. Нефтяная, 50а
газ
вода пар
К СВа-2,5 ГС, зав № 26, зав № 27 КГ-Ф-1000
ГБ-2,7
2,15
2
ГБ-Ф-0,85
0,535
1
4
Котельная № 7
ул. К. Маркса, 9
газ
вода пар
КСВа-2,5Гс, зав № 3, зав № 10 Д 721Г-Ф, зав № 1
ГБ-2,7
2,15
2
ГБ-Ф-0,85П
0,487
1
5
Котельная № 20
Ртищевское шоссе, 7
газ
вода
Неделяева
БИГ-2-16
1,25
3
6
Котельная № 21
ул. Зюльковского, 89
газ
пар вода
ДКВР-10-13 зав. № 5337, рег. № 6059 КСВа-1
ГМГ-4 (2 шт.)
5,6
1
ГБ-1,2
0,86
2
7
Котельная № 23
ул. Привокзальная, 15
газ
пар
ДЕ-16 зав. № 31082, рег. № 6623 ДЕ-16 зав. № 31079, рег. № 6624
ГМ-10
8,96
2
8
Котельная № 25
ул. Автомобилистов, 9
газ
пар вода
ДЕ 10-14ГМ зав. № 61513, рег. № 6664 КВ-Г-4-115Н
ГМ-7 Н
5,6
1
ГГВ-350 Н
3,4
1
9
Котельная № 27
ул. Астраханская, 79
газ
пар вода
ДКВР-2,5, зав. № 7846, рег. № 5589 КСВа-2,5 ГС, зав № 30, № 31
ГМГ -
1,4
1
1,5 М 2 шт.
2,15
2
10
Котельная № 28
ул. Озерная, 49а
газ
вода
"Хопер - 50"
-
0,043
1

Котельная № 28
ул. Энергетическая, 6
газ
вода
"Хопер - 50"
-
0,043
1
11
Котельная Рембаза
Ул. Титова, 40
газ
вода
ДКВР-10/13 зав № 8883 рег № 6819 ДКВР-10/13 зав № 8894 рег № 6821 ДКВР-10/13 зав № 9013 рег № 6822 ДКВР-10/13 зав № 9495 рег № 6820 ДКВР-6,5/13 зав № 6341 рег № 6818
-
5,6
4

3,64
1
12
Котельная № 29
Советская, 145
газ
вода
"Хопер-100"
-
0,086
2
13
Котельная МУП "Комплекс"
ул. Энтузиастов, д. 1
газ
вода
К-50-14 - 50 ПТВМ-30М
-

3
30
5
14
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
г. Балашов-3
газ
вода
ДКВР-6,5/13 КВГМ-20/150
-
4,55
3
20
2
15
Котельная ГАОУСПО (медицинское училище)
ул. Пугачевская, 328
газ
вода
-
-
1
1
16
Котельная ДЮСШ
ул. Строителей, 4
газ
вода
-
-
1
1
17
Котельная ФГБОУ ВПО
ул. Советская, 141
газ
вода
-
-
1
1
18
Котельная ФГБОУ ВПО
ул. Строителей, 4
газ
вода
-
-
1
1
19
Котельная СОШ № 11
ул. Урицкого, 13
газ
вода
-
-
1
1

Таблица 1.5

Характеристика основного оборудования

Наименование источника
Марка котлов
Год ввода в эксплуатацию
КПД
Техническое состояние
Районная
КВ-ГМ-20
1991
0,84
Удовлетворительное
ДЕ-10-14гм
1991
№ 1
КВЖ-4,0Г
1997
0,82
Удовлетворительное
КВ-Г-4-115Н
2007
№ 5
КСВа-2,5 ГС
1997
0,84
Удовлетворительное
КГ-Ф-1000
1998
№ 7
КСВа-2,5Гс
1997
0,82
Удовлетворительное
Д721Г-Ф
1997
№ 20
Неделяева
1994
0,82
Удовлетворительное
№ 21
ДКВР-10-13
1985
0,82
Удовлетворительное
КСВа-1
1999
№ 23
ДЕ-16
1982
0,84
Удовлетворительное
№ 25
ДЕ 10-14ГМ
1988
0,84
Удовлетворительное
КВ-Г-4-115Н
2003
№ 27
ДКВР-2,5
1983
0,84
Удовлетворительное
КСВа-2,5 ГС
1997
№ 28
"Хопер-50"
2003
0,82
Удовлетворительное

"Хопер-50"
2005
0,82
Удовлетворительное
Рембаза
ДКВР-10/13 зав № 8883 рег № 6819
1968
0,82
Удовлетворительное
ДКВР-10/13 зав № 8894 рег № 6821
1967
ДКВР-10/13 зав № 9013 рег № 6822
1980
ДКВР-10/13 зав № 9495 рег № 6820
1980
ДКВР-6,5/13 зав № 6341 рег № 6818
1980
№ 29
"Хопер-100"
2004
0,82
Удовлетворительное
Котельная МУП "Комплекс"
К-50-14 - 50
1967 - 1971
0,89
Удовлетворительное
ПТВМ-30М
1978 - 1981
0,9
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
ДКВР-6,5/13
1969 - 1979
0,9
Удовлетворительное
КВГМ-20/150
1993
0,92

Анализируя данные, представленные в табл. 1.4, следует отметить, что в эксплуатации находятся водотрубные котлоагрегаты большой мощности и газовые жаротрубные котлы (ГЖК) единичной мощностью 0,5 - 4,0 МВт.
Современным оборудованием отечественного производства (котлы КВ-Г-4-115НОАО Сарэнергомаш) и ("Хопер-50" ОАО Борисоглебский котельно-механический завод) оснащены котельные на ул. Красина, 97 и ул. Энергетическая.
Распределение установленных мощностей котельных по годам ввода их в эксплуатацию показано на рис. 1.7.

Рис. 1.7 - Ввод тепловых мощностей
котельных в эксплуатацию по годам (не приводится)

Из рисунка видно, что 62 % мощностей введено в эксплуатацию в период 67 - 80-е годы и только 2 % находится в эксплуатации с 2000 по 2007 гг. Большая часть котельного парка морально и физически изношена.
В табл. 1.6 представлены расчетные тепловые нагрузки по видам теплопотребления и годовая выработка за 2012 г. Соотношение нагрузок на отопление и горячее водоснабжение показано на рис. 1.8.

Таблица 1.6

Расчетное теплопотребление по видам нагрузок

N
Наименование источника
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Выработка, Гкал/год за 2012 год
Отопление
ГВС
Всего
ГВС
Отопление
1
Котельная МУП "Комплекс"
45,38
6,187
129443,21
15529,37
113903,8
2
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
23,5
6,4
75049
16064
58985
3
Котельная Районная
33,55
4,415
104732
18200
86532
4
Котельная № 1
5,189
1,177
19443,9
5631,9
13812
5
Котельная № 5
3,134
1,076
11615,9
3273,6
8342,3
6
Котельная № 7
2,286
0,135
6600,4
515,1
6085,3
7
Котельная № 20
0,82
1,217
5112,87
3054,67
2058,2
8
Котельная № 21
2,036
0,158
6023,7
602,7
5421
9
Котельная № 23
7,115
0,686
21410,4
2470
18940,4
10
Котельная № 25
6,7
0,172
17248,72
431,72
16817
11
Котельная № 27
2,46
0,4
7178,6
1004
6174,6
12
Котельная № 28
0,043
-
-
-
-
13
Котельная Рембазы
9,4
0,928
25923,28
23594
2329,28
14
Котельная на ул. Энергетическая
0,043
0
107,93
0
107,93
15
Котельная ГАОУСПО (медицинское училище)
0,2
0
502
0
502
16
Котельная ДЮСШ
0,412
0,338
1882,5
848,38
1034,12
17
Котельная ФГБОУ ВПО
1,02
0,18
3012
451,8
2560,2
18
Котельная ФГБОУ ВПО
0,412
0,338
1882,5
848,38
1034,12
19
Котельная СОШ № 11
0,03
0
75,3
0
75,3

ИТОГО
143,687
23,807
437234,17
92519,62
344714,55

Весь отпуск тепла от источников является расчетной величиной. Распределение расчетной тепловой нагрузки по видам теплопотребления показано на рис. 1.8.

Рис. 1.8 - Доли нагрузок отопления и ГВС (не приводится)

Удельные показатели экономичности работы котельных показаны в табл. 1.7.

Таблица 1.7

Удельные показатели экономичности работы котельных в 2012 г.

Наименование источника
Удельный расход э/э на выработку теплоты, кВт-ч/Гкал
Удельный расход топлива на выработку кгу.т./Гкал
Котельная МУП "Комплекс"
34,73
162,5
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
33,21
161,8
Котельные ООО "Теплосети"
14,18
154,1

Анализируя данные табл. 1.5 и 1.7, видим, что котельные имеют достаточно высокие усредненные КПД. Тем не менее следует указать также превышение удельного расхода электроэнергии на выработку теплоты по сравнению с нормативным.
Перечень и характеристики вспомогательного оборудования котельных представлены в табл. 1.8 и 1.9.

Таблица 1.8

Характеристики насосного оборудования котельных

Наименование оборудования
Марка насоса/электродвигателя
Мощность, кВт
Количество
Дата монтажа
Районная котельная
Сетевой насос воды
ЦН 400-105/ 4АМН31554У3
200
3
1992
Сетевой насос (летний)
1Д315-71/4АМН225М2У3
90

1992
Циркуляционный насос (летний сетевой)
К200-315/5А200Ь4У3
45

1992
Насос сетевой
Д500-63/ М280-М
11

1992
Циркуляционный насос (резерв)
Д320-50/4А250Б4
75

1992
Насос подпиточный.
К80-50-00/4АМ132М2
11

1992
Насос подпиточный
К90/55а/МО160М-2
18,5

1992
Насос рабочей воды
К45-30/АИРМ112У3,
7,5

1992
Насос рабочей воды
К80-50-200/АИР160Б2
15

1992
Котельная № 1
Сетевой насос
К-100-150-250
30

1997
Сетевой насос
К200-150-315
45

2004
Сетевой насос
1Д315-50
90

1997
Сетевой насос
К100-65-160
7,5

2004
Насос сырой воды № 1
К80-50-200
11

1997
Насос сырой воды № 2
К90-35
15

1997
Насос подпитки теплосети № 3
3К65-50-160
5,5

1997
Насос горячей воды № 8
К100-65-200
22

1977
Насос горячей воды № 9
К100-65-200
15

1977
Питательный насос № 10
ЦНСГ4-160
5

1955
Насос сырой воды № 1
К80-50-200
11

1997
Соляной насос № 1
К-45-30
11

1977
Питательный насос
ЦНСГ38-154
30

-
Котельная № 5
Насос
Д-315-50
11
1
1997
Насос холодной воды
К20/30
3
1
1997
Насос горячей воды
К45/30
1,1
1
1997
Насос сетевой
К290/1
37
1
2005
Насос сетевой
UPS 65-120

2
1997
Насос горячей воды
К 45/50
15
1
1997
Насос подпиточный
ВК-4/28Ац2
18
1
1997
Насос подпиточный
К20/30
4
1
1997
Насос соляной
ХМ 8/40
4
1
2000
Насос питательный
К8/18
1,5
1
2000
Котельная № 7
Насос сетевой
К200-150-315
11


Насос сетевой
1Д-315-50
55


Насос сетевой
Д-315-50
45


Насос подпиточный
КМ50-32-125
2,2


Насос подпиточный
К20/30
4


Насосы горячей воды
К50-32-125
2,2


Насосы горячей воды
К-80-60-200
14,5


Насос соляной
ХМ8-40
3,0


Насос соляной
К20/30
4,0


Котельная № 20
Насосный агрегат сетевой (летний) № 1
К45/30
5,5
1
1994
Насосный агрегат сетевой № 2
КМ 100-65-200
5,5

2006
Насосный агрегат сетевой № 3
К 90/85
11

1994
Насос для горячего водоснабжения № 2
-
11

1997
Насос для горячего водоснабжения № 1
КМ80-50-200
15

1997
Насос холодной воды
К20/30
5,5

2005
Котельная № 21
Сетевой насос
Д 320/50
75

1999
Сетевой насос
Д 320/50
30

1999
Сетевой насос
К 90/85
37

1999
Сетевой насос
К90/20
-

-
Насос горячей воды
3КМ6
22

1986
Насос горячей воды
К85/6
30

1986
Насос холодной воды
К45/30
5,5

1986
Солевой насос
1,5Х6Л1
4

1986
Мазутный насос
Ш80-6
7,5

2000
Глубинный насос
ЭЦВ 6-10-185
6

1986
Котельная № 23
Сетевой насос
№ K150-315/314
37

2011
Сетевой насос электродвигателем
Ш125-250-266
30

2005
Насос сетевой
6К-8
22

2011
Насос сетевой
К100/65-250
7,5

2009
Насос питательный
ЦНСГ-38-110
22

2007
Подпиточный насос
К20/30
4

1982
Питательный насос
ЦНС22-262
37

1982
Питательный насос № 3
-
17

1982
Насос горячей воды
КМ90/35
18

1982
Насос горячей воды
К100-65-200
30

1982
Перекачивающий насос сырой воды № 1
К45/30
7,5

1982
Перекачивающий насос сырой воды № 2
К45/30
7,5
1
1982
Насос сырой воды
КМ 80
22
2
1982
Насос конденсатный
К20/30
5,5
1
1982
Насос для соленого раствора
К50-32-125
4
1
1982
Насос перекачивающий для мазута
НМШ 4/25
5,5
2
1982
Насос, перекачивающий между приемными емкостями
-
5,5
1
1982
Котельная № 25
Насос питательный
ЦНСГ-38/220
45
1
1985
Насос горячего водоснабжения
3КМ6
-
1
1985
Насос паровой
ПВД-16125
-
1
1985
Насос сетевой
К200-150-315
45
1
2001
Насос сетевой
GRU № DFOS
22
1
2003
Насос подпиточный
К90/20
7,5
1
2003
Насос горячей воды
К 80-50-200
15
1
2000
Насос подпитки системы отопления
К8/18
1,5
1
1985
Насос холодной воды
К20/30
7,5
1
1985
Насос холодной воды
К90/55
2,2
1
1985
Котельная № 27
Насос горячего водоснабжения с эл. двиг. кВт
К45/30
7,5
3
-
Насос сетевой
К90/55
18,5
1
-
Насос сетевой
К160/20
15
1
-
Насос питательный
ЦНСГ 38-154
30
1
-
Насос холодной воды
К80-60-100
11
1
-

Котельная № 28



Насос сетевой
GRUNDFOST
-
1
2003
ЦТП Рембаза
Насос
К90/55
22
5
1988
Насос
К90/35
15
4
1988
Насос ХВО
4А160
15
1
2008
Насос центробежный консольный
К8/18

1
2003
Электронасос погружной
ГНОМ 10-10Т

1
2003

Таблица 1.9

Характеристики тягодутьевых устройств

Наименование оборудования
Марка насоса/электродвигателя
Мощность, кВт
Количество
Дата монтажа
Районная котельная
Дымосос
ДН-17/4А280S8
55
3
1992
Вентилятор
ВДН-12,5У/4АМ200Ь6
30
3
1992
Котельная № 5
Дымосос
ДН-9
11
2
1997
Котельная № 7
Дымосос
ВДН-9
11
2
1997
Котельная № 21
Дымосос
ДН-12,5
30
1
1985
Котельная № 23
Вентилятор № 1
ВДН-11,2
30
1
1982
Вентилятор № 2
ВДН-9
30
1
1982
Дымосос
ДН-12,5
30
2
1982
Котельная № 25
Вентилятор
ВДН 10/1500
22
2
1985
Дымосос
ДН-10
30
2
1985
Котельная № 27
Дымосос
ВДН-9
15
1
-
Дымосос
ВДН-9
22
1
-
Дымосос
ДН-10
11
1
-

Среднегодовая загрузка оборудования по тепловой нагрузке.
При производстве и передаче теплоты затрачивается электроэнергия на привод вспомогательного и насосного оборудования котлоагрегатов. Суммарная величина потребляемой электроэнергии всей системой теплоснабжения представлена в табл. 1.10 и показана на рис. 1.9.

Таблица 1.10

Потребление электроэнергии в целом
по тепловым сетям 2010 - 2012 г.

Период
Потребление электроэнергии, кВт-ч
2010 г.
3146332
2011 г.
2896922
2012 г.
3083290

Рис. 1.9 - Потребление электроэнергии вспомогательным
оборудованием котельных системы теплоснабжения
(не приводится)

Фактические данные по годовой загрузке оборудования котельных (в том числе в период зимнего максимума потребления тепловой энергии) за 2010 - 2012 г. представлены в табл. 1.11 и показаны на рис. 1.10 - 1.23.

Таблица 1.11

Среднегодовая загрузка оборудования котельных

Котельная РК
Период
Суммарная выработка, Гкал

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
21507,4
20398,9
19839,4
Февраль
18579,4
18520,5
19459,9
Март
16235,7
16235,7
14378,2
Апрель
6650,7
6650,7
6703,6
Май
955,6
0
0
Июнь
955,6
0
0
Июль
418,8
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
7696,0
7696,0
7534,0
Ноябрь
13107,6
14418,4
12670,7
Декабрь
17184,2
17184,2
17621,2
Итого
103291,0
101104,4
98207,0
Котельная № 1

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
2833,7
2807,5
2389,2
Февраль
2581,1
2609,7
2617,3
Март
2378,7
2378,7
2106,6
Апрель
1031,0
1031,0
1039,2
Май
446,1
0
0
Июнь
448,3
0
0
Июль
159,3
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
1170,6
1170,6
1146,0
Ноябрь
2087,5
2087,5
2017,9
Декабрь
2539,6
2539,6
2264,5
Итого
15675,9
14624,6
13580,7
Котельная № 5

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
1906,6
1951,4
1660,6
Февраль
1727,0
1765,1
1770,2
Март
1657,2
1657,2
1467,6
Апрель
598,7
598,7
641,4
Май
301,1
37,9
0
Июнь
186,8
0
0
Июль
63,4
0
0
Август
327,2
0
0
Сентябрь
327,2
0
0
Октябрь
766,6
766,6
750,5
Ноябрь
1398,0
1398,0
1351,4
Декабрь
1774,0
1774,0
1581,8
Итого
11033,8
9948,9
9223,5
Котельная № 7

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
1773,2
1171,1
1102,5
Февраль
1419,4
1181,1
1184,5
Март
1058,1
1058,1
1030,8
Апрель
466,9
466,9
470,6
Май
45,6
0
0
Июнь
45,6
0
0
Июль
16,1
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
518,0
518,0
507,1
Ноябрь
893,8
893,8
864,0
Декабрь
1177,7
1177,7
1207,6
Итого
7414,4
6466,7
6367,1
Котельная № 20

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
765,8
696,9
644,6
Февраль
662,2
682,6
713,1
Март
526,9
685,0
536,6
Апрель
246,3
320,2
248,2
Май
237,1
0
0
Июнь
237,1
0
0
Июль
84,1
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
301,6
301,6
295,3
Ноябрь
476,7
619,7
460,8
Декабрь
552,8
552,8
591,4
Итого
4090,6
3858,8
3490,0
Котельная № 21

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
0
0
0
Февраль
872,3
0
0
Март
0
0
0
Апрель
300,5
73,7
74,3
Май
250,4
0
0
Июнь
257,3
0
0
Июль
95,2
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
313,4
0
0
Ноябрь
0
0
2,8
Декабрь
0
0
0
Итого
2089,1
73,7
77,1
Котельная № 23

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
6851,5
5806,9
5311,2
Февраль
5149,6
5296,6
6070,8
Март
4915,6
4915,6
4353,2
Апрель
1735,4
1962,2
1977,8
Май
0
0
0
Июнь
0
0
0
Июль
0
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
2081,7
2395,1
2344,7
Ноябрь
4120,9
4120,9
3980,7
Декабрь
5321,2
5321,2
4744,8
Итого
30175,9
29818,5
28783,2
Котельная № 25

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
3574,6
2819,9
2742,5
Февраль
2936,1
2775,1
2904,1
Март
2457,9
2457,9
2176,7
Апрель
1038,9
1038,9
1047,2
Май
89,1
0
0
Июнь
89,3
0
0
Июль
31,5
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
1188,8
1188,8
1163,8
Ноябрь
1976,8
2174,5
1910,9
Декабрь
2612,9
2612,9
2679,4
Итого
15995,9
15068,0
14624,6
Котельная № 27

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
1379,1
1368,3
1164,4
Февраль
1245,0
1233,0
1236,6
Март
1148,1
1148,1
1016,7
Апрель
479,4
479,4
483,2
Май
109,3
0
0
Июнь
92,1
0
0
Июль
36,0
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
565,2
565,2
553,3
Ноябрь
960,5
960,5
928,5
Декабрь
1245,1
1245,1
1110,2
Итого
7259,8
6999,6
6492,9
Котельная № 28

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
14,6
15,3
14,1
Февраль
13,1
13,1
14,3
Март
10,9
14,2
11,7
Апрель
4,6
5,5
4,6
Май
0
0
0
Июнь
0
0
0
Июль
0
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
5,5
5,5
5,4
Ноябрь
9,0
10,8
8,7
Декабрь
11,9
11,9
13,8
Итого
69,6
76,3
72,6
Котельная № 28 (ул. Энергетическая, 6а)

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
14,3
15,2
12,9
Февраль
10,9
13,0
11,8
Март
9,1
10,9
9,7
Апрель
3,8
4,6
3,8
Май
0
0
0
Июнь
0
0
0
Июль
0
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
4,5
4,5
4,3
Ноябрь
7,5
7,5
7,3
Декабрь
9,9
9,9
8,8
Итого
60,0
65,6
58,6
Котельная "Рембаза"

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
0
6067,1
5624,4
Февраль
0
5513,4
5770,6
Март
0
5635,6
4773,9
Апрель
0
2082,5
1749,3
Май
0
0
0
Июнь
0
0
18850,4
Июль
0
0
0
Август
0
0
0
Сентябрь
0
0
0
Октябрь
2548,6
2548,6
2495,9
Ноябрь
3758,9
4510,7
3633,6
Декабрь
5379,4
5379,4
5756,0
Итого
11686,9
31737,3
48654,1
Котельная МУП "Комплекс"

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь


8314,223
Февраль


7798,40
Март


7155,92
Апрель


3725,44
Май


1407,248
Июнь


1405,628
Июль


1367,248
Август


1367,248
Сентябрь


1405,628
Октябрь


4211,7
Ноябрь


6460,152
Декабрь


7798,292
Итого


50837,458








Котельная ОАО "РЭУ"

2010 г.
2011 г.
2012 г.
Январь
12660,19
9195,368
8782,368
Февраль
10636,75
10639,2
11522,04
Март
9715,486
9593,465
10318,17
Апрель
5332,313
1726,66
5351,84
Май
2185,188
2172,382
1769,715
Июнь
1707,007
1879,319

Июль
1028,715
1152,132

Август
1224,91
1733,569

Сентябрь
2026,021
2102,771

Октябрь
5917,625
4839,882
4833,701
Ноябрь
6735,042
8516,632
7839,028
Декабрь
10738,89
11181,24
11297,9
Итого
69908,13
64732,62
54656,16

Рис. 1.10 - Загрузка оборудования Районной котельной
(не приводится)

Рис. 1.11 - Загрузка оборудования Котельной № 1
(не приводится)

Рис. 1.12 - Загрузка оборудования Котельной № 5
(не приводится)

Рис. 1.13 - Загрузка оборудования Котельной № 7
(не приводится)

Рис. 1.14 - Загрузка оборудования Котельной № 20
(не приводится)

Рис. 1.15 - Загрузка оборудования Котельной № 21
(не приводится)

Рис. 1.16 - Загрузка оборудования Котельной № 23
(не приводится)

Рис. 1.17 - Загрузка оборудования Котельной № 25
(не приводится)

Рис. 1.18 - Загрузка оборудования Котельной № 27
(не приводится)

Рис. 1.19 - Загрузка оборудования Котельной № 28
(не приводится)

Рис. 1.20 - Загрузка оборудования Котельной № 28
(ул. Энергетическая, 6а) (не приводится)

Рис. 1.21 - Загрузка оборудования Котельной "Рембаза"
(не приводится)

Рис. 1.22 - Загрузка оборудования Котельной МУП "Комплекс"
(не приводится)

Рис. 1.23 - Загрузка оборудования Котельной "РЭУ"
(не приводится)

Анализ приведенных данных показывает, что некоторые котельные в летний период не отпускают теплоту потребителям в связи с низкой долей загрузки котельного оборудования из-за снижения плотности нагрузки. Использование котлов большой производительности для подогрева воды до 60 - 70 °C на горячее водоснабжение технически нерационально из-за кислородной коррозии хвостовых поверхностей нагрева. В связи с этим эффективность централизованного теплоснабжения при уменьшении тепловой нагрузки в зоне действия источника снижается.

