Постановление администрации МО "г. Саянск" от 30.10.2013 N 110-37-1299-13 "Об утверждении схемы теплоснабжения городского округа муниципального образования "город Саянск" на 2012 - 2017 гг. и на период до 2028 г."
АДМИНИСТРАЦИЯ МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "ГОРОД САЯНСК"
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 30 октября 2013 г. № 110-37-1299-13
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДСКОГО ОКРУГА
МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ "ГОРОД САЯНСК" НА 2012 - 2017 ГГ.
И НА ПЕРИОД ДО 2028 Г.
В целях эффективного и безопасного функционирования системы теплоснабжения городского округа муниципального образования "город Саянск", учитывая результаты публичных слушаний, проведенных 10.10.2013 (опубликованы в газете "САЯНСКИЕ ЗОРИ" от 24.10.2013 № 42, вкладыш "Официальная информация", страница 1), руководствуясь Федеральным законом от 27.07.2010 № 190-ФЗ "О теплоснабжении", постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 № 154 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения", статьями 7, 16, 17, 43 Федерального закона от 06.10.2003 № 131-ФЗ "Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации", статьями 5, 38 Устава муниципального образования "город Саянск", администрация городского округа муниципального образования "город Саянск" постановляет:
1. Утвердить прилагаемую схему теплоснабжения городского округа муниципального образования "город Саянск" на 2012 - 2017 гг. и на период до 2028 г.
2. Присвоить статус единой теплоснабжающей организации "Иркутскому открытому акционерному обществу энергетики и электрификации" (ОАО "Иркутскэнерго") в границах существующей системы теплоснабжения.
3. Настоящее постановление опубликовать в газете "САЯНСКИЕ ЗОРИ" и разместить на официальном сайте администрации городского округа муниципального образования "город Саянск" в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".
4. Настоящее постановление вступает в силу со дня его официального опубликования.
5. Контроль исполнения постановления возложить на заместителя мэра городского округа по вопросам жизнеобеспечения города - председателя Комитета по архитектуре, жилищно-коммунальному хозяйству, транспорту и связи.
Мэр городского округа
муниципального образования
"город Саянск"
М.Н.ЩЕГЛОВ
Приложение
к постановлению
администрации МО "г. Саянск"
от 30 октября 2013 года
№ 110-37-1299-13
СХЕМА
ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ГОРОДСКОГО ОКРУГА МУНИЦИПАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
"ГОРОД САЯНСК" НА 2012 - 2017 ГГ. И НА ПЕРИОД ДО 2028 Г.
1. ВВЕДЕНИЕ
Настоящая схема теплоснабжения (далее - Схема) разработана в соответствии с Федеральным законом (ФЗ) № 190 от 27.07.2010 "О теплоснабжении" и постановлением Правительства РФ (Пп) № 154 от 22.02.2012 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".
Схема разработана в целях удовлетворения спроса на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель, обеспечения надежного теплоснабжения наиболее экономичным способом, а также экономического стимулирования развития систем теплоснабжения и внедрения энергосберегающих технологий в г. Саянск Зиминского района.
Схема состоит из следующих частей и содержит:
- Введение - общая вводная часть;
- Часть 1. Обосновывающие материалы к Схеме;
- Приложения - техническое задание, представленные данные, расчетные данные, карты-схемы и пр. (не приводятся).
Основание для выполнения Схемы - муниципальный контракт № 0134300084413000035-0208560-03 от 20.06.2013, техническое задание представлено в прил. 1. Схема разработана с использованием электронной модели схемы теплоснабжения на базе ПО ByteNET3 (ООО "БайтЭнергоКомплекс", г. Иркутск).
Общая графическая схема теплоснабжения представлена в прил. 2.
В данной работе использованы данные генерального плана развития г. Саянска (информация для оценки перспективных показателей по г. Саянску), предоставленного администрацией поселения, данные по приросту тепловых нагрузок, предоставленные ООО "Саянский бройлер", и другая исходная информация, предоставленная МУП "СТЭП" и филиалом ОАО "Иркутскэнерго" Ново-Зиминской ТЭЦ.
Общая характеристика города.
Городской округ "город Саянск" расположен в 9 км от федеральной трассы М-53 "Байкал", в 28 км от ж/д станции Зима, на реке Ока на расстоянии 270 км (по автодороге) от областного центра г. Иркутск.