1.3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты

Теплоснабжение муниципального образования город Балашов осуществляется в основном по закрытой схеме. Циркуляция теплоносителя в системах теплоснабжения поддерживается сетевыми насосами, установленными на источниках. Теплоноситель в систему отопления поступает в соответствии с утвержденным для каждого источника температурным графиком. Регулирование отпуска тепла от котельных принято качественное при постоянном расходе теплоносителя, автоматическое регулирование отпуска тепла в городе практически отсутствует.
Приготовление горячей воды на нужды ГВС осуществляется на источниках теплоты ЦТП и ТП. Тепловые сети выполнены как по двухтрубной, так и четырехтрубной схемам. От ЦТП и ТП сети четырехтрубные, по ним транспортируется вода для систем отопления и горячего водоснабжения кварталов и микрорайонов. Преобладает подземная прокладка сетей. Схема теплоснабжения имеет в своем составе один ЦТП и 14 ТП.
Расчетная схема тепловых сетей показана на рис. 1.24.

Рис. 1.24 - Схема тепловых сетей г. Балашов
(не приводится)

Протяженность сетей отопления и горячего водоснабжения в двухтрубном исчислении составляет около 66,8 км, средний диаметр - 130 мм. Суммарная протяженность бесхозяйных тепловых сетей по приблизительным оценкам составляет около 15 % от общего количества.
Для повышения надежности теплоснабжения в действующей схеме предусмотрены перемычки для взаимного резервирования источников.
В табл. 1.12 представлены данные по диаметрам, протяженности, способу прокладки и годам ввода в эксплуатацию тепловых сетей для систем отопления и ГВС.

Таблица 1.12

Характеристики тепловых сетей

№ п.п.
Наименование сети/источника
Диаметр, мм
Протяженность в двухтрубном исчислении, км
Способ прокладки
Температурный график сети, °C
Год ввода в эксплуатацию
Котельная МУП "Комплекс"

1
АТП
57 - 426
6,390
Надземный
130/70
1989
2
КПТ
45 - 426
2,682
Надземный
130/70
1989
3
Балтекс
57 - 426
11,362
Подземный
130/70
1989
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1

1 № 2 50-250 13,7 надземный 95-70
1969
ООО "Теплосети"
1
Районная котельная
50-530
27,164
Надземный, подземный
130/70
1972 - 2009 г.
2
№ 1+ № 23
50 - 350
10,907
Надземный, подземный
95 - 70
1985 - 2000 г.
3
№ 5
50 - 200
1,485
Надземный, подземный
95 - 70
1980 - 2005 г.
4
№ 7
50 - 200
2,795
Надземный, подземный
95 - 70
1985 - 2001 г.
5
№ 20
50 - 100
0,310
надземный
95 - 70
1994 г.
6
№ 21
25 - 400
1,54
Надземный, подземный
95 - 70
1997 - 2003 г.
7
№ 25
50 - 250
4 246
Надземный, подземный
95 - 70
1977 - 2003 г.
8
№ 27
32 - 200
1,5315
Надземный, подземный
95 - 70
1995 - 1996 г.
11
Рембаза
50 - 300
2,632
Надземный, подземный
95 - 70
1969 - 2002 г.

Замена магистральных и внутриквартальных трубопроводов выполняется ежегодно в пределах средств, предусмотренных в тарифе на тепловую энергию. Так, в 2012 году было заменено 4,5 км сетей. Исходя из срока службы теплосетей (большинство около 25 лет) в настоящее время 80 % внутриквартальных тепловых сетей г. Балашов нуждаются в замене. Фактический уровень потерь тепловой энергии в сетях составляет в среднем 15 %. При этом по отдельным участкам сетей данный показатель достигает 25 %.
В качестве секционирующей арматуры на магистральных тепловых сетях г. Балашов установлены чугунные и стальные клиновые задвижки, шаровые краны, дисковые поворотные затворы. Количество запорной арматуры определено исходя из протяженности тепловых сетей в соответствии с нормами, указанными в СНиП 4102-2003 "Тепловые сети".
Значительная часть тепловых сетей находится в ветхом состоянии и требует замены - 47,4 км.
В существующей схеме теплоснабжения г. Балашов находятся в эксплуатации 14 ТП и один ЦТП. Потребители котельных делятся на две группы: часть потребителей непосредственно подключены к потребителям, часть - через ТП и ЦТП.
Сведения о тепловой мощности и местам расположения ТП и ЦТП представлены в табл. 1.13.

Таблица 1.13

Тепловая мощность ТП

№ п.п.
Наименование
Адрес
Производительность, Гкал/ч
МУП "Комплекс"
1
Тепловой пункт 12
Тимирязева, 5
0,1
2
Тепловой пункт 17
Строителей, 20а
0,8
3
Тепловой пункт 18
Фестивальная, 17а
0,5
ООО "Теплосети"
4
Тепловой пункт № 2
Ул. К. Маркса, 43
1,665 + 0,182
5
Тепловой пункт № 3
Ул. Коммунистическая, 49
3,0 + 0,091
6
Тепловой пункт № 4
Ул. Луначарского, 114
1,71
7
Тепловой пункт № 8
Ул. Ленина, 128
3,97 + 2,2
8
Тепловой пункт № 9
Ул. Володарского, 50
5,24
9
Тепловой пункт № 10
Ул. 30 лет Победы, 170
2,42 + 0,16
10
Тепловой пункт № 11
Ул. К. Маркса, 26
7,48 + 0,832
11
Тепловой пункт № 13
Ул. К. Маркса, 48
1,56 + 0,855
12
Тепловой пункт № 15
Проезд Пионерский, 7
0,58
13
Тепловой пункт № 16
Ул. К. Маркса, 75
2,17
14
Тепловой пункт № 24
Ул. Коммунистическая, 188
0,443
15
ЦТП "Рембаза"
Ул. Титова, 13Б
5,8

Характеристика основного и вспомогательного оборудования ЦТП и ТП представлена в табл. 1 - 9. (см. приложение 1).

Описание графиков регулирования отпуска тепла
в тепловые сети с анализом их обоснованности

Изменение потребления тепловой энергии в течение года для г. Балашов в зависимости от температуры наружного воздуха и продолжительности во времени представлены на рис. 1.6.

Рис. 1.25 - Графики коммунально-бытовой нагрузки
в относительных единицах для г. Балашов в зависимости
от температуры наружного воздуха и продолжительности
(не приводится)

Как видно из рисунка, относительная величина коммунально-бытовой нагрузки изменяется от 0,06 до 1,0 в зависимости от температуры наружного воздуха. При продолжительности работы системы 8400 ч/год длительность отопительного и неотопительного периодов составляют 4776 ч/год соответственно. Число часов использования максимальной тепловой нагрузки за годовой период может быть рассчитано по выражению:

,

где - относительная тепловая нагрузка на i-режиме, определяемая по рис. 1.24; ri - продолжительность i-тепловой нагрузки/год; n - число рассматриваемых режимов.
Разбивая график по продолжительности (рис. 1.24) на элементарные площадки с продолжительностью ri, получим, что число часов использования максимума равно 2504 ч/год. Для отопительной тепловой нагрузки (без нагрузки ГВС) число часов использования максимума составляет 2325 ч/год.
Нагрузка ГВС в суточном периоде также имеет неравномерный характер, что обусловлено режимом потребления горячей воды. На рис. 1.25 показан примерный график ГВС микрорайона в рабочие и выходные дни. Таким образом, источники теплоснабжения эксплуатируются с переменной тепловой нагрузкой как в течение года, так и суточного периода при малой величине числа часов использования максимума нагрузки (2325 - 2504 ч/год). Из рис. 1.25 видно, что максимум нагрузки в 2 - 2,4 раза выше среднесуточной. Фактический график нагрузки ГВС из-за отсутствия приборов учета построить не представляется возможным. Наибольшие проблемы при покрытии суточного графика ГВС наблюдаются в летний ночной период, когда при отсутствии баков-аккумуляторов источник эксплуатируется на техническом минимуме по отпуску теплоты.

Рис. 1.26 - Суточный график горячего водоснабжения
жилого района (не приводится)

На источниках теплоты для разнородных потребителей применяется центральное качественное регулирование по нагрузке отопления (за счет изменения температуры теплоносителя в зависимости от температуры наружного воздуха).
Расчетным температурным графиком является отопительно-бытовой (регулирование по отопительной нагрузке). Для каждого источника тепла разработан свой график регулирования в связи с различными параметрами теплоносителя, устанавливающий связь между параметрами теплоносителя (температура при качественном регулировании) и температурой наружного воздуха как основного фактора, определяющего переменный характер составляющих теплового баланса здания в течение отопительного сезона.
В ЦТП поддерживаются требуемый расход и температура теплоносителя, поступающего в распределительные сети. Температурные графики сетевой воды крупных источников теплоты показаны на рис. 1.26 - 1.27.

Рис. 1.27 - Температурный график сетевой воды МУП "Комплекс"
(не приводится)

Рис. 1.28 - Температурный график сетевой воды
Районной котельной (не приводится)

В котельной № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1 тепловая сеть работает круглогодично по температурному графику 95-70 °C с изломом на 70 °C при температуре наружного воздуха - 9 °C.
Фактические температуры сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах могут отличаться от заданного графика.
Данные о повреждаемости сетей, находящихся на балансе ООО "Теплосети", в период с 2006 по 2012 гг. показаны на рис. 1.28. Наибольшее количество повреждений приходится на подающие трубопроводы подземной прокладки со сроком службы от 15 - 20 лет (как раз тот период, когда допускались грубые нарушения технологии ремонта). По типу коррозии повреждения распределяются примерно поровну между внутренней и наружной коррозией. Основными причинами возникновения наружной коррозии являются дефекты строительных конструкций тепловых камер и непроходных каналов и неудовлетворительная герметизация плит перекрытий каналов, а также затопляемость каналов и камер в период паводков и обильных дождей. Главной причиной возникновения внутренней коррозии является неудовлетворительное качество металла трубопроводов тепловых сетей, что подтверждается свищами в трубопроводах при сроке службы эксплуатации в 20 - 25 лет, а также попаданием воздуха в трубопроводы при пуске их в эксплуатацию после выполнения ремонтных работ в тепловых сетях в межотопительный период. Степень износа тепловых сетей составляет более 60 %.

Рис. 1.29 - Количество повреждений в тепловых сетях
(не приводится)

В настоящее время состояние тепловых сетей определяется методом опрессовки в неотопительный период с целью исключения повреждений в отопительный период. Гидравлические испытания позволяют определить места разгерметизации трубопроводов. На основании результатов испытания трубопроводов на прочность определяется фактическое состояние и планируются работы по ремонту трубопроводов.
В соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации тепловых энергоустановок" (Минэнерго России № 115 от 21.03.2003) и "Типовой инструкции по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии" (РД 153-34.0-20.507-98) гидравлические испытания на прочность проводятся ежегодно.
В 2013 г. ООО "Теплосети", МУП "Комплекс" выполнили работы по опрессовке трубопроводов тепловых сетей.
Предписаний надзорных органов о запрещении эксплуатации участков тепловой сети в настоящий момент нет.
Нормативные тепловые потери при передаче тепловой энергии и передаче теплоносителя определены на основании приказа № 325 от 30 декабря 2008 г. "Об утверждении нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии". Величины тепловых потерь при транспорте теплоносителя в сетях представлены в табл. 1.14 на основании данных теплоснабжающих организаций.

Таблица 1.14

Потери теплоты при транспорте теплоносителя в сетях
за 2012 г.

Наименование источника,
Потери в теплосетях, Гкал
Выработка, Гкал
Отпуск с коллекторов, Гкал
Полезный отпуск теплоты, Гкал
МУП "Комплекс"
28324
386148,6
380356,3
352032,3
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
5284
75049
73923
68639
Районная котельная
7386,1
100684,2
98207,0
90820,9
Котельная № 1
1104,3
15566,0
14983,8
13879,5
Котельная № 5
750,0
9223,5
9223,5
8473,5
Котельная № 7
460,1
6367,1
6176,2
5716,1
Котельная № 20
248,0
3490,0
3387,8
3139,8
Котельная № 21
6,3
77,1
77,1
70,8
Котельная № 23
2201,9
29174,8
28783,2
26581,3
Котельная № 25
1084,3
14976,4
14624,6
13540,3
Котельная № 27
527,9
6492,9
6492,9
5965
Котельная № 28
5,1
72,6
72,6
67,5
Топочная пер. Энергетический, 6а
4,5
58,6
58,6
54,1
Котельная Рембазы
2155,8
50066,0
48654,1
46498,3

На рис. 1.29 показаны балансы производства и потребления тепловой энергии по данным, представленным теплоснабжающими организациями за 2012 г.

Рис. 1.30 - Величины выработки полезного
отпуска и потерь тепловой энергии (не приводится)

Рис. 1.31 - Величины выработки полезного отпуска
и потерь тепловой энергии (не приводится)

На основании баланса производства и потребления тепловой энергии следует, что величина тепловых потерь тепловой энергии в целом по системе теплоснабжения составляет 7,5 %. На собственные нужды приходится около 1,5 % от выработки теплоты на источнике.

Типы присоединения теплопотребляющих установок

Схема присоединения местных систем отопления в основном зависимая. Присоединение ЦТП к тепловым сетям выполнено по двум схемам: Первая схема - одноступенчатая, присоединение водоподогревателей горячего водоснабжения с автоматическим регулированием расхода теплоты на отопление и зависимым присоединением систем отопления в ЦТП и ИТП (рис. 1.31). Вторая - двухступенчатая схема присоединения водоподогревателей горячего водоснабжения для жилых и общественных зданий микрорайонов с зависимым присоединением систем отопления. Присоединение ТП к тепловым сетям выполнено по одной схеме с зависимым подключением системы отопления через узел смешения и ГВС через водоподогреватель. Для качественного регулирования тепловой нагрузки в тепловых пунктах предусмотрен насос смешения. Схема присоединения подогревателей ГВС в ЦТП, ТП и ИТП представлена на рис. 1.32.

Рис. 1.32 - Схема присоединения водоподогревателей горячего
водоснабжения узла смешения системы отопления
(не приводится)

Рис 1. 33 - Одноступенчатая схема присоединения
водоподогревателей горячего водоснабжения с автоматическим
регулированием расхода теплоты на отопление и зависимым
присоединением систем отопления в ЦТП и ИТП (не приводится)

Рис. 1.34 - Двухступенчатая схема присоединения вод
в подогревателе горячего водоснабжения для жилых
и общественных зданий жилых микрорайонов с зависимым
присоединением систем отопления ЦТП и ИТП (не приводится)

Реализация тепловой энергии большей части населения в многоквартирных и жилых домах осуществляется на основании установленных нормативов потребления коммунальных услуг. На уровне 2012 г. обеспеченность многоквартирных домов приборами учета тепловой энергии составила 74 %. В 2014 году ожидается увеличение до 90 % количества многоквартирных домов, оборудованных приборами учета тепловой энергии.
Неравномерное потребление горячей воды особенно в летний период требует синхронного регулирования отпуска теплоты на источнике или приготовление на месте потребления. Применение баков аккумуляторов дает возможность выровнять колебания нагрузки. Данные о местах установки аккумуляторов горячей воды представлены в табл. 1.15.

Таблица 1.15

Характеристики аккумуляторов горячей воды

Место установки
Наименование оборудования
Объем, 3 м
Количество, шт.
Дата монтажа
Котельная районная
Бак аккумулятор
1000
3
1992
Котельная № 7
Бак аккумулятор
30
1
1997
ТП № 8
Бак аккумулятор
30
1
2002
ТП № 11
Бак аккумулятор
60
1
1987
Котельная № 27
Бак аккумулятор
60
1
-

Уровень автоматизации ЦТП

На ЦТП для поддержания давления сетевой воды в подающих трубопроводах установлены регулирующие клапаны, поддерживающие заданное давление в системах теплопотребления (по принципу действия до себя и после себя). Также присутствуют регуляторы температуры, необходимые для поддержания заданной температуры ГВС.
Автоматическое включение резервного насосного оборудования при понижении давления в нагнетающем патрубке осуществляется с помощью электроконтактного манометра (ЭКМ).
Измерение давления на насосных ЦТП осуществляется манометрами с классом точности 2,2; 2,0. Измерение температуры сетевой воды осуществляется с помощью ртутных термометров.
Измерение параметров теплоносителя осуществляется только на тепловых источниках, ЦТП и ТП.
В ЦТП насосы ГВС оснащены частотно-регулируемыми приводами (ЧРП), обеспечивающими автоматическое поддержание заданного давления в водоразборном коллекторе путем изменения частоты вращения электродвигателя.
Сведения о наличии измерительных приборов и приборов учета представлены в табл. 15 (см. приложение 1).

Сведения о защите тепловых сетей

Система теплоснабжения города характеризуется наличием протяженных сетей большого диаметра, поэтому в таких системах присутствует высокая вероятность нарушения надежного гидравлического режима.
Применение специальных устройств позволят повысить надежность работы системы теплоснабжения. К ним относятся:
- устройства для сброса давлений;
- применение ЧРП;
- мембранные предохранительные устройства;
- демпфирующие устройства;
- устройства плавного пуска.

1.4. Зоны действия источников тепловой энергии

В г. Балашов в основном преобладают жилые микрорайоны, промышленные зоны отсутствуют.
Зоны действия источников выделены цветом и показаны на рис. 1.34 - 1.45. Как видно из рисунков, наибольшей является зона теплоснабжения МУП "Комплекс".

Рис. 1.35 - Зона действия МУП "Комплекс" (не приводится)

Рис. 1.36 - Зона действия Районной котельной (не приводится)

Рис. 1.37 - Зона действия котельной № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
(не приводится)

Рис. 1.38 - Зона действия котельной Рембазы (не приводится)

Рис. 1.39 - Зона действия котельной № 1 (не приводится)

Рис. 1.40 - Зона действия котельной № 5 (не приводится)

Рис. 1.41 - Зона действия котельной № 7 (не приводится)

Рис. 1.42 - Зона действия котельной № 20 (не приводится)

Рис. 1.43 - Зона действия котельной № 21 (не приводится)

Рис. 1.44 - Зона действия котельной № 23 (не приводится)

Рис. 1.45 - Зона действия котельной № 25 (не приводится)

Рис. 1.46 - Зона действия котельной № 27 (не приводится)

Нормативы потребления коммунальных услуг для населения Саратовской области утверждены приказом от № 30 от 31.05.2013 [10] Управлением по регулированию тарифов и энергосбережению Саратовской области. Нормативы потребления населением коммунальных услуг по холодному водоснабжению, горячему водоснабжению и отоплению в жилых помещениях, определенные из конструктивных и технических параметров многоквартирных или жилых домов, представлены в табл. 1.16 - 1.17. Нормативы для горячего и холодного водоснабжения дифференцированы в зависимости от износа внутридомовых инженерных систем, вида системы теплоснабжения (открытая, закрытая). Нормативы водоотведения также зависят от износа внутридомовых инженерных систем, вида системы теплоснабжения (открытая, закрытая).

Таблица 1.16

Нормативы потребления населением коммунальной услуги
отопления в жилых помещениях г. Балашов

Виды услуг
Уровень норматива на 1 м отапливаемой площади
Теплоснабжение
Город
Район
- отопление в жилых домах с централизованными системами теплоснабжения, в том числе по предприятиям:
Равными долями в течение года (1/12)
Только в период отопительного сезона (1/6)
Равными долями в течение года (1/12)
Только в период отопительного сезона (1/6)
МУП "РКС"


0,02 Гкал/кв. м
0,04 Гкал/кв. м
МУП "ГТС"
0,0192 Гкал/кв. м
0,0384 Гкал/кв. м


ООО "Рембаза"
0,0192 Гкал/кв. м
0,0384 Гкал/кв. м


ООО "Балашов-Тепло"
0,019 Гкал/кв. м
0,038 Гкал/кв. м


206 КЭЧ
0,0192 Гкал/кв. м
0,0384 Гкал/кв. м


ЗАО "Агропромснаб"
0,0192 Гкал/кв. м
0,0384 Гкал/кв. м


- горячее водоснабжение в жилых домах с централизованными системами горячего водоснабжения
0,16 Гкал/чел

0,16 Гкал/чел.

- при наличии прибора учета (0,16 Гкал: 3,2 куб. м)
0,05 Гкал/куб. м

0,05 Гкал/куб. м


В соответствии с представленными данными производился расчет потребления тепловой энергии потребителями в случае отсутствия приборов учета тепловой энергии или их выхода их из строя.
Расчет годового нормативного потребления тепловой энергии выполняется по "Методике определения расхода топлива, электроэнергии и воды на выработку тепла отопительными котельными коммунальных теплоэнергетических предприятий" [22, 8].

Таблица 1.17

Удельные тепловые характеристики для отопления gogo
и вентиляции gv для общественных зданий

Наименование здания
Объем здания по наружному обмеру VH тыс. куб. м
Удельная тепловая характеристика общественных зданий при to = -30 °C Вт/(куб. м °C) [ккал/(ч куб. м °C)]
для отопления go
для вентиляции gv
Административные здания
До 5
0,500 (0,43)
0,105 (0,09)
5,01 - 10
0,442 (0,38)
0,093 (0,08)
10,01 - 15
0,407 (0,35)
0,081 (0,07)
Более 15
0,372 (0,32)
0,186 (0,16)
Клубы
До 5
0,430 (0,37)
0,291 (0,25)
5,01 - 10
0,384 (0,33)
0,267 (0,23)
Более 10
0,349 (0,30)
0,233 (0,20)
Кинотеатры
До 5
0,419 (0,36)
0,500 (0,43)
5,01 - 10
0,372 (0,32)
0,454 (0,39)
Более 10
0,349 (0,30)
0,442 (0,38)
Театры
До 10
0,337 (0,29)
0,447 (0,41)
10,01 - 15
0,314 (0,27)
0,465 (0,40)
15,01 - 20
0,256 (0,22)
0,442 (0,38)
20,01 - 30
0,233 (0,20)
0,419 (0,36)
Более 30
0,209 (0,18)
0,395 (0,34)
Универмаги, универсамы, магазины
До 5
0,442 (0,38)
0,093 (0,08)
5,01 - 10
0,384 (0,33)
0,314 (0,27)
Более 10
0,361 (0,31)
Детские сады и ясли
До 5
0,442 (0,38)
0,128 (0,11)
Более 5
0,395 (0,34)
0,116 (0,10)
Школы
До 5
0,454 (0,39)
0,105 (0,09)
5,01 - 10
0,407 (0,35)
0,093 (0,08)
Более 10
0,384 (0,33)
0,08 (0,07)
Лабораторные корпуса
До 5
0,430 (0,37)
1,163 (1,0)
5,0 - 10
0,407 (0,35)
1,105 (0,95)
Более 10
0,384 (0,33)
1,047 (0,90)
Высшие учебные заведения, техникумы, колледжи
До 10
0,407 (0,35)

10,01 - 15
0,384 (0,33)
0,116 (0,10)
15,0 - 20
0,349 (0,30)
0,093 (0,08)
Более 20
0,279 (0,24)
0,093 (0,08)
Поликлиники, амбулатории, диспансеры
До 5
0,465 (0,40)
-
5,01 - 10
0,419 (0,36)
0,291 (0,25)
10,01 - 15
0,372 (0,32)
0,267 (0,23)
Более 15
0,349 (0,30)
0,256 (0,22)
Больницы
До 5
0,465 (0,40)
0,337 (0,29)
5,01 - 10
0,419 (0,36)
0,326 (0,28)
10,01 - 15
0,372 (0,32)
0,302 (0,26)
Более 15
0,349 (0,30)
0,291 (0,26)
Бани
До 5
0,326 (0,28)
1,163 (1,0)
5,01 - 10
0,291 (0,25)
1,105 (0,95)
Более
0,267 (0,23)
1,047 (0,90)
Прачечные
До 5
0,442 (0,38)
0,930 (0,80)
5,01 - 10
0,384 (0,33)
0,907 (0,78)
Более 10
0,361 (0,31)
0,872 (0,75)
Гостиницы
До 5
0,500 (0,43)
0,377 (0,32)
5,01 - 10
0,442 (0,38)
0,335 (0,29)
10,01 - 15
0,407 (0,45)
0,293 (0,25)
Более 15
0,372 (0,32)
0,754 (0,65)
Предприятия общественного питания, фабрики-кухни, рестораны, кафе
До 5
0,407 (0,35)
0,814 (0,70)
5,01 - 10
0,384 (0,33)
0,756 (0,65)
Более 10
0,349 (0,30)
0,698 (0,60)
Пожарные депо
До 2
0,558 (0,48)
0,163 (0,14)
2,01 - 5
0,535 (0,46)
0,105 (0,09)
Более 5
0,523 (0,45)
0,105 (0,09)
Гаражи
До 2
0,814 (0,70)
-
2,01 - 3
0,698 (0,60)

3,01 - 5
0,640 (0,55)
0,814 (0,70)
Более 5
0,582 (0,50)
0,756 (0,65)

1.5. Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки
в зонах действия источников тепловой энергии

Балансы установленной, располагаемой тепловой мощности, тепловой мощности-нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки котельных представлены в табл. 1.18.

Таблица 1.18

Балансы установленной и присоединенной мощностей котельных

Наименование котельной
Единица измерения, Гкал/ч
Установленная мощность
Располагаемая тепловая мощность
Тепловая мощность- нетто
Подключенная нагрузка
Потери тепловой мощности в сетях
Наличие резерва (+)/дефицита (-) мощности
Котельная МУП "Комплекс"
Гкал/ч
252,5
252,5
57,00
51,567
4,03
195,50
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
Гкал/ч
53,65
53,65
33,05
29,9
2,34
20,60
Котельная Районная
Гкал/ч
65,6
65,6
41,97
37,965
2,97
23,63
Котельная № 1
Гкал/ч
10,3
10,3
7,04
6,366
0,50
3,26
Котельная № 5
Гкал/ч
4,835
4,835
4,65
4,21
0,33
0,18
Котельная № 7
Гкал/ч
4,79
4,79
2,68
2,421
0,19
2,11
Котельная № 20
Гкал/ч
3,75
3,75
2,25
2,037
0,16
1,50
Котельная № 21
Гкал/ч
7,32
7,32
2,43
2,194
0,17
4,89
Котельная № 23
Гкал/ч
17,92
17,92
8,62
7,801
0,61
9,30
Котельная № 25
Гкал/ч
9
9
7,60
6,872
0,54
1,40
Котельная № 27
Гкал/ч
5,7
5,7
3,16
2,86
0,22
2,54
Котельная № 28
Гкал/ч
0,043
0,043
0,043
0,043
0,00
0,00
Котельная Рембазы
Гкал/ч
26,04
26,04
11,42
10,328
0,81
14,62
Котельная на Энергетической
Гкал/ч
0,043
0,043
0,043
0,043
0,00
0,00

Анализ данных, представленных в таблице, позволяет сделать вывод, что существующие источники в полном объеме обеспечивают потребителей тепловой энергией (в расчетном режиме при температуре наружного воздуха - 27 °C). На котельных имеется резерв тепловой мощности, поэтому расширение технологических зон действия некоторых котельных вполне возможно. Необходимо предусмотреть взаимное резервирование котельных, так как в соответствии со СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" [26] располагаемая мощность источников теплоты должна обеспечить 87 % расчетной тепловой нагрузки при выходе из строя одного из энергоагрегатов и обязательным покрытием 100 % нагрузки потребителей первой категории.
Дефицита пропускной способности существующие сети не имеют.

1.6. Балансы теплоносителя

Подготовка воды для подпитки тепловых сетей состоит в удалении из нее веществ, образующих накипь на греющих поверхностях водогрейных котлов и подогревателей, а также осадков коллоидных и органических веществ, гидроокиси железа и т.д. Водоподготовительные установки источников и ЦТП должны обеспечивать технически неизбежные потери теплоносителя в водяных тепловых сетях.
Исходной водой при подготовке химочищенной воды (ХВО) для подпитки тепловой сети и энергетических котлов является вода из городского водопровода. Схема очистки питательной и подпиточной воды на источниках включает следующие стадии. Из городского водопровода вода насосами сырой воды подается на механические фильтры (осветлители) для снижения содержания соединений железа, далее в схеме установлены Na-катионитовые фильтры первой ступени очистки для снижения жесткости исходной воды. После первой ступени очистки вода попадает в деаэратор подпитки тепловых сетей и на вторую ступень очистки для паровых котлов.
Технические характеристики водоподготовительных установок приведены в табл. 1.19. Величина нормативной подпитки тепловой сети определена в соответствии СНиП 41-02-2003 [26] "Тепловые сети" на основании данных объемов наружных и внутренних тепловых сетей. Результаты расчетов нормативной подпитки от котельных представлены в табл. 1.20 и рис. 1.46.

Таблица 1.19

Технические характеристики водоподготовительных установок

Наименование источника
Оборудование ХВО
Количество, шт.
Производительность, куб. м/ час.
Районная Котельная
3 ступени Na-катионирования
3
48,3
Котельная № 1
От кот. № 23
От кот. № 23
От кот. № 23
Котельная № 5
1 ступень Na-катионирования
3
2,32
Котельная № 7
1 ступень Na-катионирования
3
2,32
Котельная № 21
От кот. № 23
От кот. № 23
От кот № 23
Котельная № 23
1 ступень Na-катионирования
5
12,2
Котельная № 25
1 ступень Na-катионирования
3
13,1
Котельная № 27
1 ступень Na-катионирования
4
3,9
Котельная № 28
Нет
-
Нет
Котельная, ул. Энергетическая
1 ступень Na-катионирования
-
Нет
Котельная "Рембаза"
1 ступень Na-катионирования
-
12,0
Котельная МУП "Комплекс"
2 ступени Na-катионирования
-

Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
2 ступени Na-катионирования
6
540

Оборудование водоподготовительной установки котельной № 23 обеспечивает подпитку тепловой сети котельных № 1 и № 21.
Производительность ВПУ должна обеспечивать расход подпиточной воды на восполнение утечек из тепловой сети.
Баланс производительности ВПУ и фактического водопотребления представлен в табл. 1.20.

Таблица 1.20

Баланс производительности ВПУ
и нормативного потребления воды

Наименование источника
Производительность, куб. м/ч
Нормативное водопотребление, м /ч
Дефицит, (-)/резерв, (+), куб. м/ч
Емкость бака очищенной воды, куб. м
Районная Котельная
48,3
6,8
41,5

Котельная № 5
2,32
0,4
1,92

Котельная № 7
2,32
0,4
1,92

Котельная № 23
12,2
1,0
11,2

Котельная № 25
13,1
4,1
9

Котельная № 27
3,9
0,3
3,6

Котельная "Рембаза"
12,0
1,2
10,8

Котельная МУП "Комплекс"
-
8,1
-
-
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
-
2,7
-
-

По данным ООО "Теплосети" за 2012 год фактическое потребление воды от котельных и ЦТП составило 78,217 тыс. куб. м. Таким образом, следует отметить, что производительность ВПУ источников способна обеспечить 100 % потребности системы теплоснабжения в химически очищенной воде.

Рис. 1.47 - Производительность ВПУ и нормативное
водопотребление (не приводится)

На данный момент дефицита производительности ВПУ нет. В случае аварии на теплотрассе от котельных предусмотрена подпитка тепловой сети городской водой.
Как видно из таблицы, на всех источниках имеется емкость для очищенной воды, а фактическое потребление воды ниже, чем производительность ВПУ.
Фактический размер подпитки тепловой сети от ООО "Теплосети" по месяцам за 2010 - 2012 гг. показан на рис. 1.47.

1.7. Топливные балансы источников тепловой энергии
и система обеспечения топливом

Котельные г. Балашов являются крупнейшими потребителями природного газа города. Основным топливом для котельных является природный газ. В качестве резервного топлива на некоторых котельных предусмотрен мазут, на остальных котельных резервное топливо отсутствует.
Объем газа, поставляемого на источники, за последние три года представлен в табл. 1.21.

Таблица 1.21

Топливный баланс источников за 2010 - 2012 гг.

Наименование источника
Основное топливо
Единицы измерения
Поставка топлива
Использовано топлива
2010
Котельная МУП "Комплекс"
Природный газ
тыс. куб. м/год
19363
19363
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
Природный газ
тыс. куб. м/год
10066
10066
Котельная Районная
Природный газ
тыс. куб. м/год
11999,14
11999,14
Котельная № 1
Природный газ
тыс. куб. м/год
1785,956
1785,956
Котельная № 5
Природный газ
тыс. куб. м/год
1323,905
1323,905
Котельная № 7
Природный газ
тыс. куб. м/год
989,909
989,909
Котельная № 20
Природный газ
тыс. куб. м/год
619,195
619,195
Котельная № 21
Природный газ
тыс. куб. м/год
167,392
167,392
Котельная № 23
Природный газ
тыс. куб. м/год
3947,881
3947,881
Котельная № 25
Природный газ
тыс. куб. м/год
2145,494
2145,494
Котельная № 27
Природный газ
тыс. куб. м/год
830,945
830,945
Котельная № 28
Природный газ
тыс. куб. м/год
11,568
11,568
Котельная Рембазы
Природный газ
тыс. куб. м/год
1568,071
1568,071
Котельная на ул. Энергетическая
Природный газ
тыс. куб. м/год
17,149
17,149
Итого


54835,61
54835,61
2011
Котельная МУП "Комплекс"
Природный газ
тыс. куб. м/год
24623
24623
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
Природный газ
тыс. куб. м/год
9321
9321
Котельная Районная
Природный газ
тыс. куб. м/год
13971,7
13971,7
Котельная № 1
Природный газ
тыс. куб. м/год
2056,32
2056,32
Котельная № 5
Природный газ
тыс. куб. м/год
1207,25
1207,25
Котельная № 7
Природный газ
тыс. куб. м/год
971,458
971,458
Котельная № 20
Природный газ
тыс. куб. м/год
607,153
607,153
Наименование источника
Основное топливо
Единицы измерения
Поставка топлива
Использовано топлива
Котельная № 21
Природный газ
тыс. куб. м/год
10,897
10,897
Котельная № 23
Природный газ
тыс. куб. м/год
3884,81
3884,81
Котельная № 25
Природный газ
тыс. куб. м/год
2132,96
2132,96
Котельная № 27
Природный газ
тыс. куб. м/год
802,9
802,9
Котельная № 28
Природный газ
тыс. куб. м/год
16,304
16,304
Котельная Рембазы
Природный газ
тыс. куб. м/год
4794,74
4794,74
Котельная на ул. Энергетическая
Природный газ
тыс. куб. м/год
12,742
12,742
Итого


64413,2
64413,2
2012
Котельная МУП "Комплекс"
Природный газ
тыс. куб. м/год
22264000
22264
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
Природный газ
тыс. куб. м/год
7870000,487
7870,487
Котельная Районная
Природный газ
тыс. куб. м/год
13340485
13340485
Котельная № 1
Природный газ
тыс. куб. м/год
2099490
2099490
Котельная № 5
Природный газ
тыс. куб. м/год
1134891
1134891
Котельная № 7
Природный газ
тыс. куб. м/год
900841
900841
Котельная № 20
Природный газ
тыс. куб. м/год
561917
561917
Котельная № 21
Природный газ
тыс. куб. м/год
79400
79400
Котельная № 23
Природный газ
тыс. куб. м/год
3634056
3634056
Котельная № 25
Природный газ
тыс. куб. м/год
2027690
2027690
Котельная № 27
Природный газ
тыс. куб. м/год
774002
774002
Котельная № 28
Природный газ
тыс. куб. м/год
15885
15885
Котельная Рембазы
Природный газ
тыс. куб. м/год
4447164
4447164
Котельная на ул. Энергетическая
Природный газ
тыс. куб. м/год
12134
12134
Итого


59161,96
59161,96

Данные по топливным балансам резервного топлива на период 2010 - 2012 гг. отсутствуют.
Баланс поставки и потребления основного топлива котельными за 2012 г. представлен на рис. 1.48 и рис. 1.49.

Рис. 1.48 - Баланс поставки и потребления природного
газа котельными (не приводится)

Рис. 1.49 - Баланс поставки и потребления природного
газа котельными (не приводится)

Суммарное потребление природного газа основными источниками теплоснабжения за 2010 - 2012 гг. показано на рис. 1.50.

Рис. 1.50 - Изменение суммарного потребления газа
котельными в 2010 - 2012 гг. (не приводится)

Суммарное потребление природного газа в 2012 г. на 8 % ниже, чем в 2011 г.

1.8. Надежность теплоснабжения

Повышение надежности системы коммунального теплоснабжения является одной из важнейших задач службы эксплуатации. Развитие крупных систем теплоснабжения, старение тепловых сетей, проложенных в годы массового строительства, увеличение повреждаемости теплопроводов до 2 - 3 и более повреждений в год на 1 км приводит к снижению надежности теплоснабжения, значительным эксплуатационным затратам и отрицательным социальным последствиям. Повреждения на трубопроводах большого диаметра приводят к длительным перерывам в подаче теплоты целым жилым районам и к выходу из строя систем отопления в десятках зданий [23].
Надежность функционирования системы теплоснабжения должна обеспечиваться целым рядом мероприятий, осуществляемых на стадиях проектирования и в период эксплуатации.
Под надежностью понимается свойство системы теплоснабжения выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Применительно к системе коммунального теплоснабжения в числе заданных функций рассматривается бесперебойное снабжение потребителей теплом и горячей водой требуемого качества и недопущение ситуаций, опасных для людей и окружающей среды. Надежность является комплексным свойством, оно в зависимости от назначения объекта и условий его эксплуатации может включать ряд свойств (в отдельности или в определенном сочетании), основными из которых являются безотказность, долговечность, ремонтопригодность, сохраняемость, устойчивоспособность, режимная управляемость, живучесть и безопасность.
Ниже приведены определения терминов свойств, характеризующих надежность.
Безотказность - свойство объекта непрерывно сохранять работоспособность в течение некоторого времени или некоторой наработки.
Долговечность - свойство объекта сохранять работоспособность до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта.
Ремонтопригодность - свойство объекта, заключающееся в приспособлении к предупреждению и обнаружению причин возникновения его отказов, повреждений и устранению их последствий путем проведения технического обслуживания и ремонтов.
Сохраняемость - свойство объекта непрерывно сохранять исправное или только работоспособное состояние в течение и после хранения.
Устойчивоспособность - свойство объекта непрерывно сохранять устойчивость в течение некоторого времени.
Режимная управляемость - свойство объекта поддерживать нормальный режим посредством управления.
Живучесть - свойство объекта противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей.
Безопасность - свойство объекта не допускать ситуации, опасные для людей и окружающей среды.
Степень снижения надежности выражается в частоте возникновения отказов и величине снижения уровня работоспособности или уровня функционирования системы теплоснабжения. Полностью работоспособное состояние - это такое состояние системы, при котором выполняются все заданные функции в полном объеме. Под отказом понимается событие, заключающееся в переходе системы теплоснабжения с одного уровня работоспособности на другой, более низкий, в результате выхода из строя одного или нескольких элементов системы. Событие, заключающееся в переходе системы теплоснабжения с одного уровня работоспособности на другой, отражающийся на теплоснабжении потребителей, является аварией. Таким образом, авария также является отказом, но с более тяжелыми последствиями.
Наиболее слабым звеном системы теплоснабжения являются тепловые сети. Основная причина этого - наружная коррозия подземных теплопроводов, в первую очередь - подающих линий водяных тепловых сетей, на которые приходится 65 - 70 % всех повреждений. Нормативные документы по надежности систем теплоснабжения приведены в СНиП 41-02-2003 [26].
В настоящее время имеются методики оценки надежности элементов системы теплоснабжения как на стадии проектирования, так и в процессе эксплуатации. Имеются нормативные документы по надежности систем теплоснабжения, приведенные в СНиП 41-02-2003. Указанные методики базируются на статистике отказов и восстановлений элементов системы теплоснабжения. Для оценки надежности системы теплоснабжения используются такие показатели, как интенсивность отказов и относительный аварийный недоотпуск теплоты.
Анализ зарегистрированных событий позволяет выявить наличие элементов пониженной надежности с целью принятия своевременных мер по замене или ремонту несовершенных и изношенных элементов системы. Учет аварий и отказов должен вестись на каждом предприятии в обязательном порядке.
Рассмотрим оценку надежности системы теплоснабжения для наиболее крупных котельных города Балашов: котельной "Комплекс" и "Районной". В качестве показателя надежности системы теплоснабжения используем вероятность безотказной работы, которая включает показатели надежности источника, сетей и потребителя. Эти показатели, нормируются на следующем уровне: источник теплоты - 0,97, тепловые сети - 0,9, потребитель - 0,99. При перемножении указанных величин показатель надежности системы теплоснабжения получается равным 0,86. Принимая во внимание превышение установленной мощности источника по отношению к присоединенной нагрузке в 1,56 раза и высокую надежность теплообеспечения потребителя, можно сделать вывод, что решающее влияние на надежность системы теплоснабжения будут оказывать тепловые сети. Поэтому ниже будет рассчитана вероятность безотказной работы сетей.
Вероятность безотказной работы тепловой сети, включающей последовательно соединенные участки, определяется по выражению:

,

где PcPi - вероятности безотказной работы всей сети и i - участка; - параметр потока отказов i - участка сети, 1/км год,

,

где - интенсивность отказа участка сети, зависящая от времени его эксплуатации и способа прокладки 1/км год; - относительная и накопленная частота событий, при которых время снижения температуры внутреннего воздуха до критических значений (+12 °C) меньше времени ремонта поврежденного участка сети.
Величина определяется по формуле:

,

где Zj, i - продолжительность снижения температуры внутри помещения при j - температуре наружного воздуха для i - участка сети, ч; Zp, i - продолжительность ремонта i - участка, ч; rj, ron - продолжительность стояния j - наружных температур в течение отопительного периода (ron), ч/год.
Продолжительность снижения температуры внутри помещения при отключении отопления рассчитывается по формуле:

,

где - коэффициент аккумуляции здания, ч; tвн, tкр - температуры внутреннего воздуха в здании (расчетная и критическая), °C; tвн, j - текущее значение температуры наружного воздуха, °C.
Интервалы температур наружного воздуха в отопительный период для г. Балашов, продолжительность их в отопительном периоде и время остывания здания при отключении отопления приведены в табл. 1.21. При этом принято среднее значение коэффициента аккумуляции здания ron = 4968 ч, tВН = +180 °C, tкр = +12 °C.

Таблица 1.21

Температуры наружного воздуха в отопительный период для
г. Балашов и продолжительность остывания здания

Интервалы температур, °C
Средняя температура, °C
Продолжительность стояния температур, ч
rj/ron
Продолжительность снижения температуры воздуха в здании до +12 °C, ч
-40 - -35
-37,5
0
0,000405
4,58
-35 - -30
-32,5
3
0,002
5,06
-30 - -25
-27,5
46
0,0087
5,65
-25 - -20
-22,5
153
0,035
6,41
-20 - -15
-17,5
353
0,063
7,41
-15 - -10
-12,5
487
0,148
8,76
-10 - -5
-7,5
650
0,192
10,73
-5 - 0
-2,5
938
0,223
13.85
0 - +5
+2,5
862
0,1668
19,58
+5 - +8
+6,5
1284
0,161
29,5

Продолжительность ремонта участка сети в зависимости от диаметра трубопровода приведена в табл. 1.22.

Таблица 1.22

Продолжительность времени устранения аварии
(Zp) в зависимости от диаметра трубопровода, ч

Условный диаметр трубы, мм
100
125
150
175
200
250
300
350
400
500
600
700
1000
Zp, ч
110
110,8
111,3
111,9
112,5
113,8
115
116,3
117,5
220
222,5
225
335

Интенсивность отказов участка сети может быть определена как

,

где - средневзвешенная интенсивность отказов в системе теплоснабжения, 1/км год., Т - срок эксплуатации участка сети, лет; - коэффициент, зависящий от продолжительности эксплуатации участка.
Коэффициент рассчитывается следующим образом [ ]:



Для определения интенсивности отказов в системе теплоснабжения требуется статистический анализ отказов в сетях за последние 5 - 10 лет. Наблюдение за отказами сетей на предприятиях МУП "Комплекс" и ООО "Теплосети" не ведется, поэтому значение Я принято на основе исследований [ ] и экспертной оценки на уровне 0,1 1/км год.
Расчет для различных диаметров сети представлен в табл. 1.23.

Таблица 1.23

Относительная и накопленная частота событий 
при которых время снижения температуры внутреннего воздуха
до критических значений (+12 °C) меньше времени ремонта
поврежденного участка сети

Условный диаметр, мм
Величина 
Условный диаметр, мм
Величина 
600
0,3789
250
0,1514
500
0,3164
200
0,1233
400
0,2608
150
0,0703
350
0,2306
125
0,0674
300
0,1920
100
0,0522

С использованием полученных значений ниже приведен расчет параметров потока отказов по основным магистралям сетей от котельных "Комплекс" и Районной (табл. 1.24 - 1.25).

Таблица 1.24

Расчет параметра потока отказов для котельной "Комплекс"

Наименование участка сети
Условный диаметр, мм
Длина участка, м
Параметр потока отказов
Ул. Энтузиастов от УТ0
300
150
0,00288
Наименование участка сети
Условный диаметр, мм
Длина участка, м
Параметр потока отказов
до УТ-1



Ул. Энтузиастов от УТ2-1 до УТ2-10
250
570
0,00215745
От УТ0 до УТ1-12 от Энтузиастов, 30 до пр-т Космонавтов, 17
400
1025
0,015929599
От УТ1-12 до УТ1-16 по пр-ту Космонавтов
300
250
0,00286032
От кот. КПТ до УТ-0 по Энтузиастов
400
850
0,0044336
От кот. КПТ до УТ-0 по Энтузиастов
300
700
0,002688

Таблица 1.25

Расчет параметра потока отказов для "Районной" котельной

Наименование участка сети
Условный диаметр, мм
Длина участка, м
Параметр потока отказов
От кот. УТ1-1 по ул. Ленина
500
255
0,0032273
От кот. УТ1-1 по ул. Ленина
300
75
0,000576
От кот. до ул. Горохова, 19
500
20
0,00025312
От кот. до ул. Горохова, 19
400
60
0,00062592
От врезки в Д426 до УТ0 по ул. Ленина
300
100
0,000768
От УТ1-1 до УТ1-2 по ул. Ленина
300
90
0,0006912
От ул. Пролетарской до ул. К. Маркса, 46
300
20
0,0001536
От ул. Пролетарской до ул. К. Маркса, 46
300
450
0,003456
Магистральная т/трасса от ул. К. Маркса, 46 до ТП-2 через ГКБ
300
125
0,00096
Магистральная т/трасса от ул. К. Маркса, 46 до ТП-2 через ГКБ
300
290
0,0022272

Расчет вероятности безотказной работы котельных приведен в табл. 1.26 - 1.27

Таблица 1.26

Расчет вероятности безотказной работы для котельной "Комплекс"

Наименование участка сети
Вероятность безотказной работы
Ул. Энтузиастов от УТ0 до УТ-1
0,9971
Ул. Энтузиастов от УТ2-1 до УТ2-10
0,9978
От УТ0 до УТ1 - 12 от Энтузиастов, 30 до пр-т Космонавтов 17
0,9841
От УТ1-12 до УТ1-16 по пр-ту Космонавтов
0,9971
От кот. КПТ до УТ-0 по Энтузиастов
0,9955
От кот. КПТ до УТ-0 по Энтузиастов
0,9973

Таблица 1.27

Расчет вероятности безотказной работы "Районной" котельной

Наименование участка сети
Вероятность безотказной работы
От кот. УТ1 - 1 по ул. Ленина
0,9967
От кот. УТ1 - 1 по ул. Ленина
0,999424
От кот. до ул. Горохова, 19
0,99974
От кот. до ул. Горохова, 19
0,9993
От врезки в Д426 до УТ0 по ул. Ленина
0,99923
От УТ1 - 1 до УТ1 - 2 по ул. Ленина
0,999308
От ул. Пролетарской до ул. К. Маркса, 46
0,999846
От ул. Пролетарской до ул. К. Маркса, 46
0,996547
Магистральная т/трасса от ул. К. Маркса, 46 до ТП-2 через ГКБ
0,999039
Магистральная т/трасса от ул. К. Маркса, 46 до ТП-2 через ГКБ
0,997774

Анализ результатов расчетов надежности тепловых сетей котельных "Комплекс" и Районной котельной, вероятности безотказной работы показывает, что на основных направлениях тепломагистралей Pc > 0,9. В этом случае аварии на сетях не приведут к снижению внутренней температуры воздуха в зданиях ниже 12 °C. Полученные результаты являются следствием малого радиуса теплоснабжения (до 1,2 км), небольшой протяженностью трубопроводов с диаметром более 300 мм.