г. Саянск - самый молодой город в Иркутской области, первый жилой дом (№ 2, м-н № 1) заложен 22 апреля 1970 г. Начало его строительства в 1970 году связано с созданием в Восточной Сибири крупного химического комплекса по производству полупродуктов для пластических масс в составе химического завода (теперь ОАО "Саянскхимпласт").
По проекту территория города делилась на 4 жилых района по 50 тысяч жителей в каждом. Промышленно коммунальная зона была размещена на восточной окраине города на берегу реки Мольты.
По проекту расчетная численность населения нового города была определена в 200 тыс. чел., соответственно, в проекте были заложены планировочные транспортные и инженерные решения с учетом этого населения. Застройка была запроектирована только многоэтажная - 5, 9 и, возможно, более этажей, усадебная застройка не предусматривалась.
Численность населения г. Саянска на основании данных переписи населения на 1 января 2012 года составила 39,9 тыс. чел. По данным Федеральной миграционной службы в Саянске по месту жительства зарегистрировано 42,9 тыс. чел.
Плотность населения в границах жилых территорий составляет 144 чел./га.
По данным Заказчика общая площадь жилых домов города Саянска в настоящее время составляет около 900 тыс. кв.м, или 22,5 кв.м/чел. На муниципальный жилой фонд приходится около 54 тыс. кв.м (6%), на частный (в том числе индивидуальный) жилой фонд - 846 тыс. кв.м (94%). Жилищный фонд в основном находится в хорошем техническом состоянии, с низким процентом износа.
В состав муниципального образования "город Саянск" входит только сам город, который является административным центром муниципального образования.
Внешние транспортные связи с г. Саянском осуществляются в настоящее время только автомобильным транспортом. Ближайшим городом является г. Зима (29 км по автодороге).
Основные предприятия и учреждения, расположенные в границах г. Саянска, представлены в прил. 3 (перечень предоставлен администрацией г. Саянска).
Основным градообразующим предприятием города является акционерное общество открытого типа "Саянскхимпласт" с численностью работающих 5,5 тыс.
Второе по величине численности работающих в городе - агропромышленный комплекс "Саянский бройлер". На нем работает 1,4 тыс. чел.
В пределах рассматриваемой системы теплоснабжения максимальный перепад геодезических высот составляет 109 м.
Климат.
Климат в г. Саянске резко континентальный. На территории поселения вечной мерзлоты нет. Нормативная глубина промерзания грунта 2,7 м. Абсолютная минимальная температура воздуха - -50°C; абсолютная максимальная температура воздуха - +36°C. Продолжительность отопительного периода - 239 дн. Расчетная температура наружного воздуха для проектирования отопления -42°C.
Климатические характеристики для г. Саянска, принятые в соответствии с рекомендациями [1], согласованные с Заказчиком, теплоснабжающей, теплосетевой организациями и использованные в расчетах данной работы, приведены в табл. 1.
Табл. 1
Климатические характеристики г. Саянска
Город Продолж. T наружного воздуха, °C Расчетная
(по отопит. скорость
СНиП) периода Расчетная для Средняя Среднегодовая Абсолютные ветра,
в сутках проектирования отопит. м/с
периода
Отопл. Вентил. min max
Зима 239 -42 -26 -9,7 -1,6 -50 36 2
Среднемесячная температура наружного воздуха, °C
Месяц 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
T ср. -23 -20 -10,1 1,1 8,7 15,8 18 14,9 8,1 -0,1 -12,2 -20,5
мес.
К коммунальным услугам, предоставляемым населению г. Саянска, относятся: водоснабжение, водоотведение, теплоснабжение, электроснабжение, вывоз бытовых отходов, утилизация бытовых отходов. В рамках данной работы подробно будут рассмотрены только вопросы теплоснабжения г. Саянска.
При создании Саянского промузла была заложена общая система инженерного обеспечения предприятий промузла и города. Представим кратко общую характеристику инженерных коммуникаций г. Саянска (по материалам генплана).
Водоснабжение.
Источник водоснабжения промузла города расположен южнее города Зимы в Зиминском районе на острове Шехолай, находящемся в междуречье р. Оки и впадающей в нее р. Зимы. Эксплуатируемый водозабор подземных вод инфильтрационного типа. Производительность водозабора составляет около 40 тыс. куб.м/сут.