1.9. Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения

Информация по тарифам представлена в соответствии со стандартами раскрытия информации [16]. Динамика утвержденных тарифов на воду, природный газ и теплоту для МУП "Комплекс", ООО "Теплосети", ОАО "РЭУ" "Саратовский" за 2010 - 2013 годы приведена в табл. 1.28 - 1.31.

Таблица 1.28

Тариф на холодную воду

Наименование
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
с 01.01. по 30.06.
с 01.07. по 31.08.
с 01.09. по 31.12.
с 01.01. по 30.06.
с 01.07. по 31.12.
МУП "Балашовское ЖКХ", руб./куб. м
16,33
17,75
19,73
19,73
19,73
19,73
21,44
Темп роста к тарифу предыдущего периода, %
-
8,7
11,1
-
-
-
8,7

Таблица 1.29

Тариф на электрическую энергию

Наименование
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
с 01.01. по 30.06.
с 01.07. по 31.08.
с 01.09. по 31.12.
с 01.01. по 30.06.
с 01.07. по 31.12.
Электроэнергия, руб./ кВт*ч.
4,24
4,72
-
-
4,72
-
4,72
Темп роста к тарифу предыдущего периода, %
-
-
-
-
-
-
-

Таблица 1.30

Тариф на природный газ

Наименование
2010 г.
2011 г.
2012 г.
20131.
с 01.01. по 30.06.
с 01.07. по 31.12.
с 01.01. по 30.06.
с 01.07. по 31.12.
Стоимость природного газа, руб./куб. м
3,623
4,209
-
4,469
-
5,15
Темп роста к тарифу предыдущего периода, %
-
16,1
-
6,4
-
15,2

Таблица 1.31

Тариф на тепловую энергию

Наименование организации
Вид услуги
2012 г.
2013 г.
с 1 января
с 1 июля
% роста
МУП "Комплекс"
отопление, руб./Гкал
1062,57
1062,57
1183,21
111,4
горячее водоснабжение (подогрев воды), руб./куб. м
53,13
-
-
-
горячее водоснабжение, руб./куб. м
81,02
73,32
81,11
110,6
ООО "Теплосети"
отопление, руб./Гкал
1308,96
1308,96
1479,13
113,0
горячее водоснабжение (подогрев воды), руб./куб. м
65,45
65,45
73,96
113,0
ОАО "РЭУ" "Саратовский"
отопление, руб./Гкал
949,53
949,53
1068,23
112,5

Анализ данных табл. 1.31 показывает, что в рассматриваемом периоде тарифы на тепловую энергию утверждались в соответствии с установленными предельными индексами роста тарифов. Плата за подключение к системе теплоснабжения и услуги по поддержанию резервной тепловой мощности в г. Балашов не взимается в связи с отсутствием установленных тарифов.
Информация по структуре формирования тарифа по энергоснабжающими предприятиям не представлена.

1.10. Описание существующих технических
и технологических проблем в системах теплоснабжения
муниципального образования город Балашов

Подробное рассмотрение системы теплоснабжения муниципального образования город Балашов выявило следующие недостатки:
1. Значительный физический и моральный износ котельного оборудования котельных, срок эксплуатации которого превышает 20 лет, что приводит к увеличению затрат на ремонтное обслуживание.
2. Низкий уровень коэффициента загрузки некоторых котельных по отпуску теплоты (около 18 %).
3. Отсутствие комбинированной выработки тепловой энергии.
4. Значительный физический износ тепловых сетей, достигающий 70 % и более. Наиболее изношенными являются внутриквартальные сети отопления и ГВС. Теплоизоляция сетей неудовлетворительная, поэтому потери теплоты через изоляцию и с утечками воды превышают нормативные.
5. Недостаточная автоматизация тепловых пунктов.
6. Высокие затраты электроэнергии на транспортировку теплоты по причине значительного радиуса теплоснабжения, применения пониженного температурного графика сетевой воды.
7. Низкая экономичность транспорта тепловой энергии в летний период, так как приходится эксплуатировать тепловые сети с высокими эксплуатационными затратами.
8. В отапливаемых помещениях отсутствует местное регулирование с помощью терморегуляторов отопительных приборов, обеспечивающих изменение расходов теплоты в зависимости от суточных колебаний теплового режима зданий.
Отмеченные недостатки в работе системы теплоснабжения требуют разработки путей ее совершенствования, которые будут рассмотрены ниже.

Глава 2. ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

2.1. Данные базового уровня потребления тепла
на цели теплоснабжения

Анализ существующих тепловых нагрузок потребителей целесообразно рассмотреть по существующим отдельным источникам выработки тепловой энергии, представленным в табл. 2.1. Основная доля выработки приходится на следующие котельные: котельная МУП "Комплекс" (покрывает 30,7 % тепловой нагрузки города), котельная Районная (22,7 % тепловой нагрузки) и котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ (17,9 % тепловой нагрузки).

Таблица 2.1

Тепловые нагрузки источников теплоты г. Балашов

Наименование источника
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Установленная мощность, Гкал/ч
Котельная МУП "Комплекс"
51,567
252,5
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
29,9
53,65
Котельная Районная
37,965
65,6
Котельная № 1
6,366
10,3
Котельная № 5
4,21
4,835
Котельная № 7
2,421
4,79
Котельная № 20
2,037
3,75
Котельная № 21
2,194
7,32
Котельная № 23
7,801
17,92
Котельная № 25
6,872
9
Котельная № 27
2,86
5,7
Котельная № 28
0,043
0,043
Котельная Рембазы


Котельная на ул. Энергетическая
0,043
0,043
Котельная ГАОУСПО (медицинское училище)
0,2
0,2
Котельная ДЮСШ
0,75
0,75
Котельная ФГБОУ ВПО
1,2
1,2
Котельная ФГБОУ ВПО
0,75
0,75
Котельная СОШ № 11
0,03
0,03
ИТОГО
167,494
464,421

2.2. Прогнозы прироста площади строительных фондов
и тепловых нагрузок

В соответствии с генеральным планом города предполагается строительство новых объектов. Перспективные площади застройки, тепловые нагрузки представлены в табл. 2.2 с распределением по районам, на которые согласно генеральному плану разделен город. Увеличение суммарной тепловой нагрузки на перспективу составит 8,46 Гкал/ч.
Определение расчетных тепловых нагрузок планируемых к сооружению объектов произведено с использованием СНиП 41-01-2003 и СНиП 23-2-2003 путем пересчета среднеотопительных характеристик зданий на показатели при расчетной температуре наружного воздуха. Отопление общественных зданий учтено коэффициентом 0,25 от тепловой нагрузки отопления жилых зданий. Вентиляционная нагрузка общественных зданий рассчитана в размере 60 % от их отопительной нагрузки.
Максимальная нагрузка горячего водоснабжения определена в соответствии со СНиП 2.04.01-85*. Нормы потребления воды на горячее водоснабжение жилых зданий приняты 105 кг/чел-сут, в общественных зданиях - 20 кг/чел-сут. Обеспеченность населения жилой площадью принята в размере 20 кв. м/чел, коэффициент суточной неравномерности горячего водоснабжения - в зависимости от численности населения. На рис. 2.1 - 2.6 цветом выделены районы действия источников теплоты и расположение планируемых застроек.

Рис. 2.1 - Районы территории г. Балашов (не приводится)

Рис. 2.2 - План перспективной застройки г. Балашов
в районе котельной Районной и котельной № 7 (не приводится)

Рис. 2.3 - План перспективной застройки г. Балашов
в районе котельных № 5, № 21, № 23 (не приводится)

Рис. 2.4 - План перспективной застройки г. Балашов
в районе котельных № 5, № 21, № 27 (не приводится)

Рис. 2.5 - План перспективной застройки г. Балашов
в районе котельной № 25 (не приводится)

Рис. 2.6 - План перспективной застройки г. Балашов
в районе котельной МУП "Комплекс" (не приводится)

Рис. 2.7 - План перспективной застройки г. Балашов
в Завокзальном районе (не приводится)

Таблица 2.2

Перспективные площади застройки
и тепловые нагрузки г. Балашов

Район
Обозначение застройки по генплану
Наименование
Объем здания по наружному обмеру, куб. м
Максимальная часовая нагрузка по
от + вент, Гкал/час
Максимальная часовая нагрузка по ГВС, Гкал/час
Суммарная максимальная часовая нагрузка, Гкал/ч
Ближайшая зона источника теплоснабжения
Год ввода в эксплуатацию, год
1
25
Детский сад на 120 мест
12810
0,220
0,023
0,243
Котельная Районная
2015
1
26
Детский сад на 120 мест
12810
0,220
0,023
0,243
Котельная Районная
2015
1
20
Школа на 1100 учащихся
78450
1,275
0,208
1,483
Котельная № 7
2015
1
27
Детский сад на 120 мест
12810
0,220
0,023
0,243
Котельная Районная
2020
1
2
Городская поликлиника на 600 посещений
13651,2
0,203
0,113
0,316
Котельная Районная
2020
2
28
Детский сад на 120 мест
12810
0,202
0,023
0,225
Котельная Районная
2020
2
29
Детский сад на 140 мест
18810
0,323
0,026
0,349
Котельная № 5
2015
3
30
Детский сад на 80 мест
9810
0,169
0,015
0,184
-
2020
4
II
Баня на 150 посещений
5000
0,065
0,028
0,093
Котельная № 21
2015
5
III
Баня на 150 посещений
5000
0,071
0,028
0,099
Котельная № 27
2020
5
34
Детский сад на 200 мест
24000
0,413
0,038
0,451
Котельная № 27
2025
6
18
Гостиница на 200 мест
16700
0,248
0,038
0,286
Котельная МУП "Комплекс"
2025
6
35
Детский сад на 120 мест
12810
0,220
0,023
0,243
Котельная МУП "Комплекс"
2015
6
17
Диагностический центр
13651,2
0,203
0,061
0,264
Котельная МУП "Комплекс"
2015
6
VIII
Пожарное депо 6 машин
9594
0,218
0,022
0,24
Котельная МУП "Комплекс"
2025
7
VI
Пожарное депо 8 машин
12790
0,267
0,029
0,296
Котельная МУП "Комплекс"
2028
8
V
Пожарное депо 6 машин
9594
0,200
0,022
0,222
-
2020
8
3
Гостиница на 400 мест
16700
0,248
0,076
0,324
-
2020
8
32
Детский сад на 80 мест
9810
0,169
0,010
0,179
-
2025
8
8
Школа искусств
18000
0,276
0,043
0,319
-
2025
8
31
Детский сад на 120 мест
12810
0,220
0,023
0,243
-
2020
8
37
Детский сад на 80 мест
9810
0,188
0,015
0,203
-
2015
8
22
Школа на 275 учащихся
24500
0,444
0,052
0,496
-
2025
8
33
Детский сад на 80 мест
9810
0,188
0,015
0,203
-
2025
9
36
Детский сад на 120 мест
12810
0,245
0,023
0,268
Котельная МУП "Комплекс"
2020
9
23
Школа на 275 учащихся
24500
0,418
0,052
0,47
Котельная МУП "Комплекс"
2025

2.3. Прогнозы изменения объемов потребления тепловой энергии
(мощности) и теплоносителя с разделением по видам и типам
теплопотребления и районам

Перспективные тепловые нагрузки вводимых зданий по районам города Балашов приведены в табл. 2.3 и показаны на рис. 2.7.
Аварийные и подлежащие сносу здания приведены в Приложении 4.

Таблица 2.3

Перспективные приросты тепловой нагрузки
вводимых строительных фондов

Район
Перспективный прирост тепловой нагрузки, Гкал/ч
Центральный район
2,53
Юго-западный район
0,57
Привокзальный район
0,18
Район "Ветлянка"
0,09
Район "Козловка"
0,55
Район "Проспект Космонавтов"
1,03
Юго-восточный район
0,30
Завокзальный район
2,19
Юго-восточный новый район
0,74

Из табл. 2.3 видно, что тепловая нагрузка вводимых в рассматриваемой перспективе зданий составит 8,18 Гкал/ч при максимальной нагрузке ГВС.
Перспективные тепловые нагрузки, распределенные по действующим областям теплоснабжения существующих источников теплоты, приведены в табл. 2.4 и показаны на рис. 2.8.
Прирост тепловых мощностей в зонах действия котельных показан на рис. 2.9.

Рис. 2.8 - Перспективные приросты тепловой нагрузки
вводимых строительных фондов по районам города Балашов
(не приводится)

Рис. 2.9 - Перспективные приросты тепловой нагрузки
вводимых строительных фондов в области действия
существующих источников теплоты (не приводится)

Таблица 2.4

Тепловые нагрузки областей теплоснабжения источников
теплоты г. Балашов с учетом перспективных застроек

Наименование источника
Присоединенная нагрузка, Гкал/ч
Установленная мощность, Гкал/ч
Прирост нагрузки в районе котельной, Гкал/ч
Перспективная нагрузка в районе котельной, Гкал/ч
Котельная МУП "Комплекс"
51,567
252,5
2,07
53,63
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
29,9
53,65
-
29,90
Котельная Районная
37,965
65,6
1,27
39,23
Котельная № 1
6,366
10,3
-
6,37
Котельная № 5
4,21
4,835
0,35
4,56
Котельная № 7
2,421
4,79
1,48
3,90
Котельная № 20
2,037
3,75
-
2,04
Котельная № 21
2,194
7,32
0,09
2,29
Котельная № 23
7,801
17,92
-
7,80
Котельная № 25
6,872
9
-
6,87
Котельная № 27
2,86
5,7
0,55
3,41
Котельная № 28
0,043
0,043
-
0,04
Котельная Рембазы
10,328
26,04
-
10,33
Котельная на ул. Энергетическая
0,043
0,043
-
0,04
Котельная ГАОУСПО (медицинское училище)
0,2
0,2
-
0,20
Котельная ДЮСШ
0,75
0,75
-
0,75
Котельная ФГБОУ ВПО
1,2
1,2
-
1,20
Котельная ФГБОУ ВПО
0,75
0,75
-
0,75
Котельная СОШ № 11
0,03
0,03
-
0,03
ИТОГО
167,494
464,421
5,81
173,31

Рис. 2.10 - Существующая и перспективная нагрузка
в технологических зонах теплоснабжения котельных
г. Балашов (не приводится)

Рис. 2.11 - Существующая и перспективная нагрузка
в технологических зонах теплоснабжения котельных
г. Балашов (не приводится)

Глава 3. ЭЛЕКТРОННАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Под электронной моделью системы теплоснабжения понимается математическая модель этой системы, привязанная к топографической основе города (поселения), предназначенная для имитационного моделирования всех процессов, протекающих в ней.
Необходимость создания электронных моделей системы теплоснабжения установлена постановлением Правительства РФ от 22 февраля 2012 г. № 154 [3].
В настоящее время существует несколько лицензионных программных комплексов для теплогидравлических расчетов систем централизованного теплоснабжения. Их алгоритмы не содержат существенных отличий. Как правило, они состоят из двух основных частей - информационной и технологической и предполагают наличие схемы теплоснабжения с известными источниками, их размещением, тепловыми сетями и основными технико-экономическими характеристиками оборудования. Эти программы позволяют выбирать оптимальные режимы эксплуатации и осуществлять наладку тепловых сетей с оптимальным распределением потоков теплоносителей, загрузкой источников теплоснабжения и оказываются эффективными для диспетчеризации. Однако критерии выбора оптимальных решений часто не имеют четкого определения. Введение в систему теплоснабжения новых источников тепловой энергии, установок с комбинированной выработкой электроэнергии и теплоты, на возобновляемых источниках энергии, использующих вторичные энергоресурсы, и т.д. требует системного подхода к определению действительной экономии топлива и других энергоносителей. При этом неизбежными будут изменения трассировок тепловых сетей, их характеристик. В этих условиях наиболее рациональным является последовательное составление энергоэффективной схемы теплоснабжения. Сначала строятся действительные графики электрической и тепловой нагрузок потребителей и на этой основе выбираются источники энергии, их оптимальное количество, места размещения, рассчитываются технико-экономические показатели. Затем составляется принципиальная структурная схема теплоснабжения, устанавливаются оптимальные и предельные радиусы теплоснабжения с учетом возможных изменений технико-экономических показателей источников. Создание электронной модели осуществляется в последующих этапах одновременно с детализацией схемы теплоснабжения. Для этих целей наиболее приемлемым оказывается графико-информационный расчетный комплекс (ГИРС) ЗУЛУ, представляющий систему автоматизированного ведения расчетов режимов, эксплуатации и наладки тепловых сетей любой степени сложности. Электронная модель может в дальнейшем использоваться в качестве основного инструмента для вариантных расчетов сценариев развития систем теплоснабжения:
1) влияние изменения присоединенной нагрузки на систему теплоснабжения в различные временные интервалы;
2) моделирование возможных переключений потребителей и источников теплоты;
3) формирование перечня мероприятий по реконструкции и новому строительству магистральных трубопроводов, необходимых для решения поставленных задач.
Электронная модель дает возможность получения самого широкого спектра отчетов:
а) пьезометрического графика (рис. 3.1);
б) температурного графика тепловой сети (рис. 3.2);
в) расчетов элементов тепловой сети - дроссельных шайб, задвижек, индивидуальных тепловых пунктов (ИТП), котельных, тепловых камер (рис. 3.3 - 3.6) и пр.

Рис. 3.1 - Пьезометрический график участка сети
(не приводится)

Рис. 3.2. Температурный режим системы теплоснабжения
(не приводится)

Рис. 3.3 - Котельная (не приводится)

Рис. 3.4 - ИТП (не приводится)

Рис. 3.5 - Потребитель (не приводится)

Рис. 3.6 - Задвижка (не приводится)

В то же время постановление Правительства РФ от 22 Февраля 2012 г. № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения" [3] указывает, что "при разработке схем теплоснабжения поселений, городских округов с численностью населения от 10 тыс. человек до 100 тыс. человек соблюдение требований, указанных подпункте "в" пункта 18 и пункте 38 требований к схемам теплоснабжения" не является обязательным (раздел 2). Пункт 18, подпункт "в" предполагает в составе обосновывающих материалов схемы теплоснабжения иметь главу 3, которая называется "Электронная модель системы теплоснабжения поселения, городского округа". Вместе с тем наличие такой модели, адекватно отражающей энергоэффективные решения по выбору источников теплоэнергоснабжения, оптимизации их параметров и режимов их работы, рациональной структурной схемы, представляется полезным и необходимым. При этом следует помнить, что программные комплексы являются по сути "калькуляторами", а окончательное решение остается за специалистами.
В настоящей работе создание электронной модели схемы теплоснабжения г. Балашов не предусматривается, однако в дальнейшем ее создание не исключается.

Глава 4. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ ИСТОЧНИКОВ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ

Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии г. Балашов представлены в табл. 4.1. Данные о тепловых нагрузках и местах расположения перспективных потребителей представлены в главе 2.

Таблица 4.1

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой
нагрузки в зонах действия источников

Наименование котельной
Единица измерения, Гкал/ч
Установленная мощность
Располагаемая тепловая мощность
Тепловая мощность-нетто
Подключенная нагрузка
Потери тепловой мощности в сетях
Перспективная нагрузка
Наличие резерва (+) / дефицита (-) мощности
Котельная МУП "Комплекс"
Гкал/ч
252,5
252,5
59,29
51,567
2,07
4,19
193,21
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
Гкал/ч
53,65
53,65
33,05
29,9
0
2,34
20,60
Котельная Районная
Гкал/ч
65,6
65,6
43,37
37,965
1,27
3,07
22,23
Котельная № 1
Гкал/ч
10,3
10,3
7,04
6,366

0,50
3,26
Котельная № 5
Гкал/ч
4,835
4,835
5,04
4,21
0,35
0,36
-0,21
Котельная № 7
Гкал/ч
4,79
4,79
4,31
2,421
1,48
0,30
0,48
Котельная № 20
Гкал/ч
3,75
3,75
2,25
2,037
0
0,16
1,50
Котельная № 21
Гкал/ч
7,32
7,32
2,52
2,194
0,09
0,18
4,80
Котельная № 23
Гкал/ч
17,92
17,92
8,62
7,801
0
0,61
9,30
Котельная № 25
Гкал/ч
9
9
7,60
6,872
0
0,54
1,40
Котельная № 27
Гкал/ч
5,7
5,7
3,77
2,86
0,55
0,27
1,93
Котельная
Гкал/ч
0,043
0,043
0,05
0,043
0
0,00
0,00
№ 28








Котельная Рембазы
Гкал/ч
26,04
26,04
11,42
10,328
0
0,81
14,62
Котельная на ул. Энергетическая
Гкал/ч
0,043
0,043
0,05
0,043
0
0,00
0,00

Фактически сложившийся баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки показывает, что дефицита возможности обеспечения вновь подключаемых нагрузок в соответствии с перспективами развития города Балашов до 2028 г. не имеется.
В связи с этим при подключении новых объектов капитального строительства в г. Балашов необходимо рассматривать варианты покрытия перспективной тепловой нагрузки с использованием новых источников или увеличения мощности существующих. Варианты оптимизации и распределения нагрузок между теплоисточниками изложены в главе 6.

Глава 5. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК И МАКСИМАЛЬНОГО ПОТРЕБЛЕНИЯ
ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ ТЕПЛОПОТРЕБЛЯЮЩИМИ УСТАНОВКАМИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ,
В ТОМ ЧИСЛЕ В АВАРИЙНЫХ РЕЖИМАХ

Присоединение новых нагрузок к системе теплоснабжения приведет к увеличению мощности водоподготовительных установок теплоисточников. Обоснования перспективного потребления теплоносителя при его передаче по сетям представлено в табл. 5.1.

Таблица 5.1

Перспективное потребление теплоносителя

Район
Обозначение застройки по генплану
Наименование
Норма утечки, куб. м/ч
Потери сетевой воды с нормативной утечкой, куб. м
1
25
Детский сад на 120 мест
0,014
39,53
1
26
Детский сад на 120 мест
0,014
39,53
1
20
Школа на 1100 учащихся
0,085
241,32
1
27
Детский сад на 120 мест
0,014
39,53
1
2
Городская поликлиника на 600 посещений
0,018
51,46
2
28
Детский сад на 120 мест
0,013
36,60
2
29
Детский сад на 140 мест
0,020
56,93
3
30
Детский сад на 80 мест
0,011
29,91
4
II
Баня на 150 посещений
0,005
15,19
5
III
Баня на 150 посещений
0,006
16,13
5
34
Детский сад на 200 мест
0,026
73,30
6
18
Гостиница на 200 мест
0,016
46,53
6
35
Детский сад на 120 мест
0,014
39,53
6
17
Диагностический центр
0,015
42,97
6
VIII
Пожарное депо 6 машин
0,014
39,03
7
VI
Пожарное депо 8 машин
0,017
48,17
8
V
Пожарное депо 6 машин
0,013
36,13
8
3
Гостиница на 400 мест
0,019
52,68
8
32
Детский сад на 80 мест
0,010
29,11
8
8
Школа искусств
0,018
51,81
8
31
Детский сад на 120 мест
0,014
39,53
8
37
Детский сад на 80 мест
0,012
33,04
8
22
Школа на 275 учащихся
0,029
80,67
8
33
Детский сад на 80 мест
0,012
33,04
9
36
Детский сад на 120 мест
0,015
43,63
9
23
Школа на 275 учащихся
0,027
76,54
ИТОГО
0,27
781,8

Из таблицы следует, что потребление теплоносителя увеличится в перспективе на 781,8 куб. м/год при нормативной величине подпитки тепловых сетей 0,27 м /ч.
Баланс производительности ВПУ для перспективного потребления теплоносителя тепловыми сетями и теплопотребляющими установками приведен в табл. 5.2. Отметим, что аварийная подпитка может осуществляться водопроводной водой.

Таблица 5.2

Перспективный баланс производительности ВПУ

Наименование источника
Производительность, куб. м /ч
Максимальное водопотребление, куб. м /ч
Районная Котельная
48,3
12,8
Котельная № 5
2,32
1,2
Котельная № 7
2,32
1,2
Котельная № 23
12,2
3,2
Котельная № 25
13,1
5,8
Котельная № 27
3,9
1,2
Котельная "Рембаза"
12,0
3,4
Котельная МУП "Комплекс"
-
10,1
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
-
5,7

В результате подключения объектов нового строительства производительность ВПУ увеличится на 0,781 тыс. куб. м /год.

Глава 6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ
И ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ

6.1. Определение условий организации индивидуального
теплоснабжения, а также поквартирного отопления

Требуется разъяснить порядок перевода отдельных квартир в существующих многоквартирных домах на теплоснабжение от индивидуальных теплогенераторов на газовом топливе, вызванных планируемым выводом из эксплуатации некоторых источников тепловой энергии (котельных) и строительством нового жилого фонда.
В соответствии с Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" (статья 14, пункт 15) [1] запрещается переход на отопление жилых помещений в многоквартирных домах с использованием в индивидуальных квартирах источников тепловой энергии при наличии осуществленного в надлежащем порядке подключения к системам централизованного теплоснабжения. В качестве исключения при изменении схемы теплоснабжения (решение об изменении схемы теплоснабжения принимается органами местного самоуправления) допускается перевод всего многоквартирного дома на 100 % использование индивидуальных квартирных источников тепловой энергии с отключением всего дома от системы централизованного отопления!!
Согласно действующим строительным нормам и правилам (СП 54.13330.2011 "Здания жилые многоквартирные", пункт 7.3.7) применение систем поквартирного теплоснабжения может быть предусмотрено только во вновь возводимых зданиях, которые изначально проектируются под установку индивидуальных теплогенераторов в каждой квартире и имеют коллективные (общие) встроенные или пристроенные дымоходы и воздуховоды.
Допускается перевод существующих многоквартирных жилых домов на поквартирное теплоснабжение от индивидуальных теплогенераторов с закрытыми камерами сгорания на природном газе при условии полной проектной реконструкции инженерных систем переводимого дома, а именно:
- общей системы теплоснабжения дома;
- общей системы газоснабжения дома, в т.ч. внутридомовой газораспределительной сети, газового ввода, а в некоторых случаях - и уличного распределительного газопровода;
- систем дымоудаления и подвода воздуха для горения газа.
Кроме того, для установки теплогенератора объем кухни квартиры должен быть не менее 15 куб. м.
Существующие многоквартирные жилые дома, имеющие централизованное теплоснабжение, как правило, рассчитаны только для газоснабжения плит, предусмотренных в таких домах. При установке индивидуальных теплогенераторов объем потребляемого газа увеличивается примерно в 10 раз, что влечет за собой необходимость реконструкции (перекладки труб) системы газоснабжения дома (а в некоторых случаях и уличного газопровода), так как имеющиеся газопроводы не способны пропустить такой объем газа.
Индивидуальное теплоснабжение в многоквартирных домах требует создания коллективной (общей) встроенной или пристроенной герметичной системы дымоудаления для полного отвода продуктов сгорания в атмосферу, а также приточных воздуховодов для обеспечения подачи с улицы воздуха, необходимого для горения газа. При этом устройство дымоотводов от каждого теплогенератора через фасадную стену многоэтажного жилого дома запрещено (СП 7.13130.2009 Отопление, вентиляция и кондиционирование. Противопожарные требования). Приточные воздуховоды могут быть как коллективными, так и индивидуальными.
Проведение реконструкции инженерных систем многоквартирного жилого дома в целях его перевода с централизованного теплоснабжения на индивидуальное поквартирное отопление возможно только лишь при согласии всех собственников помещений жилого дома (статья 36, 40, 44 Жилищного кодекса РФ). Поэтому при принятии решения об изменении схемы теплоснабжения многоквартирного жилого дома органы местного самоуправления должны получить такое согласие в письменном виде от 100 % собственников помещений в жилом доме. При несогласии с реконструкцией инженерных систем и переходом на поквартирное отопление хотя бы одного собственника вопрос решается в судебном порядке (статья 247 пункт 1 Гражданского кодекса РФ).
Для получения технических условий на реконструкцию системы газоснабжения многоквартирного жилого дома в газораспределительную организацию должен обратиться орган местного самоуправления, принявший решение об изменении схемы теплоснабжения многоквартирного дома. К заявлению должен быть приложен гидравлический расчет участка газораспределительной сети в районе планируемого к переводу на поквартирное отопление жилого дома и внутридомовой газораспределительной сети. Данный документ необходим для определения резерва пропускной способности действующих газопроводов и объема работ по перекладке газопроводов на больший диаметр в случае отсутствия или недостаточности резерва пропускной способности действующего газопровода.
После реконструкции систем инженерного обеспечения многоквартирного дома, у которого планируется изменить схему теплоснабжения, реконструированные системы должны быть введены в эксплуатацию с передачей в газораспределительную организацию исполнительной документации на реконструированный газопровод и документов, подтверждающих устройство в доме коллективных (общих) пристроенных или встроенных герметичных дымоходов и воздуховодов.
На основании полученных документов о готовности многоквартирного дома к переводу на поквартирное отопление газораспределительная организация будет выдавать по заявлениям собственников помещений в этом доме индивидуальные технические условия на установку газовых котлов и другого газоиспользующего оборудования в каждую из квартир этого дома (в зависимости от пожеланий заказчика о количестве и типах используемого газопотребляющего оборудования).

6.2. Расчет радиуса эффективного теплоснабжения
(зоны обслуживания) от котельной МУП "Комплекс"

Эффективный радиус теплоснабжения представляет собой максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до источника тепловой энергии, при превышении которого подключение потребителя к данной системе становится экономически нецелесообразным вследствие увеличения совокупных затрат. Эффективный радиус ассоциируется с зоной действия источника теплоснабжения, поэтому ниже будут определены эффективные зоны теплоснабжения от наиболее крупного источника, обеспечивающего около 31 % тепловой нагрузки города и имеющего протяженные и разветвленные сети котельной "Комплекс". Эффективные зоны действия остальных источников (мелких котельных) здесь не рассматриваются по причине малой тепловой нагрузки и небольшой протяженности сетей. Принимая во внимание близость их расположения к котельной "Комплекс", эффективный радиус рассмотрен совместно с этими котельными.
Для определения эффективных зон теплоснабжения от котельной "Комплекс" использована методика, основанная на допущении, что затраты по системе теплоснабжения до каждой зоны пропорциональны ее тепловой нагрузке и расстоянию от источника. При этом система теплоснабжения разбивается на отдельные зоны с расчетом тепловых нагрузок и расстояний по трассам до источника. Усредненное расстояние от источника до центров зон вычисляется по формуле, км:

,

где Qi - тепловая нагрузка i - зоны, Гкал/ч; Li - расстояние от центра зоны до источника тепловой энергии, км; Q - суммарная присоединенная тепловая нагрузка к источнику теплоснабжения, Гкал/ч.
Присоединенная нагрузка к источнику тепловой энергии, Гкал/ч:



Годовой отпуск теплоты от источника, Гкал/год:

,

где r - число часов использования присоединенной тепловой нагрузки, ч/год.
Среднюю себестоимость транспорта теплоты принимаем равной тарифу, тогда годовые затраты по системе будут равны, руб./год:

,

где cmp - себестоимость транспорта теплоты по системе теплоснабжения, руб./Гкал.
Средние удельные затраты на транспорт теплоты рассчитываются по формуле, руб./Гкал км:



Абсолютная величина затрат до каждой зоны (с учетом расстояния до нее) определяется по выражению, руб./год:



Сравнивая значения и Зi, можно судить об эффективности теплоснабжения каждой зоны. Так при положительном значении теплоснабжение эффективно, при отрицательном - неэффективно. Следовательно, и радиус эффективного теплоснабжения определяется из условия 
Используя приведенную методику, ниже выполнен расчет эффективности покрытия от котельной "Комплекс" различных зон тепловых нагрузок города. На рис. 6.1 показаны зоны теплоснабжения от котельной с учетом существующей и перспективной нагрузки. Число зон составило 9.

Рис. 6.1 - Схема разделения системы теплоснабжения
от котельной "Комплекс" (не приводится)

На рис. 6.2 показаны значения существующих и перспективных тепловых нагрузок выделенных зон.

Рис. 6.2 - Тепловые нагрузки выделенных зон (не приводится)

Из рис. 6.2 следует, что наибольшую тепловую нагрузку имеют зоны 1, 5, 6 и 9.
В табл. 6.1 приведены тепловые нагрузки каждой зоны и среднее расстояние от условного центра до источника. Удельная стоимость транспорта теплоты определена в диапазоне 20 - 40 % от утвержденного тарифа. Такая оценка принята из-за отсутствия данных по удельной стоимости транспорта в эксплуатитрующей организации. При тарифе на теплоту во второй половине 2013 г., равном 1183 руб./Гкал, удельная стоимость транспорта будет изменяться в пределах cmp = 266,7 - 473,3 руб./Гкал. В расчетах число часов использования максимальной тепловой нагрузки принято равным 2800 ч/год, тепловые потери в сетях - 10 %. Результаты расчетов затрат приведены в табл. 6.2. Как видно из таблицы, все зоны теплоснабжения, включая перспективную нагрузку (зона 2), имеют меньшие затраты по сравнению со средними затратами, определенными по выражению (6.4). Следовательно, указанные зоны следует обеспечивать тепловой энергией от котельной "Комплекс". Наибольшее расстояние от источника до выделенных зон (по вектору) составляет 1,8 км (зона 6).
Согласно отчетным данным, существующая тепловая нагрузка котельной "Комплекс" составляет 46 Гкал/ч при загрузке оборудования 20 %. Поэтому целесообразно эту котельную догрузить за счет присоединения нагрузок котельных: "Юность", № 20, 2/133, рембазы, № 25.

Таблица 6.1

Тепловые нагрузки выделенных зон и расстояния
до котельной "Комплекс"

№ зоны
Наименование выделенной зоны
Тепловые нагрузки, Гкал/ч
Расстояние от источника до центра зоны, км
Существующая
Перспективная
1
ул. Энтузиастов - ул. Строителей - Сарат. шоссе - ул. Восточная
12,6
12,6
1,1
2
Кот. "Юность" + перспективная нагрузка
0,74
4
1,66
3
Котельная № 20
2
2
1,15
4
ул. Орджоникидзе
4,4
4,4
1,16
5
Котельная № 2/133
15,2
15,2
1,91
6
Котельная рембазы
10,3
10,3
1,8
7
Котельная № 25
5,3
5,3
1,1
8
Линия Балтекс
8,6
8,6
0,51
9
Линия АТП
20,6
20,6
1,23

Итого
79,8
83,8


Таблица 6.2

Затраты на транспорт тепловой энергии от котельной
"Комплекс"

Номер зоны
Наименование района города
Затраты на транспорт с учетом удаления потребителя от источника (Зi), млн. руб./год
Разность затрат, млн. руб./год
cmp = 236,6 руб./Гкал
cmp = 355 руб./Гкал
cmp = 473,3 руб./Гкал
cmp = 236,6 руб./Гкал
cmp = 355 руб./Гкал
cmp = 473,3 руб./Гкал
1
Энтузиастов - ул. Строителей - Сарат. шоссе - ул. Восточная
7,61
11,42
15,2
53,49
81,12
108,2
2
Кот. "Юность" + перспективная нагрузка
4,32
6,48
8,64
56,78
86,06
114,76
3
Котельная № 20
1,13
1,71
2,28
59,97
90,83
121,12
4
Ул. Орджоникидзе
2,78
4,17
5,56
58,32
88,37
117,84
5
Котельная № 2/133
15,95
23,93
31,91
45,15
68,61
91,49
6
Котельная рембазы
6,82
15,34
20,45
54,28
77,2
102,95
7
Котельная № 25
3,1
4,65
6,2
58
87,89
117,2
8
Линия Балтекс
2,42
3,63
4,84
58,68
88,91
118,56
9
Линия АТП
13,93
20,9
27,9
47,17
71,64
95,5

Затраты на транспорт без учета удаления потребителя (З), тыс. руб./год
61,1
92,54
123,4




Второй по величине присоединенной тепловой нагрузки (39,12 Гкал/ч) является Районная котельная, обеспечивающая около 27 % потребности в тепловой энергии города и имеющая протяженные и разветвленные сети. Увеличение тепловой нагрузки в зоне котельной не планируется. На рис. 6.3 показаны зоны теплоснабжения от котельной при существующей нагрузке. Число зон составило 6 (шесть).

Рис. 6.3 - Схема разделения системы теплоснабжения
от Районной котельной (не приводится)

На рис. 6.4 показаны значения существующих и перспективных тепловых нагрузок выделенных зон.

Рис. 6.4 - Тепловые нагрузки выделенных зон (не приводится)

Из рис. 6.4 следует, что наибольшую тепловую нагрузку имеют зоны 4 и 5.
В табл. 6.3 приведены тепловые нагрузки каждой зоны и среднее расстояние от условного центра до источника. Удельная стоимость транспорта теплоты определена в диапазоне 20 - 40 % от утвержденного тарифа по причине отсутствия данных по удельной стоимости транспорта в эксплуатирующей организации. При тарифе на теплоту во второй половине 2013 г., равном 1479,13 руб./Гкал, удельная стоимость транспорта будет изменяться в пределах cmp = 295,6 - 591,7 руб./Гкал. В расчетах число часов использования максимальной тепловой нагрузки принято равным 2800 ч/год, тепловые потери в сетях - 10 %. Результаты расчетов затрат приведены в табл. 6.4. Как видно из таблицы, все зоны теплоснабжения имеют меньшие затраты по сравнению со средними затратами, определенными по выражению (6.4). Следовательно, указанные зоны следует обеспечивать тепловой энергией от районной котельной. Наибольшее расстояние от источника до выделенных зон (по вектору) составляет 1,32 км (зона 2).
Согласно отчетным данным существующая присоединенная тепловая нагрузка котельной составляет 39,12 Гкал/ч, загрузка оборудования - 77 %. С учетом необходимого резерва следует констатировать, что Районная котельная эксплуатируется с эффективным радиусом.

Таблица 6.3

Тепловые нагрузки выделенных зон и расстояния
до Районной котельной

№ зоны
Наименование выделенной зоны
Тепловые нагрузки, Гкал/ч
Расстояние от источника до центра зоны, км
1
Ул. Коммунистическая - ул. Ревякина
0,9
1,11
2
Ул. Советская
0,6
1,32
3
Ул. Ленина - ул. Коммунистическая - ул. Володарского
1,6
1,14
4
Ул. Ленина - ул. Володарского - ул. 30 лет Победы
21,6
0,6
5
Ул. Ленина - ул. Пролетарская - пер. Южный
9,4
0,63
6
ТП № 4 - ул. 167 Стрелковой дивизии - ул. К. Маркса
5
0,78

Итого
39,12


Таблица 6.4

Затраты на транспорт тепловой энергии от Районной котельной

Номер зоны
Наименование района города
Затраты на транспорт с учетом удаления потребителя от источника (Зi), млн. руб./год
Разность затрат, млн. руб./год
cmp = 295,8 руб./Гкал
cmp = 443,7 руб./Гкал
cmp = 591,7 руб./Гкал
cmp = 295,8 руб./Гкал
cmp = 443,7 руб./Гкал
cmp = 591,7 руб./Гкал
1
Ул. Коммунистическая - ул. Ревякина
1,36
2,04
2,72
34,64
51,96
69,28
2
Ул. Советская
1,08
1,62
2,16
34,92
52,38
69,84
3
Ул. Ленина - ул. Коммунистическая - ул. Володарского
2,49
3,74
5,0
33,51
50,26
67
4
Ул. Ленина - ул. Володарского - ул. 30 лет Победы
17,71
26,57
35,4
18,29
27,43
36,6
5
Ул. Ленина - ул. Пролетарская - пер. Южный
8,09
12,15
16,2
27,91
41,85
55,8
6
ТП № 4 - ул. 167 Стрелковой дивизии - ул. К. Маркса
5,33
7,9
10,6
30,67
46,1
61,4

Затраты на транспорт без учета удаления потребителя (З), тыс. руб./год
36
54
72




6.3. Обоснование включения в схему теплоснабжения
источника с комбинированной выработкой тепловой
и электрической энергии

Выбор установки с комбинированной выработкой теплоты
и электроэнергии и места ее расположения


Схема теплоснабжения должна обеспечивать требуемую энергоэффективность в соответствии с Федеральным законом от 23.11.2009 № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации (с изменениями от 8 мая 2010 г.)" [2]. Этим законом предусмотрен целый комплекс мероприятий, приведенный, в свою очередь, в Федеральном законе от 27.08.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении" [1]. В частности, в качестве действенного способа энергосбережения указывается на "...обеспечение приоритетного использования комбинированной выработки электрической и тепловой энергии для организации теплоснабжения", а также "централизацию теплоснабжения" [ ]. Комбинированная выработка теплоты и электрической энергии реализует известный принцип теплофикации и дает в конечном итоге системную экономию топлива по сравнению с раздельным способом их производства. Примечательно, что эта экономия оказывается более существенной по сравнению со многими способами энергосбережения, рекомендуемыми для систем теплоснабжения ЖКХ [11].
Выбор типа когенерационной установки, ее электрической и тепловой мощностей определяется на основании технико-экономического анализа с учетом действующих графиков электрических и тепловых нагрузок. В зависимости от конкретных условий определяющим может быть график как электрической, так и тепловой нагрузки. Для систем теплоснабжения ЖКХ уровни потребляемых тепловой и электрической мощностей предполагают использование в качестве теплофикационных когенерационные установки (газотурбинные, газопоршневые) и создание на их основе коммунальных ТЭЦ, располагаемых в городской черте. Это направление в последнее время получило широкое распространение во многих странах.
Сравнение газопоршневых (ГПА) и газотурбинных (ГТУ) и коммунальных ТЭЦ на их основе проводилось неоднократно. Установлено, что для электрических мощностей более 5 МВт ГТУ-ТЭЦ имеют объективно лучшие технико-экономические показатели по сравнению с ГПА-ТЭЦ. Потребляемая г. Балашов суммарная электрическая мощность составляет 18 - 20 МВт, что предполагает применение именно газотурбинных когенерационных установок для сооружения ГТУ-ТЭЦ.
В настоящее время отечественные и зарубежные фирмы-изготовители предлагают когенерационные ГТУ для теплоснабжения, имеющие различные параметры, уровни мощности и величины КПД по выработке электрической энергии. Как правило, они выполняются по простым схемам, реализующим цикл Брайтона с котлом-утилизатором. Системная энергетическая эффективность таких ГТУ зависит не только от электрического КПД и коэффициента использования теплоты топлива (КИТ), но и от степени утилизации в котлах-утилизаторах теплоты отработавших в турбине газов. Примечательно, что различные ГТУ часто имеют отличающиеся электрические КПД по причине различных параметров (степени сжатия, величин температур рабочих тел перед газовой турбиной и компрессором и т.д.), в то время как КИТ отличаются менее значительно. Следует подчеркнуть, что расход топливного газа при работе ГТУ определяется именно электрическим КПД.
Важным фактором при выборе типа ГТУ является степень повышения давления воздуха в компрессоре, оказывающая сильное влияние на электрический КПд. В подавляющем большинстве эта величина находится в пределах 15 - 25 (электрический КПД при этом достигает 30 - 33 %), что практически исключает возможность непосредственного использования топливного газа городских газопроводов (давлением 0,6 - 1,2 Мпа) и требует для его компримирования специального дожимного компрессора. Это приводит к удорожанию установки и некоторому снижению ее топливной экономичности и надежности работы. Существенным недостатком таких ГТУ является также и увеличение расхода топливного газа в периоды отсутствия тепловой нагрузки. Этих недостатков лишены когенерационные ГТУ, реализующие циклы с регенеративным подогревом сжатого в компрессоре воздуха перед его подачей в камеру сгорания. Электрический КПД таких ГТУ достигает 37 - 40 % при включенном регенераторе, а степень повышения давления не превышает 6 - 10, что делает возможным непосредственное использование топливного газа городских газопроводов. Кроме того, при отсутствии теплофикационных нагрузок топливная экономичность остается достаточно высокой.
На сегодняшний день только некоторые фирмы-изготовители могут выпускать когенерационные ГТУ с регенеративным подогревом воздуха. В России наиболее готовым к практическому внедрению является газотурбинный агрегат ГТЭ-009М, успешно эксплуатируемый в нескольких городах.
По согласованию с администрацией Балашовского муниципального района принято решение о строительстве ГТ-ТЭЦ № 1 с подключением к существующим тепловым сетям и модернизации оставшегося котельного оборудования. Новая ГТ-ТЭЦ № 1 позволит обеспечить существенный прирост тепловой нагрузки и заместить нагрузку ряда крупных котельных, позволяя осуществить демонтаж низкоэкономичного оборудования, повысить экономичность и надежность энергоснабжения в целом за счет достигаемой экономии топлива при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии.
Основным назначением ТЭЦ № 1 в г. Балашов является комбинированная выработка электрической и тепловой энергии, обеспечивающая системную экономию топлива [17]. На основании анализа графика отпуска электрической энергии г. Балашов было установлено, что максимальная нагрузка составляет 18 МВт.

Общие сведения о ГТ-ТЭЦ № 1

В составе ГТ-ТЭЦ имеется объединенный главный корпус, в котором устанавливаются 2 когенерационные газотурбинные установки ГТЭ-009М. Энергоблок содержит газотурбинный двигатель с регенеративным воздухоподогревателем РВП 2200-02, водогрейный котел-утилизатор КУВ-23,2(20,0)-170, турбогенератор ТФЭ 10-2(3*2)/6000. Для покрытия пиковых тепловых нагрузок устанавливаются два газовых водогрейных котла КВ-Г-23,3(20,0)-170. Для одного энергоблока максимальная электрическая мощность - 10 МВт; номинальная тепловая мощность котла утилизатора (КУ) - 23,2 МВт (20 Гкал/ч). Номинальная тепловая мощность пикового котла (ПК) - 23,3 МВт (20 Гкал/ч). Регулирование теплопроизводительности котла утилизатора при работающем РВП осуществляется за счет пропуска газов помимо пакета поверхностей нагрева через встроенный в котел байпас.
Все оборудование произведено на предприятиях, входящих в группу компаний "Энергомаш". Основные технические характеристики ГТ-ТЭЦ № 1 приведены в табл. 5.2. Тепловая схема ГТ-ТЭЦ с одним энергоблоком приведена на рис. 6.5.