Станции первого и второго подъема находятся непосредственно на водозаборе, водоснабжение города Зимы и близлежащих районов обеспечивает станция третьего подъема, расположенная на западной окраине города. Станция четвертого подъема находится в пределах Саянского промузла, откуда по двум водоводам диаметром 600 мм вода подается в город Саянск на насосную станцию пятого подъема.
От насосной станции пятого подъема вода подается в городскую сеть. Схема сети водопровода принята замкнуто кольцевой низкого давления.
Эксплуатацию сетей системы холодного водоснабжения ведет МУП "Водоканал-Сервис".
Водоотведение.
В г. Саянске принята раздельная система хозяйственно-бытовой и дождевой канализации. Сети хозяйственно-бытовой канализации имеются во всех зонах застройки города. По самотечным коллекторам частично с помощью промежуточных насосных станций, расположенных на территории города, стоки собираются на главную насосную станцию, находящуюся на краю долины реки Оки в западной части города, откуда транспортируются на биологические очистные сооружения ОАО "Саянскхимпласт", расположенные на левом берегу реки Оки.
Хозяйственно-бытовые сточные воды города, промышленные сточные воды ОАО "Саянскхимпласт" очищаются на биологических очистных сооружениях, после очистки смешиваются с промливневыми сточными водами и сбрасываются в р. Оку по рассеивающему выпуску. Проектная мощность очистных сооружений - 34000 куб.м/сут.
По предоставленным данным существующее водоотведение в целом по г. Саянску составляет около 20 тыс. куб.м/сут.
Хозяйственно-бытовая канализация осуществлена из асбоцементных, железобетонных и стальных труб, минимальная глубина заложения - 1,8 м до низа трубы.
Эксплуатация городских сетей хозяйственно-бытовой канализации города ведет МУП "Водоканал-Сервис".
Электроснабжение.
Источником электроснабжения города является подстанция "Ока" 110/35/10 кВ, которая двухцепной ЛЭП-110 соединена с Ново-Зиминской ТЭЦ. Мощность подстанции "Ока" составляет 50000 кВА - два трансформатора по 25000 кВА.
Общая электрическая коммунально-бытовая нагрузка города, приведенная к шинам 0,4 кВ ТП, составляет около 30000 кВА, в т.ч. 23100 кВА - население (2 категория), 6900 кВА - мелкопромышленные предприятия (3 категория).
Теплоснабжение.
Основное теплоснабжение города - централизованное. Районы индивидуальной усадебной застройки обеспечиваются теплом децентрализованно - от автономных теплоисточников (электрокотлов и печей на твердом топливе).
Источником централизованного теплоснабжения города является Ново-Зиминская ТЭЦ, расположенная на территории промузла ОАО "Саянскхимпласт".
Установленная тепловая мощность ТЭЦ составляет 832,7 Гкал/ч.
Основное оборудование ТЭЦ: 4 паровых пылеугольных котла БКЗ-420-140, 3 паровых турбины ПТ-80/100-130-13. Износ основного оборудования составляет около 50%.
Основным видом топлива для ТЭЦ служит бурый уголь Азейского, Мугунского и Ирбейского месторождений ( = 4184 ккал/кг). Общие годовые расходы топлива составляют: уголь - 820 тыс. т/год, мазут - 430 т/год.
Температурный график сетевой воды ТЭЦ - 150/70°C со срезкой на 140°С.
Схема тепловых сетей 2-трубная, тупиковая с возможностью резервирования по смежным тепломагистралям.
Система теплоснабжения - открытая, с непосредственным водоразбором из теплосети на нужды бытового горячего водоснабжения.
Прокладка теплопроводов надземная и подземная в непроходных лотковых каналах.
Гидравлический режим в тепловых сетях поддерживается подкачивающими тепловыми насосными станциями.
2. ОБОСНОВЫВАЮЩИЕ МАТЕРИАЛЫ
2.1. СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В СФЕРЕ ПРОИЗВОДСТВА, ПЕРЕДАЧИ И
ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
2.1.1. ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СТРУКТУРА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
В рассматриваемом населенном пункте функционирует одна централизованная система теплоснабжения с одним теплоисточником - Ново-Зиминской ТЭЦ. Система работает круглогодично, летнее ГВС имеется.
Теплоисточник находится в собственности ОАО "Иркутскэнерго". Теплоснабжающей организацией является филиал ОАО "Иркутскэнерго" Ново-Зиминская ТЭЦ. Теплосетевой организацией является муниципальное унитарное предприятие "Саянское теплоэнергетическое предприятие" (МУП "СТЭП").
Общая схема централизованного теплоснабжения представлена в прил. 2. Схема подготовлена на основе электронной модели схемы теплоснабжения в ПО ByteNET3, которая ниже будет рассмотрена более подробно.
Радиус централизованного теплоснабжения в рассматриваемой системе составляет: относительно ТЭЦ - 14750 м, относительно подкачивающей насосной станции на г. Саянск - 5180 м (представлены на рис. 1.1).
Рассматриваемую систему теплоснабжения от Ново-Зиминской ТЭЦ (направление на г. Саянск) условно можно разделить на 3 гидравлически зависимых системы теплоснабжения: "Магистраль" - тепловая магистраль от Ново-Зиминской ТЭЦ до 2 подкачивающих насосных станций (ПНС на г. Саянск и ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер"; "ПНС" - система теплоснабжения от ПНС на г. Саянск; "ТНС-6" - система теплоснабжения от ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер". Далее по тексту и в таблицах будут использоваться именно эти обозначения систем теплоснабжения.
Степень благоустройства зданий с централизованным теплоснабжением на общей схеме теплоснабжения (прил. 2) показана у каждого здания цветовым индикатором - полукруг с секторами (центральное отопление - красный, ГВС - темно-красный, ХВС - синий).
Тип ввода (подключения) теплового потребителя отражается на схеме (прил. 2) формой узла ввода здания (возможные формы: треугольник - прямой ввод, квадрат - через теплообменник, круг - элеваторное подключение). По предоставленным данным, в рассматриваемой системе теплоснабжения большинство зданий подключены по элеваторной схеме.
В границах поселения имеются 2 основные крупные производственные зоны с централизованным теплоснабжением:
- ОАО "Саянскхимпласт", теплоснабжение производится непосредственно от Ново-Зиминской ТЭЦ;
- агропромышленный комплекс "Саянский бройлер". Теплоснабжение данной производственной зоны осуществляется МУП "СТЭП" от Павильона № 5 (см. прил. 2).
Основные тепловые потребители Ново-Зиминской ТЭЦ, относящиеся к рассматриваемому поселению: ОАО "Саянскхимпласт", ООО "Саянский бройлер", г. Саянск, ЗАО "Саянскгазобетон", Саянский дом-интернат для престарелых и инвалидов, станция осветления ОАО "СХП". Кроме этого, от ТЭЦ производится теплоснабжение г. Зимы (часть города), п. Ухтуй и нескольких промпредприятий на тепловой магистрали, идущей на г. Зиму.
Рисунок - не приводится.
Рис. 1.1. Общая схема и радиус системы
теплоснабжения г. Саянска
2.1.2. ИСТОЧНИКИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
В данном разделе использована информация, предоставленная специалистами производственно-технического отдела (ПТО) Ново-Зиминской ТЭЦ (см. прил. 4 и 7).
Основным и единственным централизованным теплоисточником для г. Саянска является Ново-Зиминская ТЭЦ.
Перечень и характеристики основного оборудования Ново-Зиминской ТЭЦ представлены в табл. 1.1 и прил. 4.
Табл. 1.1
Перечень оборудования теплоисточника
Теплоисточник Котлы Турбины Дымососы, Емкости, Дым. трубы,
вентиляторы куб.м (Ду мм, Н м)
ТЭЦ БКЗ-420-140 - ПТ-80/100-130-13 - ВГДН-17 - 4 шт.; 3000,0 - (6000; 150,0)
4 шт. 3 шт. ДН-24/2-0.62 - 8 2 шт. (6000; 250)
шт.; ДН-26ГМ -
8 шт.
Установленная электрическая мощность станции составляет 240 МВт, тепловая - 832,7 Гкал/ч. На ТЭЦ установлены котлы БКЗ-420-140 - 4 шт. Все котлы пылеугольные, паровые. Располагаемая тепловая мощность теплоисточника практически равна ее установленной мощности.