Таблица 6.5

Технические характеристики ГТ-ТЭЦ № 1 мощностью 18 МВт (эл.)
(данные завода-изготовителя)

п/п
Наименование показателей
Размерность
Величина
1.1.
Газотурбинный двигатель:



тип

ГТ-009М

количество
шт.
2

номинальная электрическая мощность
МВт
9
1.2.
Котел-утилизатор водогрейный:



тип

КУВ-23,2-170М

количество
шт.
2

номинальная мощность
Гкал/ч
20
1.3.
Котел водогрейный:



тип

КВ-Г-23,3-170

количество
шт.
2

номинальная мощность
Гкал/ч
20
1.4.
Воздушный регенератор



тип

РВП-2200-02

количество
шт.
4
1.5.
Турбогенератор:



тип

ТФЭ-10-2(3 x 2) /6000УЗ

количество
шт.
2

номинальная мощность
МВт
10
1.6.
Преобразователь частоты:



тип

ТПЧ-2900/12500У1

количество
шт.
2
1.7.
Трансформатор собственных нужд:



тип

ТСЗС-1000-10,5/0,4

количество
шт.
2
1.8.
Повысительный трансформатор в ОКГ:



тип

ТРСЦДПЧ-16000/10

количество
шт.
2

Рис. 6.5 - Тепловая схема ГТ-ТЭЦ с двумя энергоблоками
(не приводится)

Компоновочные решения ГТ-ТЭЦ № 1 приведены в Приложении 3 (не приводится).

6.4. Обоснование предложений по строительству, реконструкции
и техническому перевооружению источников тепловой энергии

В соответствии с Федеральным законом от 23 ноября 2009 г. № 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации (с изменениями от 8 мая 2010 г.)" предусматривается целый комплекс мероприятий, направленных на "уменьшение объема используемых энергетических ресурсов при сохранении соответствующего полезного эффекта от их использования". В системах теплоэнергоснабжения ЖКХ в качестве основных мер предписывается модернизация тепловых источников и тепловых сетей. В связи с этим для повышения надежности теплоснабжения, увеличения коэффициента загрузки котельных, ликвидации малоэффективных котельных, отказа от аренды частных паровых котельных, покрытия перспективных тепловых нагрузок, обеспечения высоких технико-экономических показателей предлагается осуществить модернизацию схемы теплоснабжения г. Балашов.
К рассмотрению предложены два альтернативных варианта энергоснабжения города на перспективу: первый - сооружение ТЭЦ на базе газотурбинных установок (ГТУ) и модернизация оставшихся котельных, второй - модернизация и замена оборудования существующих котельных без использования источника с комбинированной электроэнергией и теплоты. Для сравнения вариантов необходимо соблюдение условий их энергетической и социальной сопоставимости, предусматривающих одинаковый полезный отпуск потребителям энергии заданного качества и мощности; покрытие заданного графика нагрузок потребителей, с обеспечением заданного уровня надежности электро- и теплоснабжения. При рассмотрении второго варианта электроснабжение города осуществляется из энергосистемы. Тогда выравнивание по отпускаемой электрической энергии осуществляется путем ее покупки (продажи) из энергосистемы.
Выбор наиболее эффективного варианта схемы теплоснабжения осуществляется на основе сравнения суммарных дисконтированных затрат. Для определения эффективности вариантов использована экономико-математическая модель, включающая расчет схем источников теплоснабжения, тепловых сетей, их экономические характеристики и критерии эффективности [5, 6]. Во втором варианте рассматривались те же реконструированные котельные, в которых произведена замена основного и вспомогательного оборудования на современное с улучшенными технико-экономическими показателями. Техническое перевооружение остальных котельных, находящихся вне зоны действия ГТ-ТЭЦ, в сравниваемых вариантах будет одинаковым.

6.5. Обоснование замены основного оборудования котельных

На основании анализа работы котельных в отопительном сезоне 2012 года, размещения основных потребителей и источников теплоснабжения, протяженности и состояния тепловых сетей намечены основные энергосберегающие мероприятия, реализация которых обеспечит оптимальную загрузку котельных, снижение потребления топливно-энергетических ресурсов и улучшение экологической обстановки. Отметим, что приведение в соответствие перспективных нагрузок с установленной мощностью котельных позволит значительно уменьшить срок окупаемости капитальных затрат.
В качестве базового рассматривается вариант технического перевооружения котельных путем установки котлов с КПД не ниже 90 %, а также сооружение блочно-модульных котельных. Удельные капиталовложения на техническое перевооружение принимаются в пределах 2 · 106 - 3,2 · 106 руб./(Гкал/ч) в зависимости от уровня тепловой мощности. Стоимостные показатели по сооружению новых котельных (включая блочно-модульные), модернизации существующих, прокладки тепловых сетей приняты по согласованию с теплоснабжающими организациями. В зависимости от конкретных условий предпочтительным может оказаться вариант полной замены котельной с изношенными строительными сооружениями, физически и морально устаревшим оборудованием на новую котельную с размещением ее на месте старой или вблизи нее. При определении мощностей котельных суммарные потери теплоты на собственные нужды и транспорт приняты равными 5 % для всех вариантов.

6.6. Зона теплоснабжения ГТ-ТЭЦ № 1

Для выполнения первого варианта по предварительному согласованию с администрацией принято размещение ГТ-ТЭЦ № 1 на площадке рядом с котельной № 25. Размещение ГТ-ТЭЦ № 1 на опорной карте города представлено на рис. 6.6.

Рис. 6.6 - Место расположения ГТ-ТЭЦ № 1 (не приводится)

Преобразование схемы теплоснабжения по первому варианту требует выбора рациональной структуры источников теплоты, включая ГТ-ТЭЦ № 1 и котельные, часть из которых модернизируется, демонтируется, переводится в резерв, а часть нагрузки передается строящимся котельным. Таким образом, основным источником здесь будет вновь сооружаемая ГТ-ТЭЦ № 1. Технологическая зона действия ГТ-ТЭЦ № 1 будет включать в себя (или объединять) зоны действия нескольких котельных, расположенных в непосредственной близости. В табл. 6.6 представлены данные о расчетных тепловых нагрузках котельных, которые передаются на ГТ-ТЭЦ № 1.

Таблица 6.6

Расчетные тепловые нагрузки, передаваемые на ГТ-ТЭЦ № 1

N
Наименование котельной,
Единица измерения, Гкал/ч
Подключенная нагрузка
Жилой фонд
Прочие потребители
отопление
ГВС
отопление
ГВС
1
Котельная МУП "Комплекс"
Гкал/ч
35,4
3,29
9,95
1,44
2
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
Гкал/ч
9,02
5,75
0,18
1,44

4
Котельная № 25
Гкал/ч
4,31
0,37
0,6
0,06
5
Котельная Рембазы
Гкал/ч
5,11
0,9
4,3
0,038

ИТОГО
Гкал/ч
53,84
10,31
15,03
2,978

Из табл. 6.6 следует, что расчетная тепловая нагрузка в зоне действия ГТ-ТЭЦ № 1 составит 82,1 Гкал/ч. В связи с этим на ТЭЦ предполагается установка двух газотурбинных установок (ГТУ) марки ГТ-009М электрической мощностью по 9 МВт с регенератором и котлом-утилизатором, а также двух пиковых водогрейных котлов. Электрическая мощность ГТ-ТЭЦ № 1 составит 18 МВт, тепловая - 80 Гкал/ч.

Зона теплоснабжения котельной МУП "Комплекс"

Вариант первый
Котельная МУП "Комплекс" в связи с передачей тепловой нагрузки на ГТ-ТЭЦ № 1 исключается из схемы теплоснабжения.
Вариант второй
В котельной МУП "Комплекс" функционирует физически изношенное оборудование, которое подлежит замене. К тому же котельная работает с предельно низкой загрузкой оборудования. В связи с этим в котельной необходимо заменить оборудование и привести в соответствие установленную мощность.
Зону действия котельной планируется увеличить за счет подключения перспективной нагрузки. Передача части тепловой нагрузки на другие источники не предусматривается. Установленная мощность котельной определена с учетом перспективной нагрузки, оптимального режима загрузки оборудования и представлена в таблице 6.7.

Таблица 6.7

Установленная мощность и присоединенная
нагрузка котельной

Наименование источника, адрес.
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Районная котельная
Гкал/ч
53,63
65

Зона теплоснабжения Районной котельной

Учитывая высокую изношенность основного оборудования районной котельной, для повышения надежности, экономичности производства и транспорта тепловой энергии рассмотрен вариант замены основного оборудования с подключением существующих нагрузок и использованием действующих тепловых сетей. Передача части тепловой нагрузки на другие источники не предусматривается. Установленная мощность котельной определена с учетом перспективной нагрузки, оптимального режима загрузки оборудования и представлена в таблице 6.8.

Таблица 6.8

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника, адрес.
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Районная котельная
Гкал/ч
39,23
50

Зона теплоснабжения котельной № 1

На основании проведенного обследования котельной № 1 установлено, что котельная работает минимальными эксплуатационными затратами. Передача части тепловой нагрузки на другие источники и обеспечение перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной не планируется.
Графическое изображение технологической зоны действия котельной № 1 представлено в Приложении 2 (не приводится).

Зона теплоснабжения котельной № 5

В котельной по ул. Нефтяная, д. 5а эксплуатируется оборудование с низкими показателями тепловой экономичности. В связи с этим предлагается осуществить техническое перевооружение котельной, установив современное, более совершенное котельное и вспомогательное оборудование. В зоне действия котельной планируется подключение перспективной тепловой нагрузки. С учетом оптимального режима загрузки оборудования определена перспективная установленная мощность котельной. Данные по установленной мощности котельной представлены в таблице 6.9.

Таблица 6.9

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Котельная № 5
Гкал/ч
4,56
5,6

Зона теплоснабжения котельной № 7

Основное оборудование котельной находится в удовлетворительном состоянии. В связи с этим необходима только реконструкция котельной. Планируется установка современных котлоагрегатов с более высокими показателями тепловой экономичности. Передача тепловой нагрузки на другие источники не планируется. Имеется перспективная тепловая нагрузка в зоне действия котельной. Данные по установленной мощности котельной представлены в таблице 6.10.

Таблица 6.10

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Котельная № 7
Гкал/ч
3,904
4,8

Графическое изображение технологической зоны действия представлено в Приложении 2 (не приводится).

Зона теплоснабжения котельной № 20

Учитывая высокий срок службы основного оборудования котельной, для повышения надежности, экономичности производства и транспорта тепловой энергии рассмотрен вариант ее технического перевооружения с подключением существующих нагрузок и использованием действующих тепловых сетей. В соответствии с проектом планировки территории города перспективные нагрузки в зоне действия котельной не предусмотрены. Передача части тепловой нагрузки на другие источники не планируется. Данные по установленной мощности представлены в таблице 6.11.

Таблица 6.11

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Котельная № 20
Гкал/ч
2,037
2,5

Зона теплоснабжения котельной № 21

Для повышения надежности, экономичности производства и транспорта тепловой энергии рассмотрен вариант технического перевооружения с подключением существующих нагрузок и использованием действующих тепловых сетей аналогично котельной № 20. Перспективные нагрузки здесь не предусмотрены. Передача части тепловой нагрузки на другие источники не планируется. Данные по установленной мощности представлены в таблице 6.12.

Таблица 6.12

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Котельная № 21
Гкал/ч
2.2
7.32

Зона теплоснабжения котельной № 23

В котельной предлагается заменить устаревшее оборудование на современное. Передача тепловой нагрузки на другие источники и обеспечение перспективной тепловой нагрузки в зоне действия котельной не планируется.
Данные по установленной мощности представлены в таблице 6.13.

Таблица 6.13

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Котельная № 23
Гкал/ч
7,8
9,6

Зона теплоснабжения котельной № 25

Вариант первый
Котельная № 25 в связи с передачей тепловой нагрузки на ГТ-ТЭЦ № 1 исключается из схемы теплоснабжения.
Вариант второй
Для повышения эффективности работы котельной необходима замена основного оборудования. В соответствии с проектом планировки территории города перспективных нагрузок в зоне действия котельной не предусмотрено. Передача части тепловой нагрузки на другие источники не планируется. Данные по установленной мощности и присоединенной нагрузке представлены в таблице 6.14.

Таблица 6.14

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Котельная № 25
Гкал/ч
6,87
9,0

Графическое изображение технологической зоны действия котельной № 25 представлено в Приложении 2 (не приводится).

Зона теплоснабжения котельной № 27

В соответствии с проектом планировки территории города в зоне действия котельной планируется перспективная нагрузка, на основании перспективных балансов тепловой мощности установлено, что на котельной имеется резерв мощности для обеспечения перспективной нагрузки. Передача части тепловой нагрузки на другие источники не планируется.
Графическое изображение технологической зоны действия котельной № 27 приведено в Приложении.

Зона теплоснабжения котельной № 28

Изменений в технологической зоне действия котельной не предусмотрено.

Зона теплоснабжения котельной № 28 по (ул. Энергетическая)

Изменений в технологической зоне действия котельной не предусмотрено.

Зона теплоснабжения котельной № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1

Вариант первый
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1 в связи с передачей тепловой нагрузки на ГТ-ТЭЦ № 1 исключается из схемы теплоснабжения.
Вариант второй
Для повышения экономичности, надежности и качества теплоснабжения необходима замена основного и вспомогательного оборудования котельной. В соответствии с проектом планировки территории города перспективных нагрузок в зоне действия котельной не предусмотрено. Передача части тепловой нагрузки на другие источники не планируется. Данные по установленной мощности и присоединенной нагрузке представлены в таблице 6.15.

Таблица 6.15

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ
Гкал/ч
29,9
32

Графическое изображение технологической зоны действия котельной № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1 представлено в Приложении 2 (не приводится).

Зона теплоснабжения котельной "Рембаза"

Вариант первый
Котельная "Рембаза" в связи с передачей тепловой нагрузки на ГТ-ТЭЦ № 1 исключается из схемы теплоснабжения.
Вариант второй
Для повышения экономичности, надежности и качества теплоснабжения необходима замена основного и вспомогательного оборудования котельной. В соответствии с проектом планировки территории города перспективных нагрузок в зоне действия котельной не предусмотрено. Передача части тепловой нагрузки на другие источники не планируется. Данные по установленной мощности и присоединенной нагрузке представлены в таблице 6.16.

Таблица 6.16

Установленная мощность и присоединенная нагрузка котельной

Наименование источника
Единицы измерения
Присоединенная тепловая нагрузка
Установленная мощность
Котельная "Рембаза"
Гкал/ч
10,3
14

Графическое изображение технологической зоны действия котельной "Рембаза" представлено в Приложении 2 (не приводится).

6.7. Перспективные балансы установленной и подключенной
мощности источников тепловой энергии

Перспективные балансы установленной и подключенной мощности источников теплоснабжения г. Балашов составлены с учетом роста тепловой нагрузки и нового строительства котельных, описанных в разделе 2. На основании этих данных в табл. 6.17 - 6.30 представлены балансы установленной и присоединенной нагрузки источников тепловой энергии.

Таблица 6.17

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия котельной
МУП "Комплекс" (вариант второй)

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
252,5
252,5
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
252,5
252,5
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65
65

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
56,93
56,93
57,49
57,49
57,49
57,49
57,49
57,49
57,49
57,49
57,49
57,49
57,75
57,75
57,75
58,09

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
51,50
51,50
52,01
52,01
52,01
52,01
52,01
52,01
52,01
52,01
52,01
52,01
52,25
52,25
52,25
52,54

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
4,03
4,03
4,07
4,07
4,07
4,07
4,07
4,07
4,07
4,07
4,07
4,07
4,08
4,08
4,08
4,11

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0,507
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0,24
0
0
0,296

Наличие резерва (+) / дефицита (-) мощности
Гкал/ч
195,57
195,6
7,51
7,51
7,51
7,51
7,51
7,51
7,51
7,51
7,51
7,51
7,25
7,25
7,25
6,91

Таблица 6.18

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия котельной 2/139
(вариант второй)

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
53,65
53,65
53,65
53,65
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
53,65
53,65
53,65
53,65
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36
36

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06
33,06

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90
29,90

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34
2,34

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+) / дефицита (-) мощности
Гкал/ч
20,59
20,59
20,59
20,59
2,94
2,94
2,94
2,94
2,94
2,94
2,94
2,94
2,94
2,94
2,94
2,94

Таблица 6.19

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой
нагрузки в зоне действия котельной "Рембаза"
(вариант второй)

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
26,6
26,6
26,6
26,6
26,6
26,6
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
26,6
26,6
26,6
26,6
26,6
26,6
14
14
14
14
14
14
14
14
14
14

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39
11,39

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81
0,81

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+) / 1 / \ дефицита (-) мощности
Гкал/ч
15,21
15,21
15,21
15,21
15,21
15,21
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61
2,61

Таблица 6.20

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия районной котельной

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
65,6
65,6
65,6
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
65,6
65,6
65,6
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50
50

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
41,96
41,96
42,5
42,5
42,5
42,5
42,5
43,37
43,37
43,37
43,37
43,37
43,37
43,37
43,37
43,37

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
37,96
37,96
38,45
38,45
38,45
38,45
38,45
39,23
39,23
39,23
39,23
39,23
39,23
39,23
39,23
39,23

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
2,97
2,97
3,01
3,01
3,01
3,01
3,01
3,07
3,07
3,07
3,07
3,07
3,07
3,07
3,07
3,07

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0,486
0
0
0
0
0,787
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+) / дефицита (-) мощности
Гкал/ч
23,64
23,64
23,1
7,5
7,5
7,5
7,5
6,63
6,63
6,63
6,63
6,63
6,63
6,63
6,63
6,63

Таблица 6.21

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой
нагрузки в зоне действия котельной № 1

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3
10,3

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36
6,36

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97
37,97

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97
2,97

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+) / дефицита (-) мощности
Гкал/ч
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94
3,94

Таблица 6.22

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой
нагрузки в зоне действия котельной № 5

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
4,835
4,835
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
4,835
4,835
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6
5,6

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
4,65
4,65
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04
5,04

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
4,21
4,21
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56
4,56

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0,33
0,33
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36
0,36

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0,349
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+) / дефицита (-) мощности
Гкал/ч
0,185
0,185
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56

Таблица 6.23

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия котельной № 7

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
4,79
4,79
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
4,79
4,79
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8
4,8

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
2,68
2,68
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32
4,32

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
2,421
2,421
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904
3,904

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0,19
0,19
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31
0,31

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
1,483
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+) / дефицита (-) мощности
Гкал/ч
2,11
2,11
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48
0,48

Таблица 6.24

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия котельной № 20

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
3,75
3,75
3,75
3,75
3,75
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
3,75
3,75
3,75
3,75
3,75
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5
2,5

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25
2,25

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037
2,037

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16
0,16

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+) / дефицита (-) мощности
Гкал/ч
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25
0,25

Таблица 6.25

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия котельной № 21

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
7,32
7,32
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
7,32
7,32
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
2,42
2,42
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53
2,53

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
2,194
2,194
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287
2,287

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0,17
0,17
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18
0,18

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0,093
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+)/дефицита (-) мощности
Гкал/ч
4,9
4,9
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47
0,47

Таблица 6.26

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия котельной № 23

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
17,92
17,92
17,92
17,92
17,92
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
17,92
17,92
17,92
17,92
17,92
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5
9,5

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62
8,62

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801
7,801

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61
0,61

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+)/дефицита (-) мощности
Гкал/ч
9,3
9,3
9,3
9,3
9,3
0,88
0,88
0,88
0,88
0,88
0,88
0,88
0,88
0,88
0,88
0,88

Таблица 6.27

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой
нагрузки в зоне действия котельной № 25 (вариант второй)

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6
7,6

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872
6,872

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54
0,54

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+)/дефицита (-) мощности
Гкал/ч
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4
1,4

Таблица 6.28

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия котельной № 27

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7
5,7

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
3,16
3,16
3,16
3,16
3,16
3,16
3,16
3,27
3,27
3,27
3,27
3,27
3,77
3,77
3,77
3,77

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
2,86
2,86
2,86
2,86
2,86
2,86
2,86
2,959
2,959
2,959
2,959
2,959
3,41
3,41
3,41
3,41

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0,22
0,22
0,22
0,22
0,22
0,22
0,22
0,23
0,23
0,23
0,23
0,23
0,27
0,27
0,27
0,27

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0,099
0
0
0
0
0,451
0
0
0

Наличие резерва (+)/дефицита (-) мощности
Гкал/ч
2,54
2,54
2,54
2,54
2,54
2,54
2,54
2,43
2,43
2,43
2,43
2,43
1,93
1,93
1,93
1,93

Таблица 6.29

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной
тепловой нагрузки в зоне действия котельной № 28

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+)/дефицита (-) мощности
Гкал/ч
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003

Таблица 6.30

Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой
нагрузки в зоне действия котельной № 28 (Энергетическая, 6)

N

Единица измерения
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028

Установленная мощность
Гкал/ч
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043

Располагаемая тепловая мощность
Гкал/ч
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043

Тепловая мощность нетто
Гкал/ч
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04
0,04

Подключенная нагрузка
Гкал/ч
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043
0,043

Потери тепловой мощности в сетях
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Перспективная нагрузка
Гкал/ч
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0

Наличие резерва (+)/дефицита (-) мощности
Гкал/ч
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003
0,003

6.8. Покрытие перспективной тепловой нагрузки

Перспективная тепловая нагрузка будет обеспечиваться существующими и новыми источниками теплоснабжения. В табл. 6.31 представлены данные по источникам, обеспечивающим покрытие перспективных тепловых нагрузок.

Таблица 6.31

Источники теплоты, обеспечивающие покрытие
перспективной нагрузки

Район
Обозначение застройки по генплану
Наименование
Суммарная максимальная часовая нагрузка, Гкал/ч
Источника теплоснабжения (вариант первый
Источника теплоснабжения (вариант второй)
Год ввода в эксплуатацию, год

25
Детский сад на 120 мест
0,243
Котельная Районная
Котельная Районная
2015
1
26
Детский сад на 120 мест
0,243
Котельная Районная
Котельная Районная
2015
1
20
Школа на 1100 учащихся
1,483
Котельная № 7
Котельная № 7
2015
1
27
Детский сад на 120 мест
0,243
Котельная Районная
Котельная Районная
2020
1
2
Городская поликлиника на 600 посещений
0,316
Котельная Районная
Котельная Районная
2020
2
28
Детский сад на 120 мест
0,225
Котельная Районная
Котельная Районная
2020
2
29
Детский сад на 140 мест
0,349
Котельная № 5
Котельная № 5
2015
3
30
Детский сад на 80 мест
0,184
ИТГ
ИТГ
2020
4
II
Баня на 150 посещений
0,093
Котельная № 21
Котельная № 21
2015
5
III
Баня на 150 посещений
0,099
Котельная № 27
Котельная № 27
2020
5
34
Детский сад на 200 мест
0,451
Котельная № 27
Котельная № 27
2025
6
18
Гостиница на 200 мест
0,286
ГТ-ТЭЦ № 1
Котельная МУП "Комплекс"
2025
6
35
Детский сад на 120 мест
0,243
ГТ-ТЭЦ № 1
Котельная МУП "Комплекс"
2015
6
17
Диагностический центр
0,264
ГТ-ТЭЦ № 1
Котельная МУП "Комплекс"
2015
6
VIII
Пожарное депо 6 машин
0,24
ГТ-ТЭЦ № 1
Котельная МУП
2025
"Комплекс"
7
VI
Пожарное депо 8 машин
0,296
ГТ-ТЭЦ № 1
Котельная МУП "Комплекс"
2028
8
V
Пожарное депо 6 машин
0,222
ИТГ
ИТГ
2020
8
3
Гостиница на 400 мест
0,324
ИТГ
ИТГ
2020
8
32
Детский сад на 80 мест
0,179
ИТГ
ИТГ
2025
8
8
Школа искусств
0,319
ИТГ
ИТГ
2025
8
31
Детский сад на 120 мест
0,243
ИТГ
ИТГ
2020
8
37
Детский сад на 80 мест
0,203
ИТГ
ИТГ
2015
8
22
Школа на 275 учащихся
0,496
ИТГ
ИТГ
2025
8
33
Детский сад на 80 мест
0,203
ИТГ
ИТГ
2025
9
36
Детский сад на 120 мест
0,268
ГТ-ТЭЦ № 1
Котельная МУП "Комплекс"
2020
9
23
Школа на 275 учащихся
0,47
ГТ-ТЭЦ № 1
Котельная МУП "Комплекс"
2025

Из таблицы видим, что покрытие перспективной тепловой нагрузки Завокзального района будет обеспечиваться индивидуальными теплогенераторами (ИТГ). Остальная перспективная нагрузка будет обеспечиваться существующими источниками с расширением технологических зон их действия.