Максимальная тепловая мощность на собственные нужды ТЭЦ составляет около 40 Гкал/ч. С учетом этого тепловая мощность нетто ТЭЦ составляет 792,7 Гкал/ч. Производственная потребность в тепловой энергии "Саянскхимпласта" оценивается около 189,8 Гкал/ч.
По предоставленным данным (см. прил. 6), суммарная расчетная тепловая нагрузка ТЭЦ составляет 443,4 Гкал/ч: 327,6 Гкал/ч в горячей воде, 110,3 Гкал/ч в паре и 5,5 Гкал/ч - подогрев химочищенной воды. Располагаемая тепловая мощность ТЭЦ (832,7 Гкал/ч) почти в 2 раза превышает суммарную подключенную тепловую нагрузку. Это указывает на имеющийся значительный запас располагаемой тепловой мощности на ТЭЦ (см. табл. 1.2) и на возможность подключения дополнительных потребителей.
Табл. 1.2
Тепловые мощности теплоисточников, Гкал/ч
Теплоисточник Установл. Располаг. Расчетная Резерв Собств. Мощность
мощность мощность нагрузка распол. нужды нетто
мощности,
%
Ново-Зиминская 832,7 832,7 441,8 47 40 792,7
ТЭЦ
Отпуск тепловой мощности в тепловые сети производится через пароводяные теплообменники (ПСГ-1300-8-1 - 6 шт., ПСВ-500-14-23 - 7 шт.). На всех подключенных тепловых потребителей (производственные зоны, г. Саянск, г. Зима) работает одна группа сетевых насосов (G = 1250 куб.м/ч, Н = 140 м - 3 насоса; G = 2500 куб.м/ч, Н = 180 м - 4 насоса). Подпитывающие насосы для теплосети: G = 1250 куб.м/ч, Н = 70 м - 3 насоса; G = 2500 куб.м/ч, Н = 60 м - 4 насоса.
Способ регулирования отпуска тепловой энергии от ТЭЦ качественный, расчетный график регулирования температур теплоносителя 150/70°C со срезкой на 140°C.
Официальный учет тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети, производится по показаниям приборов учета, установленных на основных тепловых магистралях.
На момент осмотра и экспресс-обследования ТЭЦ предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации ТЭЦ не было.
В целом можно сказать, что состав и техническое состояние оборудования ТЭЦ, а также уровень его эксплуатации достаточно высокий.
2.1.3. ТЕПЛОВЫЕ СЕТИ, СООРУЖЕНИЯ НА НИХ И ТЕПЛОВЫЕ ПУНКТЫ
Электронная модель тепловых сетей рассматриваемой системы теплоснабжения выполнена в ПО ByteNET3. Распечатанная бумажная схема тепловых сетей представлена в прил. 2.
От ТЭЦ имеется 3 основных направления тепловых сетей: пар (без возврата конденсата) на ОАО "Саянскхимпласт" и две магистрали горячей воды: на г. Зиму и на г. Саянск. В данной работе тепловая магистраль на г. Зиму рассматриваться не будет. Ввиду непредоставления (конфиденциальности) информации по паропроводу и трубопроводам горячей воды на ОАО "Саянскхимпласт" они указаны на схеме только до границ предприятия.
Ниже будет рассмотрена только схема тепловых сетей от ТЭЦ по направлению на г. Саянск и ответвление на ООО "Саянский бройлер".
Тепловые сети выполнены в двухтрубном исполнении. Тип прокладки - надземная (в основном магистральные сети) и подземная в непроходных каналах (внутриквартальные сети). Изоляция - минеральная вата и пенополиуретановые скорлупы. Тип компенсирующих устройств - П-образные и сальниковые компенсаторы и углы поворотов. Общие характеристики тепловых сетей представлены в табл. 1.3.
Табл. 1.3
Система Протяженность участков, км Кол-во Макс.
теплоснабжения контуров перепад
надзем. непроход. бесканал. всего высот, м
ВСЕГО 31613 54481 111 86205 0
"ПНС" 4456 52914 111 57480 0 109
"ТНС-6" 9162 47 0 9209 0 91
"Магистраль" 17995 1521 0 19516 0 64
Данные табл. 1.3 были получены на основе космоснимка и сверены со сводными данными МУП "СТЭП" (см. прил. 7 стр. 1 - 2) и выборочно с исполнительной документацией по участкам тепловых сетей. Сравнительный анализ показал, что представленные в табл. 1.3 протяженности по распределительным сетям г. Саянска отличаются (больше) в пределах 5%, по магистралям соответственно на 15 - 20%. Основные причины отличий:
- в данных МУП "СТЭП" учитываются только сети, принадлежащие им, и не внесены данные за последний год;
- в исполнительной документации протяженность участков представлена без учета П-образных компенсаторов, которые увеличивают общую протяженность сети;
- в табл. 1.3 учтены все потребители, подключенные за последние 2 года, а также учитываются тепловые сети, проложенные в пределах границ зданий.
При очередной актуализации схемы теплоснабжения, а также при новом утверждении нормативов тепловых потерь в сетях рекомендуется уточнить протяженности участков тепловых сетей рассматриваемой системы теплоснабжения.
Секционирующая арматура на тепловой сети установлена в достаточном количестве на основных и вспомогательных ответвлениях. Специальной регулирующей арматуры (балансировочные клапаны) у потребителей практически нет. В качестве регулирующих элементов у потребителей используются шайбы (в основном у потребителей с прямым вводом) и сужающие устройства (сопла, подобранные по условиям наладки).
Тепловые камеры (в основном прямоугольной формы) выполнены из сборного железобетона.
В рассматриваемой системе теплоснабжения расчетный температурный график регулирования отпуска тепла - 150/70°C со срезкой на 140°C. По согласованию с теплоснабжающей и теплосетевой организациями в поверочных расчетах принимался график 140/70°C.
Протяженности участков тепловой сети (с различными диаметрами и типами прокладок) представлены в табл. 1.4.
Табл. 1.4
Протяженность участков по диаметрам
Система: Общая длина, м
диаметры (мм)
непроходные бесканальная надземная всего
ВСЕГО: 54481 111 31613 86205
"ПНС": 52914 111 4456 57480
25 157 0 0 157
32 465 0 0 465
40 168 0 61 228
50 3257 0 0 3257
65 8 0 0 8
70 3941 0 4 3945
80 5832 111 0 5943
100 6526 0 0 6526
125 5505 0 757 6262
140 87 0 0 87
150 6594 0 258 6852
200 4450 0 454 4905
250 2822 0 0 2822
300 2862 0 0 2862
350 394 0 0 394
400 5416 0 0 5416
500 2265 0 0 2265
700 202 0 0 202
800 1962 0 1464 3426
"ТНС-6": 47 0 9162 9209
500 24 0 2675 2699
700 22 0 6488 6510
"Магистраль": 1521 0 17995 19516
80 959 0 0 959
100 486 0 0 486
500 0 0 2113 2113
700 50 0 1769 1819
800 26 0 14113 14139
Общая протяженность участков тепловой сети в 2-трубном исчислении составляет 86205 м: 31613 м (36,7%) - надземная прокладка, 52914 м (63,2%) - непроходные каналы, 111 м (0,1%) - бесканальная прокладка.
По зонам действия тепловых сетей общие протяженности их участков составляют: 52,9 км - от ПНС на г. Саянск, 19,5 км - тепловая магистраль от ТЭЦ до подкачивающих насосных станций, 9,2 км - от ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер".
Анализ предоставленной информации показывает, что износ тепловых сетей достигает в среднем около 80%. Некоторые участки обладают 100-процентным износом (их общая длина равна 21163 м, что составляет почти 27% протяженности всех тепловых сетей). Подробная характеристика износа участков тепловых сетей представлена в прил. 7 стр. 3 - 17.
Расчетные расходы подпиточной воды для теплосети даны в табл. 1.5.