6.9. Строительство новых котельных и необходимые инвестиции

Строительство новых котельных для покрытия перспективных и существующих тепловых нагрузок г. Балашов не планируется.

Глава 7. РЕШЕНИЯ ПО НОВОМУ СТРОИТЕЛЬСТВУ
И РЕКОНСТРУКЦИИ ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ

7.1. Обоснования нового строительства тепловых сетей
для отпуска тепловой энергии от источников

Для отпуска тепловой энергии от ГТ-ТЭЦ необходимо сооружение новых теплопроводов. В связи с этим обязательным является проведение гидравлического расчета тепловой сети с определением диаметров участков, потерь давления и располагаемых напоров в характерных точках. Учитывая использование новых и части существующих сетей, температурный график транзитной тепловой сети принят равным 115/70 °C. КПД тепловых сетей принят равным 0,95, гидравлическое сопротивление источника - 0,15 МПа. Перепад давлений в наиболее удаленной точке сети принят 0,2 МПа. Ситуационный план трассировки сетей от источников с указанием узловых точек показаны на рис. 7.1.
Ситуационный план трассировки сетей от ГТ-ТЭЦ № 1 с указанием узловых точек показан на рис. 7.1. Прокладку сетей предполагается выполнить вдоль автомобильных дорог надземным или подземным способом с обязательным переходом на подземный внутри жилых кварталов.

Рис. 7.1 - Трассировка тепловых сетей и расположение
районов теплопотребления, подключаемых к источнику
(не приводится)

Выделенные цветом объекты соответствуют зданиям, сооружаемым в перспективе.
Результаты гидравлического расчета основной магистрали и ответвлений приведены в табл. 7.1.

Таблица 7.1

Гидравлический расчет участков сети
от котельной Южного района

участок
Длина участка, м
Нагрузка участка, Гкал/ч
Расход, кг/с
Внутренний диаметр, мм
Линейная потеря давления, Па/м
Доля местных потерь давления
Общая потеря давления, кПа
Скорость воды на участке, м/с
0-1
30,00
47,00
304,43
500,00
48,04
0,33
1,92
1,60
1-2
30,00
6,87
44,50
311,00
12,41
0,13
0,42
0,61
1-3
1180,00
40,20
260,39
414,00
94,66
0,31
145,94
2,00
3-4
600,00
29,90
193,67
414,00
52,37
0,26
39,73
1,49
3-5
380,00
10,30
66,72
219,00
175,92
0,16
77,22
1,83
0-6
310,00
52,20
338,12
500,00
59,25
0,35
24,79
1,78







290,02


Перепад давления, развиваемый насосами, с учетом запаса составит



Подача сетевых насосов 

На источнике предлагается установить насосы общей производительностью 2507 куб. м/ч, располагаемым напором 100 м вод. ст. и КПД 82 %. Обеспечение требуемой производительности осуществляется количеством включенных насосов.
Расчет стоимости строительства тепловой сети представлен в табл. 7.2.

Таблица 7.2

Стоимость строительства тепловой сети

участок
Длина участка, м
Диаметр условный, мм
Стоимость, млн. руб.
0-1
30,00
500,00
2,1
1-2
30,00
300,00
1,3
1-3
1180,00
400,00
73,1
3-4
600,00
400,00
37,2
3-5
380,00
200,00
10,4
0-6
310,00
500,00
21,7
Итого
145,8

Стоимость строительства новой тепловой сети в ценах на перспективу 2016 года составляет примерно 145,8 млн. руб.

7.2. Обоснования реконструкции тепловых сетей,
подлежащих замене в связи с исчерпанием
эксплуатационного ресурса

Тепловые сети являются наиболее уязвимым звеном в системе теплоснабжения, т.к. стальные трубы наиболее подвержены коррозии. При эксплуатации сетей 15 - 20 лет трубопроводы становятся аварийными, а ремонт локальных аварий становится неэффективным. В связи с высоким износом тепловых сетей теплоснабжающим организациям необходимо произвести капитальный ремонт тепловых сетей, заменяя на новые с более высокими технологическими характеристиками, улучшающими эксплуатационные качества. Отмечено, что 45 % тепловых сетей в г. Балашов изношено и нуждается в замене. Для решения этих проблем необходимы масштабные инвестиции. Величина инвестиций на капитальный ремонт изношенных участков определена исходя из протяженности и среднего диаметра. Общая стоимость перекладки ветхих тепловых сетей отопления и ГВС, принадлежащих г. Балашов, составляет 0,5 млрд. руб.

Глава 8. Перспективные топливные балансы

8.1. Расчет перспективных расходов основного вида топлива

Перспективные топливные балансы рассчитывались для каждого источника тепловой энергии, расположенного в границах поселения, по видам основного, резервного и аварийного топлива на каждом этапе планируемого периода.
Перспективные топливные балансы для каждого источника тепловой энергии, расположенного в границах поселения, по видам основного, резервного и аварийного топлива, представлены в табл. 8.2.

Таблица 8.2

Перспективные топливные балансы

Наименование котельной
Вариант первый
Вариант второй
Приход основного топлива 3 млн. м (природный газ)
Расход основного топлива 3 млн. м (природный газ)
Приход основного топлива 3 млн. м (природный газ)
Расход основного топлива 3 млн. м (природный газ)
ГТ-ТЭЦ № 1
58,3
58,3
-
-
Котельная МУП "Комплекс"


18,9
18,9
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
-
-
10,6
10,6
Котельная Районная
13,85
13,85
13,85
13,85
Котельная № 1
2,25
2,25
2,25
2,25
Котельная № 5
1,61
1,61
1,61
1,61
Котельная № 7
1,37
1,37
1,37
1,37
Котельная № 20
0,720
0,720
0,720
0,720
Котельная № 21
0,808
0,808
0,808
0,808
Котельная № 23
2,75
2,75
2,75
2,75
Котельная № 25
-
-
2,42
2,42
Котельная № 27
1,20
1,20
1,20
1,20
Котельная № 28
0,014
0,014
0,014
0,014
Котельная "Рембазы"
-
-
3,65
3,65
Котельная на ул. Энергетическая
0,014
0,014
0,014
0,014

Из рассмотрения таблицы следует, что перспективный расход топлива при реализации первого варианта увеличился на 25,14 млн. куб. м/год в связи с увеличением тепловой нагрузки и вводом в эксплуатацию новых источников теплоснабжения.

8.2. Расчеты нормативных запасов аварийных видов топлива

Технологическими и режимными мероприятиями не предусматривалось наличие систем резервного топливохранения (РТХ) в котельных

Глава 9. ОБЕСПЕЧЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

Надежность системы теплоснабжения, определяемая нарушениями в подаче тепловой энергии потребителям, отклонениями параметров теплоносителя, зависит от надлежащей эксплуатации теплоэнергетического оборудования и теплосетей. Исходя из этого, в качестве показателей, характеризующих надежность работы системы теплоснабжения, приняты следующие индикаторы:
- уровень потерь (Гкал/км), определяемый отношением объема потерь тепловой энергии к протяженности сетей;
- удельный вес сетей, нуждающихся в замене (%), определяемый отношением протяженности сетей, нуждающихся в замене, к протяженности всех сетей;
- индекс замены оборудования (%), определяемый отношением количества замененного оборудования к количеству установленного оборудования.
С целью повышения надежности систем теплоснабжения на период до 2028 года предусмотрена реализация следующих мероприятий:
- модернизация оборудования теплоисточников;
- модернизация тепловых пунктов;
- перекладка сетей.

Глава 10. ЭФФЕКТИВНОСТЬ ТЕХНИЧЕСКОГО ПЕРЕВООРУЖЕНИЯ,
МОДЕРНИЗАЦИИ И РЕКОНСТРУКЦИИ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Г. БАЛАШОВ

10.1. Обоснование инвестиций в новое строительство,
реконструкцию и техническое перевооружение

При реализации одного из вариантов потребуются масштабные инвестиции в систему теплоснабжения.
При реализации первого варианта капиталовложения в ГТ-ТЭЦ № 1 определялись по формуле, руб.:

,

где Кгт-тэц - удельная стоимость ГТ-ТЭЦ № 1, руб./ кВт; Nу - установленная электрическая мощность ГТ-ТЭЦ № 1, кВт.
Для выдачи тепловой энергии от ГТ-ТЭЦ № 1 необходимо строительство магистральных сетей суммарной протяженностью 2530 м в двухтрубном исполнении диаметрами 250 - 500 мм.
Капиталовложения в тепловые сети рассчитаны по выражению, руб.:

,

где Аинф - коэффициент, учитывающий изменение стоимости сетей в текущем году по сравнению с базовым (для 2013 г. Аинф = 5,6); В - коэффициент, учитывающий прочие затраты в сооружение сетей (принимается в пределах 1,35 - 1,65); kj - стоимость одного километра j-го участка трубопровода, руб./км; lj - длина j-го участка, км; m - число участков.
Стоимость источника и сетей рассчитаны при следующих исходных данных: Кгт-тэц - 1440 долл./кВт, курс рубля по отношению к доллару - 30 руб./долл., Nу = 18000 кВт, Аинф = 5,6, В = 1,5, kj - в соответствии с федеральными расценками в зависимости от диаметра участка, lj - по данным раздела 7. Принята надземная прокладка сети с пенополиуретановой изоляцией. Так как конструкция теплопроводов тепловых сетей с ППУ изоляцией выгодно отличается от тепловых сетей по сравнению с другими видами тепловой изоляции тем, что она имеет систему оперативного дистанционного контроля (ОДК), нет необходимости защиты от блуждающих токов.
Стоимость модернизации и технического перевооружения котельных принималась на уровне 1500 - 2000 руб./МВт в зависимости от мощности источника.
Результаты расчетов капиталовложений в систему теплоснабжения приведены в табл. 10.1.

Таблица 10.1

Величина капитальных вложений

N
Наименование объекта
Единицы измерения
Стоимость варианта развития схемы теплоснабжения
первый
второй
1
Строительство ГТ-ТЭЦ № 1
млн. руб.
1250
-
2
Строительство новых тепловых сети
млн. руб.
145,8
-
3
Капитальный ремонт изношенных тепловых сетей
млн. руб.
510
510
4
Модернизации и техническое перевооружение котельных
млн. руб.
130
334,1
5
Установка ИТГ
млн. руб.
0,45
0,45
6
Всего по системе теплоснабжения города
млн. руб.
2036,25
844,5


Таблица 10.1

Потребные капиталовложения в объекты теплоснабжения
г. Балашов для их совершенствования (первый вариант),
млн. руб.

Наименование объекта
Всего, млн. руб.
Реализация программы по годам
Обоснование мероприятий
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
ТЭЦ

ГТ-ТЭЦ № 1
1250


625
625













Котельные


















Котельная Районная
81,2


40,6
40,6












Повышение надежности, экономичности производства тепловой энергии, инженерного обеспечения существующих потребителей, поскольку оборудование физически изношено и надежность теплоснабжения крайне низкая
Котельная № 1

















Котельная № 5
10,2


10,2













Котельная № 7
9,6


9,6













Котельная № 20
5,1





5,1










Котельная № 21
5,8


2,9













Котельная № 23
18,1





18,1










Итого
130
















Тепловые сети

















Строительство новых тепловых сетей
145,8


72,9
72,9












Замена ветхих тепловых сетей
510
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
Итого
655,8
















Установка индивидуальных теплогенераторов
0,45


0,15
0,15
0,15











Инженерное обеспечение новых объектов
Итого
0,45
















Всего по системе
2036,25
33,3
33,3
794,65
772
33,45
56,5
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
Повышение надежности, экономичности транспорта тепловой энергии

Таблица 10.2

Потребные капиталовложения в объекты теплоснабжения
г. Балашов для их совершенствования (второй вариант),
млн. руб.

Наименование объекта
Всего, млн. руб.
Реализация программы по годам
Обоснование мероприятий
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Котельные


















Котельная МУП "Комплекс"
97,5


97













Повышение надежности, экономичности производства тепловой энергии, инженерного обеспечения существующих потребителей, поскольку оборудование физически изношено и надежность теплоснабжения крайне низкая
Котельная № 2/139 ЭРТ № 1 РЭУ № 1
64,8



64,8












Котельная Районная
81,2


40,6
40,6












Котельная № 1

















Котельная № 5
10,2


10,2













Котельная № 7
9,6


9,6













Котельная № 20
5,1





5,1










Котельная № 21
5,8


2,9













Котельная № 23
18,1





18,1










Котельная № 25
16,6


16,6













Котельная "Рембазы"
25,2
















Итого
334,1
















Тепловые сети

















Строительство новых тепловых сетей
0


72,9
72,9












Замена ветхих тепловых сетей
510
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
Итого
510
















Установка индивидуальных теплогенераторов
0,45


0,15
0,15
0,15











Инженерное обеспечение новых объектов
Итого
0,45





Всего по системе
844,55
33,3
33,3
283,25
211,8
33,45
56,5
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
33,3
Повышение надежности, экономичности транспорта тепловой энергии

10.2. Расчеты итоговых технико-экономических
показателей перспективной схемы теплоснабжения г. Балашов

Технико-экономическая эффективность схемы теплоснабжения определяется по методическим рекомендациям оценки эффективности инвестиционных проектов [13]. Применяются следующие критерии: интегральный эффект (чистый дисконтированный доход), индекс доходности, внутренняя норма доходности и срок окупаемости капиталовложений. Принятие решения об эффективности инвестиционного проекта осуществляется на основе качественного анализа перечисленных показателей.
Величина интегрального эффекта за расчетный период Тп вычисляется по формуле, руб.:

,

где СQ - тариф на тепловую энергию, руб./Гкал; - количество отпускаемой тепловой энергии, Гкал/год; Сэ - тариф на электрическую энергию, руб./ кВт ч; Эг - отпуск электрической энергии, кВт ч/год; - расходы топлива на ТЭЦ и котельных, куб. м/год; - условно постоянные затраты (амортизация, ремонты, обслуживание) на источниках и в тепловых сетях, руб./год; Эуд - удельные затраты электроэнергии на перекачку сетевой воды, кВт-ч/Гкал; н - коэффициент, учитывающий налоги, Е - норма дисконта; К - дисконтированные капиталовложения в источники и тепловые сети, руб., Тп - рассматриваемый интервал времени работы системы, год.
Индекс доходности или рентабельность капиталовложений определяется выражением:



,

где Rt, Иt - выручка от реализации электроэнергии и теплоты в год t, руб.
Проект считается эффективным при условии 
Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой такую норму дисконта Евн, при которой величина приведенных эффектов равна приведенным капиталовложениям и находится в результате решения уравнения:



Полученное значение Евн должно удовлетворять следующим условиям: Евн > Ед или Евн > Екр, или Евн > Еин Здесь Ед, Екр - средние ставки доходности банков по депозиту и кредитным операциям, Еин - требуемая инвестором норма доходности капитала.
Срок окупаемости (rok) - минимальный временной интервал (от начала осуществления проекта), за пределами которого интегральный эффект остается неотрицательным, то есть первоначальные вложения и другие затраты, связанные с инвестиционным проектом, покрываются суммарным результатом его осуществления. Срок окупаемости определяется из условия: Эин = 0.
В данном разделе представлены результаты финансово-экономических показателей от сооружения новых котельных с учетом затрат в системы транспорта теплоты. Стоимостные показатели приняты такими же, как в разделе 6. Условно постоянные эксплуатационные затраты в источники и тепловые сети определены в размере соответственно 12 и 8 % от капитальных вложений в эти объекты. Остальные данные приняты: Е = 0,1, Эуд = 25 кВт*ч/(Гкал.), н = 0,8, Тп = 15 лет. В табл. 10.1 представлены результаты технико-экономических показателей системы теплоснабжения на последний год расчетного периода (2028 г.). На рис. 10.1 показано влияние стоимости электроэнергии на величину затрат в систему энергоснабжения города.

Таблица 10.1

Экономические показатели модернизации системы теплоснабжения

N
Наименование
Единицы измерения
Вариант первый
Вариант второй
п/п
показателя
Численное значение
1
Присоединенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
173,3
173,3
2
Полезный годовой отпуск теплоты потребителям
тыс. Гкал/год
424,6
424,6
3
Покупка электроэнергии

-
130
4
Годовая выработка электроэнергии ГТ-ТЭЦ № 1
млн. кВт ч/год
130
-
5
ГТ-ТЭЦ № 1
тыс. Гкал/год
152,8
-
6
- котельными и (ПВК)
тыс. Гкал/год
271,8
418,8
7
- индивидуальными теплогенераторами
тыс. Гкал/год
5,72
5,72
8
Годовой расход топлива:
млн. куб. м /год
81,9
61,4
9
ГТ-ТЭЦ № 1
млн. куб. м /год
36,5

10
- котельными
млн. куб. м /год
39,1
60,7
11
- индивидуальными теплогенераторами
млн. куб. м /год
0,7
0,7
12
Стоимость покупки электроэнергии
млн. руб.
-
325
13
Капиталовложения:
млн. руб.
2036,25
844,5
14
- котельные
млн. руб.
130
334
15
- тепловые сети
млн. руб.
655,8
510
16
Топливная составляющая затрат
млн. руб./год
386,568
289,808
17
Условно постоянные
млн. руб./год
257,712
193,21





18
Суммарные эксплуатационные затраты
млн. руб./год
644,28
483,01
19
Суммарные затраты на энергоснабжение города
млн. руб./год
644,28
808,01
20
Выручка от реализации продукции (источниками энергоснабжения)
млн. руб./год
919,44
594,44
21
Прибыль
млн. руб./год
275,16
111,43
22
Интегральный эффект за 15 лет
млн. руб.
6895,8
4458,3
23
Срок окупаемости (простой)
год
7,4
7,6

На основании полученных результатов следует сделать вывод об экономической эффективности предлагаемых решений.

Рис. 10.1 - Влияние стоимости электроэнергии на величину
затрат в систему энергоснабжения города (не приводится)

Таким образом, экономия затрат при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии на ГТ-ТЭЦ № 1 по сравнению с приобретением электроэнергии из системы и собственного производства теплоты в котельных составит в ценах 2014 г. около 7,73 млн. руб. и 98 млн. руб. в год при стоимости электроэнергии 2 руб./ кВт-ч. Как выяснилось в ходе анализа, самым весомым фактором, влияющим на эффективность, является величина тарифа отпускаемой электрической энергии. То есть изменение стоимости электрической энергии в наибольшей степени влияет на экономический эффект. Это обстоятельство обусловливает особенно тщательное планирование отпуска электрической энергии, качественный анализ рынка сбыта и тарифов в данном регионе. Реализация присоединения ГТ-ТЭЦ № 1 в г. Балашов потребует увеличения потребления природного газа в размере: 22,7 млн. куб. м/год. Выработанной электроэнергии будет достаточно для обеспечения потребности города на уровне 2012 г. Собственное производство электроэнергии в г. Балашов с учетом имеющихся энергетических мощностей составит в этом случае около 80 % от существующей потребности. Дополнительная экономия топлива даст возможность предприятию снизить топливную составляющую в эксплуатационных затратах при определении себестоимости отпущенной тепловой энергии и обеспечить рентабельность работы предприятия при нормированном темпе роста тарифов (15 % в год). Характерно, что количество потребляемого газа с вводом ГТ-ТЭЦ № 1 увеличивается пропорционально электрической мощности и обратно пропорционально величине электрического КПД, но расход денежных средств на его приобретение окупается путем продажи населению электрической энергии. Вследствие этого величина затрат в систему энергоснабжения города практически не изменяется с увеличением стоимости электроэнергии. В результате качестве базового направления повышения энергоэффективности системы теплоснабжения г. Балашов рекомендуется вариант с вводом в действие газотурбинной ТЭЦ (первый).

Итоговые технико-экономические показатели
перспективной схемы теплоснабжения г. Балашов

Реализация перспективной схемы теплоснабжения г. Балашов позволит получить к 2028 г. следующие показатели (табл. 10.2).

Таблица 10.2

Итоговые технико-экономические показатели перспективной
схемы теплоснабжения

N
Наименование показателя
Единицы измерения
Вариант первый, второй
1.
Присоединенная тепловая нагрузка потребителей
Гкал/ч
173,3
2.
Отпуск теплоты потребителям
тыс. Гкал/год
424,6
3.
Годовой расход топлива
тыс. т у.т./год
81,9
61,4
4.
Удельный расход условного топлива на отпуск теплоты потребителям
кг у.т./Гкал
155,8
164,3
5.
Коэффициент полезного использования теплоты топлива
%
89
93
6.
Коэффициент эффективности транспорта теплоты (КПД тепловой сети) при замене трубопроводов и изоляции
%
95
7.
Экономия топлива от модернизации источников и тепловых сетей
тыс. т у.т./год
8,3
6,15
8.
Экономия электроэнергии на транспорт теплоносителя
млн. кВт ч/год
3,41
3,41
9.
Экономия теплоты от сокращения потерь при транспорте
тыс. Гкал/год
16,9
10.
Интегральный эффект за 15 лет
млн. руб.
6895,8
4458,3
11.
Срок окупаемости вложений в систему теплоснабжения города
год
7,
7,

По сравнению с существующим вариантом удельный расход топлива на отпуск тепловой энергии снизится на 16,8 кгу.т./Гкал, что в относительных единицах составляет около 10 %. Суммарная годовая экономия затрат на топливо от модернизации системы теплоснабжения составит 33,5 млн. руб./год.

10.3. Расчеты ценовых последствий для потребителей
при реализации программ нового строительства, реконструкции
и технического перевооружения систем теплоснабжения

Реализация предлагаемой схемы теплоснабжения в муниципальном образовании город Балашов на основе изменения структуры источников, участвующих в обеспечении перспективной и существующей тепловой нагрузки, внедрения энергосберегающего оборудования и эффективных теплопроводов будет оказывать влияние на надежность и качество теплообеспечения потребителей, тарифы на тепловую энергию. Основой понижения тарифов на тепловую энергию является снижение энергетических затрат на производство тепловой энергии.
Внедрение комбинированной выработки электрической и тепловой энергии в городе, снижение ее тепловой нагрузки производилось за счет разгрузки пиковых котлов. При этом ее себестоимость по производству теплоты практически не изменилась.
Расчеты удельной себестоимости отпуска потребителям тепловой энергии выполнены в ценах 2013 г. с учетом отпуска теплоты от ГТ-ТЭЦ № 1, новых и существующих котельных. Предусмотрено строительство новых и замена изношенных сетей. В суммарные эксплуатационные затраты включены следующие составляющие: на топливо, условно постоянные по источнику, сетям, ЦТП и перекачке теплоносителя. Доля тепловой нагрузки, покрываемая источниками, составит: ГТ-ТЭЦ № 1 - 46 %, существующие котельные - 53 %, индивидуальные теплогенераторы - 1,2 %. Результаты расчетов удельной себестоимости теплоты приведены в табл. 10.3.

Таблица 10.3

Удельная себестоимость тепловой энергии,
отпускаемая потребителям

Наименование источника тепловой энергии и системы
Удельная себестоимость, руб./Гкал
Вариант первый
Вариант второй
Балашовская ГТ-ТЭЦ № 1
721,8
-
Новые котельные
878,8
-
Существующие котельные
-
878,8
Средневзвешенное значение предлагаемой схемы теплоснабжения
732
878,8
Средневзвешенное значение для действующей схемы
797,8
878,8

Из таблицы видно, что величина удельной себестоимости при реализации первого варианта предлагаемой схемы теплоснабжения снизится на 81 руб./Гкал по сравнению со вторым вариантом. Это позволяет в перспективе замедлить рост тарифа на тепловую энергию.

Глава 11. ОБОСНОВАНИЕ РЕШЕНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ ЕДИНОЙ
ТЕПЛОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ

Статус единой теплоснабжающей организации присваивается органом местного самоуправления или федеральным органом исполнительной власти (далее - уполномоченные органы) при утверждении схемы теплоснабжения поселения, городского округа, а в случае смены единой теплоснабжающей организации - при актуализации схемы теплоснабжения [4].
Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются:
1) владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации или тепловыми сетями, к которым непосредственно подключены источники тепловой энергии с наибольшей совокупной установленной тепловой мощностью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
2) размер уставного (складочного) капитала хозяйственного товарищества или общества, уставного фонда унитарного предприятия должен быть не менее остаточной балансовой стоимости источников тепловой энергии и тепловых сетей, которыми указанная организация владеет на праве собственности или ином законном основании в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации.
Размер уставного капитала и остаточная балансовая стоимость имущества определяются по данным бухгалтерской отчетности на последнюю отчетную дату перед подачей заявки на присвоение статуса единой теплоснабжающей организации.
Способность обеспечить надежность теплоснабжения определяется наличием у организации технических возможностей и квалифицированного персонала по наладке, мониторингу, диспетчеризации, переключениям и оперативному управлению гидравлическими режимами и обосновывается в схеме теплоснабжения. Всем этим критериям в той или иной степени соответствует ООО "Теплосети".

Заключение

Анализ существующей системы теплоснабжения и дальнейшего развития муниципального образования город Балашов показал, что действующие источники и тепловые сети не смогут обеспечить качественного и экономичного теплоснабжения потребителей на перспективу. Для обеспечения планируемых тепловых нагрузок, повышения энергоэффективности системы теплоснабжения необходимо внедрение новых прогрессивных технологий и замена устаревшего оборудования на современное. Модернизация системы теплоснабжения обеспечивается выполнением следующих мероприятий:
- изменением структуры источников, участвующих в покрытии тепловой нагрузки города;
- модернизацией котельного оборудования;
- строительством новых котельных;
- строительством новых и заменой существующих тепловых сетей в период с 2013 г. по 2028 г.
При реализации перспективной схемы теплоснабжения г. Балашов при сооружении ГТ-ТЭЦ № 1 на уровне 2028 г. могут быть получены следующие показатели:
- удельный расход условного топлива на отпуск теплоты по системе 155,8 кг у.т./Гкал;
- коэффициент полезного использования теплоты топлива 89 %;
- экономия топлива от модернизации источников и тепловых сетей 8,3 тыс. т у.т./год;
- экономия электроэнергии на транспорт теплоносителя 3,41 млн. кВт ч/год;
- экономия теплоты от сокращения потерь при транспорте 16,9 тыс. Гкал/год;
- срок окупаемости предложенных мероприятий - 7,4 года.
Рекомендуемый вариант модернизации схемы теплоснабжения города базируется на минимальных капиталовложениях, обеспечивающих надежное теплообеспечение потребителей. При появлении инвесторов следует финансовые ресурсы направить на строительство когенерационных установок с комбинированной выработкой электрической и тепловой энергии, например, на базе котельной № 25, что позволит существенно снизить себестоимость производства теплоты.

Список использованной литературы

1. Федеральный закон "О теплоснабжении" от 27.07.2010 № 190-ФЗ.
2. Федеральный закон № 261-ФЗ от 23 ноября 2009 г. "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации".
3. Постановление Правительства РФ № 154 от 22.02.2012 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".
4. Постановление Правительства Российской Федерации от 08.08.2012 № 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации".
5. РД-10-ВЭП. Методические основы разработки схем теплоснабжения поселений и промышленных узлов Российской Федерации. - М.: ОАО "ВНИПИэнергопром".
6. РД-7-ВЭП. Расчет схем централизованного теплоснабжения с учетом требований надежности. - М.: ОАО "ВНИПИэнергопром".
7. РД 153-34.0-20.507-98 Типовая инструкция по технической эксплуатации систем транспорта и распределения тепловой энергии (тепловых сетей).

8. Приказ Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. № 323 "Об организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по утверждению нормативов удельного расхода топлива на отпущенную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станций и котельных".

9. Приказ Минэнерго России № 115 от 21.03.2003 "Правила технической эксплуатации тепловых энергоустановок".
10. Приказ № 30 от 31.05.2013 "Об утверждении нормативов потребления коммунальных услуг для населения Саратовской области".
11. Энергосбережение в теплоэнергетике и теплотехнологиях / О.Л. Данилов, А.Б. Гаряев, И.В. Яковлев и др. - М.: Издательский дом МЭИ, 2011.
12. Бизнес-планирование в электроэнергетике: учеб. пособие для вузов / В.В. Жуков. - М.: Издательский дом МЭИ, 2011.
13. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (Вторая редакция) / В.В. Косов, В.Н. Лившиц, А.Г. Шахназаров и др. - М.: Экономика, 2000.
14. Отчет по теме "Разработка комплексной методики определения коммерческой эффективности электростанций небольшой и средней мощности на природном газе". - М.: Институт правовых основ энергоэффективности, 1999.
15. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети: учебник для вузов / Е.Я. Соколов. - М.: Издательский дом МЭИ, 2006.
16. Тарифы. [Электронный ресурс]. URL: http://www.newtariffs.ru/ (дата обращения: 17.06.2013).
17. Газотурбинные и парогазовые установки тепловых электростанций / С.В. Цанев, В.Д. Буров, В.Д. Ремезов. - М.: Издательский дом МЭИ, 2009.
18. Стратегия обновления и развития тепловых электростанций на территории России / А.Г. Щеглов. - М.: ОАО "Издательство "Стройиздат", 2007.
19. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.
20. Заключение по результатам материалов, обосновывающих значение нормативов удельных расходов топлива на отпущенную тепловую энергию от котельных ООО "Теплосети" на 2010 - 2013 г.
21. Генеральный план муниципального образования город Балашов.
22. МДК 4-05.2004. Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения.
23. МДС 41-6.2000 Организационно - методические рекомендации по подготовке к проведению отопительного периода и повышению надежности систем коммунального теплоснабжения в городах и населенных пунктах Российской Федерации. - М.: СПО ОРГРЭС, 2000. - 37 с.
24. РД-03-94 Правила устройства и безопасной эксплуатации трубопроводов пара и горячей воды.
25. СНиП 2.04.14-88*. Тепловая изоляция оборудования и трубопроводов.
26. СНиП 41-02-2003. Тепловые сети.
27. СНиП II-35-76. Котельные установки.
28. СП 41-101-95. Проектирование тепловых пунктов.
29. СНиП 23-01-99* Строительная климатология.





Приложение 1

СВЕДЕНИЯ О ХАРАКТЕРИСТИКАХ ВСПОМОГАТЕЛЬНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Таблица 1

Оборудование ТП № 2

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Насос сетев, 4К6, № = 15 кВт
1
1980
Насос сетев. 5НК, № = 22 кВт
1
1980
Насос сетев. 5НК 9 x 1, № = 22 кВт
1
1980
Насос смеш. GRUNDFOSTUPS 50-60/2F (для школы)
1
2007
Насос 2К6 горячей воды № = 4 кВт
1
1980
Насос 15К6 горячей воды № = 1,5 кВт
1
1980
Насос г. воды GRUNDFOSTUPS 50-60/2F
1
2007
Теплообмен. пластинчатый
1
2007
Водоподогреватель водо-водяной Д = 250 мм L = 4 м, 1 секц
1
1997
Резистор Р-25
1
2009
Манометр
7
1997
Термометр
5
2009
Термометр
3
1980

Таблица 2

Оборудование ТП № 3

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Насос г. воды GRUNDFOSTUPS 0,72 кВт
1
2004
Насос смешения 1Д315 x 50 с электродвигателем 4АМ225/2 № = 75 кВт
3
1997
Насос горячей воды К20/30 1,5 кВт
1
1997
Манометр
17
1997
Термометр
3
1997
Шкаф электрический
1
1980
Светильник СГД5 (шахтерский)
1
1997
Теплообменник водогрейный Д = 325 мм, L = 4 м, 4 секции
1
1997
Арматура
35
1997

Таблица 3

Оборудование ТП № 4

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Электронасосный агрегат КМ-100-65-200, № = 22 кВт
2
1998
Преобразователь частотный АПЧ-ТТПТ-032-380-50УХЛ4 № 7778
1
200-
Манометр
4
1998
Термометр
11
2009
Шкаф электрический
1
1998

Таблица 4

Оборудование ТП № 8

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
АМО-100УЧ
2
1993
Электронасосный агрегат 1Д315-50а насос 4АМ225М2У2 эл. дв. № = 7,5 кВт
1
1993
Насос холодной воды К65-50-160, Q = 25 куб. м/ч, Н = 32 м.в.ст. № = 5,5 кВт, 2880 об/мин.
1

Электронасосный агрегат КМ-80-50-200 насос АИР160S2 эл. дв. № = 15 кВт
2
1993
Теплообменник водяной Д = 325 мм, 16 секций, 16ОСТ34-588-68
1
1993
Манометр
10
1993
Термометр
5
1993
Емкость горячей воды V = 30 куб. м
1
2002
Арматура
50
1993
Шкаф электрический
2
1993

Таблица 5

Оборудование ТП № 9

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Насос Д200Л-4У3 с электродвигателем № = 11 кВт
1
1994
Насос опрессовочный, 30 кВт
1
2007
Насос Д - 200Л-4У3 45 кВт
1
2003
Термометр
2


Таблица 6

Оборудование ТП № 10

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Кран-балка грузоподъемностью 2 т
1
1986
Насос КМ-100-65-200 № 30 кВт
1
1986
Насос К-100-65-200 № = 17
1
1986
Насос горячей воды К45 x 30 № = 11 кВт
1
1986
Насос К45 x 30 № 11 кВт
1
1986
Резистор Р25
1
2009
Термометр
9
1986
Теплообменник водо-водяной 1 = 4 м, 7 секц
1
2003
Манометр
4
2009

Таблица 7

Оборудование ТП № 11

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Насос сетевой № = 15 кВт
1

Насос 6НДВ с эл. двигат. № = 75 кВт
2
1987
Насос 6НДВ с эл. двигат. № = 55 кВт
3
1987
Насос GRU № DFOSTUPS 0,37 кВт
1
2006
Водоподогреватель № 1 
1
1998
Водоподогреватель № 2 
1
1998
Водоподогреватель № 3 
1
1998
Водоподогреватель № 4 
1
1998
Насос горячей воды 22 кВт № 1
1
1999
Насос горячей воды 7,5 кВт кВт № 2
1
1999
Емкость горячей воды 60 куб. м
1
1987
Термометры
2
2000
АПЧ
2
2005
МЭО
1


Таблица 8

Оборудование ТП № 13

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Насос К-100-80-160А, К = 22 кВт
1
1997
Насос К-80-50-200, К = 15 кВт
1
1998
Электронасосный агрегат АИР80А2У3, К = 1,5 кВт
1
1998
Электронасосный агрегат К80-65, К = 2,2 кВт
1
1988
Счетчик гор. воды ВСГ-65
1
2001
Т/Регулятор ТРМ-12
1
2009
Теплообменник водяной Д = 273, L = 4 м, 4 секции
2
1999
Шкаф электрический
1
1988
Преобразователь частоты АПЧ-ТТПТ - 16-380-50УХЛ4 № 0775
1
2009
Преобразователь частоты АПЧ-ТТПТ - 16-380-50УХЛ4 № 0774
1
2009
Манометр
8
2000
Термометр
2
2009
Термометр
4
2000

Таблица 9

Оборудование ТП № 15

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Насос К 90/20, К = 7,5 кВт
1
1996
Насос К-45-30, К = 3,0 кВт
1
1996
Манометр
3
1996
Термометр
2
2009

Таблица 10

Оборудование ТП № 16

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Электронасосный агрегат К-100-65-200, К = 30,0 кВт
1
1998
Электронасосный агрегат К100-80-160А
1
2004
Шкаф электрический
1

Манометр
6

Термометр
4
2009

Таблица 11

Оборудование ТП № 24

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Электронасосный агрегат К-45-30, К = 1,1 кВт 1500 об/мин.
1
1999
Электронасосный агрегат К65-50-160 5,5 кВт, 3000 об/мин.
1
1999
Манометр
3
1999
Термометр
3
1999
Шкаф электрический
1
1999

Таблица 12

Оборудование ТП № 12

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Циркуляционный насос К-80-50-200
1
1999
Циркуляционный насос К-45/30
1
1999
Водонагреватель Д = 325, 4 секц
1
2007
Водонагреватель Д = 273, 4 секц
1
1985

Таблица 13

Оборудование ТП № 17

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Циркуляционный насос
2
1999
Водонагреватель Д = 325, 4 секц
1
1985

Таблица 14

Оборудование ТП № 18

Наименование оборудования
Количество
Дата монтажа
Циркуляционный насос К90/55А
1
1999
Водонагреватель Д = 325, 4 секц
1
1985

Таблица 15

Перечень приборов КИПиА тепловых сетей

N
Наименование прибора
Измеряемый параметр
Тип датчика Год выпуска зав. N
Шкала, размерность
Класс точности
Дата поверки
Примечание
1
2
3
4
5
6
7
8
Манометры
1
МТП-100
давление
915524
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

2
МТП-100
давление
778334
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

3
МТП-100
давление
323025
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

4
МТП-100
давление
907795
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

5
М-250
давление
18764
1,6 мПа
1,6
4 кв. 2013 г.

6
АМУ-1
давление
570955
1 мПа
1,6
4 кв. 2013 г.

7
МП5
давление
47115
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

8
МП5
давление
45928
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

9
МП4У
давление
1389174
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

10
МТП-100
давление
946893
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

11
МПЗ-У
давление
1513621
400 кПа
1,5
4 кв. 2013 г.

12
МТП-100
давление
022095
1,6 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

13
МТП-100
давление
888391
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

14
МТП-100
давление
323029
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

15
МТП-100
давление
501955
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

16
ОБМ1-100
давление
26432
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

17
ОБМ1-160
давление
1549403
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

18
МП-5
давление
13040
2,5 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

19
ОБМ-160
давление
2270784
600 кПа
1,6
4 кв. 2013 г.

20
МТП-100
давление
390279
600 кПа
2,5
4 кв. 2013 г.

21
МП4-У
давление
1382935
1,6 кПа
1,5
4 кв. 2013 г.

22
МП3-У
давление
1519806
400 кПа
1,5
4 кв. 2013 г.

23
МВП3
давление
222578
0,3 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

24
МТП-100
давление
236614
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

25
ОБМ1-160
давление
1660690
100 кПа
1,5
4 кв. 2013 г.

26
М-250
давление
4792046
1,6 мПа
1,6
4 кв. 2013 г.

27
АМУ-1
давление
2416958
2,5 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

28
МТП-160
давление
2427577
4 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

29
МП-5
давление
27639
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

30
МТП-160
давление
2315119
2,5 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

31
МП4-У
давление
1035
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

32
МТП-160
давление
2309621
2,5 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

33
МП4-У
давление
1389174
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

34
ОБМ-160
давление
1356354
2,5 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

35
МП4-У
давление
1422639
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

36
МП4-У
давление
499926
600 кПа
1,5
4 кв. 2013 г.

37
МП4-У
давление
464896
600 кПа
1,5
4 кв. 2013 г.

38
ОБМ1-160
давление
1549403
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

39
ОБМ1-100
давление
76432
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

40
ОБМ1-160
давление
2478718
400 кПа
1,5
4 кв. 2013 г.

41
МП4-У
давление
1427239
1.6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

42
МТП-100
давление
323029
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

43
МП4-У
давление
1427256
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

44
МП4-У
давление
1374237
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

45
МТП-100
давление
330574
1,6 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

46
МТП-160
давление
1403110
0,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

47
МП5
давление
27639
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

48
МП4-У
давление
781269
2,5 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

49
ОБМ1-160
давление
1184117
1,6 мПа
1,6
4 кв. 2013 г.

50
МП5
давление
47115
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

51
МП4-У
давление
448298
600 кПа
1,5
4 кв. 2013 г.

52
МП4-У
давление
732642
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

53
МВТП-160
давление
919926
-0,1 - +0,15 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

54
МП4-У
давление
1367915
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

55
ОБМВ-160
давление
1362880
-0,1 - +0,15 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

56
МВТП-160
давление
919926
-0,1 - +0,15 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

57
МТП-100
давление
866420
2,5 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

58
МП4-У
давление
1414519
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

59
МП4-У
давление
1422403
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

60
МВП3-У
давление
1133592
- 0,1 - + 0,3 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

61
МТП-100
давление
022095
1,6 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

62
МТП-100
давление
915524
1 мПа
2,5
4 кв. 2013 г.

63
МТП-160
давление
2349849
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

64
МП5
давление
46973
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

65
МП5
давление
35704
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

66
МП4-У
давление
1383665
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

67
МП5
давление
45928
1,6 мПа
1,5
4 кв. 2013 г.

Блок управления котлом
68
БУК -3М
Авт. без.
№ 438 1995 г.в.
ГБ 0,85
-
-

69
БУК -4М
Авт. без.
№ 109 1999 г.в.
ГБ 0,85
-
-

70
БУК -4М
Авт. без.
№ 214 1998 г.в.
ГБ 0,85

-

71
БУК -4М
Авт. без.
№ 231 1998 г.в.
ГБ 0,85

-

72
БУК -4М
Авт. без.
№ 041 1999 г.в.
ГБ 0,85

-

73
БУК -4М
Авт. без.
№ 146 1998 г.в.
ГБ 0,85

-

74
БУК -4М
Авт. без.
№ 083 1999 г.в.
ГБ 0,85

-

75
БУК -3М
Авт. без.
№ 577 1997 г.в.
ГБ 0,85

-

76
БУК -3М
Авт. без.
№ 488 1996 г.в.
ГБ 0,85

-

77
БУК -3М
Авт. без.
№ 365 1996 г.в.
ГБ 0,85

-

78
БУК -3М
Авт. без.
№ 373 1996 г.в.
ГБ 0,85

-

79
БУК -3М
Авт. без.
№ 258 1996 г.в.
ГБ 0,85

-

80
БУК -3М-3А
Авт. без.
№ 008 1996 г.в.
ГБ 0,85

-

81
БУК -3М-3А
Авт. без.
№ 020 1997 г.в.
ГБ 0,85

-

82
БУК -3М-3А
Авт. без.
№ 009 2002 г.в.
ГБ 0,85

-

83
МАК 2001
Авт. без.
№ 0094 2006 г.в.
ГБ 0,85

-

84
КСУМ
Авт. без.
№ 7264 1992 г.в.
ГБ 0,85

-

85
КСУМ
Авт. без.
№ 7214 1992 г.в.
ГБ 0,85

-

Регуляторы частоты
86
Е1-7011-040Н
давление
№ 0422012029701 2011 г.в.
30 кВт
-
-

87
Е1-7011-075Н
давление
№ 0425012029801 2011 г.в.
55 кВт
-
-

88
Е1-7011
давление
№ 9000405943298 2011 г.в.
7,5 кВт
-
-

89
Е1-7011
давление
№ 70301108598 2011 г.в.
22 кВт
-
-

90
Е1-7011
давление
№ 656131037 2011 г.в.
7,5 кВт
-
-

91
ЭПВ
давление
№ 6695 2003 г.в.
22 кВт
-
-

92
АПЧ
давление
№ 778 2005 г.в.
15 кВт
-
-

93
ПЧ-ТТПТ
давление
№ 202177 2005 г.в.
кВт
-
-

94
АПЧ
давление
№ 773 2005 г.в.
11 кВт
-
-

95
АПЧ
давление
№ 813 2005 г.в.
11 кВт
-
-

96
АПЧ
давление
№ 817 2005 г.в.
15 кВт
-
-

97
АПЧ
давление
№ 720 2005 г.в.
30 кВт
-
-

98
АПЧ
давление
№ 882 2005 г.в.
30 кВт
-
-

99
АПЧ
давление
№ 896 2005 г.в.
30 кВт
-
-

100
АПЧ
давление
№ 890 2005 г.в.
5,5 кВт
-
-

101
АПЧ
давление
№ 812 2005 г.в.
11 кВт
-
-

102
АПЧ
давление
№ 818 2005 г.в.
11 кВт
-
-

103
АПЧ
давление
№ 742 2005 г.в.
15 кВт
-
-

104
АПЧ
давление
№ 836 2005 г.в.
30 кВт
-
-

105
АПЧ
давление
№ 767 2005 г.в.
15 кВт
-
-

106
АПЧ
давление
№ 772 2005 г.в.
15 кВт
-
-

107
АПЧ
давление
№ 711 2005 г.в.
11 кВт
-
-

108
ПЧ-ТТПТ
давление
№ 403449 2003 г.в.
30 кВт
-
-

109
ПЧ-ТТПТ
давление
№ 08041061 2004 г.в.
30 кВт
-
-






Приложение 4

АВАРИЙНЫЕ И ПОДЛЕЖАЩИЕ СНОСУ ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ

п.п.
Адрес подлежащих сносу зданий
Расселяемая площадь, кв. м
Тепловая нагрузка (для объектов централизованного теплоснабжения), Гкал/ч
Источник теплоснабжения
По этапу 2013 года

г. Балашов, пер. Новый, д. 11
364,3

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, пер. Новый, д. 13
378,3

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, пер. Новый, д. 5
375,9

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, пер. Новый, д. 7
365,7

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Белинского, д. 24
221,8

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Володарского, д. 43 А
135

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Володарского, д. 51 б
60,8

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Володарского, д. 53 А
120,9

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Декабристов, д. 30 а
79,4

Индивидуальное теплоснабжение
0
г. Балашов, ул. Пугачевская, д. 317
264,5
0,015
Районная котельная
1
г. Балашов, ул. Пугачевская, д. 342
178,8

Индивидуальное теплоснабжение
2
г. Балашов, ул. Пугачевская, д. 342 а
135,1

Индивидуальное теплоснабжение
3
г. Балашов, ул. Пугачевская, д. 344
163,1
0,012
Районная котельная
4
г. Балашов, ул. Рабочая, д. 83
219
0,014
Районная котельная
5
г. Балашов, ул. Рабочая, д. 85 а
74,9
0,004
Районная котельная
6
г. Балашов, ул. Рабочая ,д. 85 б
141,3
0,018
Районная котельная
7
г. Балашов, ул. Советская, д. 170 а
266
0,037
Районная котельная
8
г. Балашов, ул. Спортивная, д. 11
430,1
0,0001
Котельная № 25
По этапу 2014 года

г. Балашов, ул. Гагарина, д. 68
105,2

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Горохова, д. 4 б
491,2
0,058
Районная котельная

г. Балашов, ул. Карла Маркса, д. 2
153,7

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Красина, д. 68
169,6

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Молодой Гвардии, д. 25
229,1

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Советская, д. 170 б
120,3
0,006
Районная котельная
По этапу 2015 года

г. Балашов, тер. Химчистки, д. 1
133,2

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Астраханская, д. 97
132

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Володарского, д. 43
112,06

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Луначарского, д. 54
92,4

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Спартаковская, д. 4
619,5

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Урицкого, д. 88
107,9

Индивидуальное теплоснабжение
По этапу 2016 года

г. Балашов, ул. Гагарина, д. 51
104,5

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Ленина, д. 11
200,1

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Нижняя, д. 89
65,3

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Пушкина, д. 100
119

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Советская, д. 152
149,5

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Советская, д. 167
0

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Советская, д. 167 а
0

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Советская, д. 172
70,80
0,01
Районная котельная
По этапу 2017 года

г. Балашов, ул. Вокзальная, д. 53
48,6

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Володарского, д. 43 б
90,6

Индивидуальное теплоснабжение

г. Балашов, ул. Володарского, д. 51
122,5

Индивидуальное теплоснабжение


------------------------------------------------------------------