Табл. 1.5
Расчетные расходы подпиточной воды для теплосети
Теплоисточник Максимальные, Средние, От. период Лето Годовые,
т/ч т/ч т/пер. т/пер. т/год
ВСЕГО: 701 335 1923268 642478 2565747
"Магистраль": 44,3 41,1 235766 107332 343099
в т.ч. - нужды ГВС 5,4 2,3 12954 3850 16804
- утечки в теплосетях 38,8 38,8 222812 103482 326294
"ПНС": 549,3 240,2 1377970 428268 1806238
в т.ч. - нужды ГВС 529,8 220,8 1266235 376374 1642608
- утечки в теплосетях 19,5 19,5 111736 51894 163630
"ТНС-6": 107,8 54,0 309532 106878 416410
в т.ч. - нужды ГВС 92,3 38,5 220575 65563 286139
- утечки в теплосетях 15,5 15,5 88957 41315 130271
Сравнение данных табл. 1.5 с предоставленными энергетическими характеристиками тепловой сети показали отличие в части нормативных утечек. Несоответствие этих значений вероятнее всего объясняется несоответствием используемых норм среднегодовой утечки теплоносителя: 0,25 куб.м/куб.чм - в расчетах табл. 1.5, 0,03 куб.м/куб.чм - в предоставленном расчете энергетических характеристик (см. прил. 7 стр. 18 - 21).
На основе составленной рабочей схемы тепловой сети выполнены поверочные гидравлические расчеты пропускной способности ее участков. Расчеты выполнены при следующих условиях:
- температурный график отпуска тепла 140/70°C;
- расчетный расход на участках тепловой сети определялся как сумма расчетных расходов воды на отопление, ГВС и утечек в сетях и внутренних системах зданий. При поверочном расчете общий расход воды на г. Саянск принимался равным фактическому расходу 2700 куб.м/ч;
- при расчетных расходах воды на всех участках тепловой сети были определены линейные потери давления в прямом и обратном трубопроводах;
- для участков теплосети потери давления в местных сопротивлениях и компенсаторах учитывались коэффициентом 1,2 для магистральных сетей и 1,3 для внутриквартальных сетей; расчет выполнялся при отсутствии стоков у потребителей;
- для сравнения фактические располагаемые напоры в теплосети принимались по данным МУП "СТЭП" (см. табл. 1.6): на ТЭЦ 102 м (1,8 атм. - давление воды в обратном трубопроводе, 12 атм. - в прямом), ПНС 34 м (11 атм. - давление воды в обратном трубопроводе, 14,4 атм. - в прямом), ТНС-6 25 м (6,7 атм. - давление воды в обратном трубопроводе, 11,5 атм. - в прямом).
Характеристики участков тепловых сетей вошли в прил. 5. Наиболее показательные пьезометры по системам теплоснабжения представлены на рис. 1.2.
Табл. 1.6
Сводные гидравлические характеристики тепловых сетей
Характеристики Напор, м Расход воды, т/ч
Прямая Обратка Располагаемый Сетевой Подпитка Подпитка
(макс) (ср. ч)
"Магистраль": 120 18 102 2800 580 245
"ТНС-6": 115 67 48 300 80 35
"ПНС": 144 110 34 2700 500 210
Основной целью выполненных расчетов являлась проверка пропускных способностей существующих участков тепловых сетей при расчетных и фактических расходах сетевой воды.
В составе электронной модели в ПО ByteNET3 кроме поверочного расчета имеется возможность выполнения расчета потокораспределения (численный метод) в тепловой сети при заданных: напоре в начале сети, сопротивлениях потребителей и участков, местных сопротивлений. При условии задания фактических коэффициентов сопротивлений указанных элементов сети возможна настройка гидравлической модели, адекватно отражающей фактические гидравлические режимы работы сети. В состав данной работы это не входило, поэтому предполагается, что развитие данной электронной модели, в части наполнения ее уточненной информацией по фактическим сопротивлениям элементов сети, может взять на себя теплосетевая организация МУП "СТЭП". По согласованию с Заказчиком на этом предприятии также будет установлена разработанная электронная модель схемы теплоснабжения г. Саянска.
Рисунок - не приводится.
Рис. 1.2. Наиболее показательные пьезометры в системе
"Магистраль": график 1 - НЗТЭЦ - ПНС,
график 2 - НЗТЭЦ - ТНС-6
Общий анализ результатов гидравлических расчетов тепловой сети от ПНС показывает:
- в рассматриваемой системе теплоснабжения расчетный расход сетевой воды при графике 140/70 составляет около 1800 т/ч, фактический при включенной линии рециркуляции составляет около 2700 т/ч;
- расчетный статический напор в сети составляет 114 м. Фактический напор в трубопроводе обратной воды (110 м) в начале сети меньше соответствующего расчетного значения. В такой ситуации возможно завоздушивание внутренних систем отопления высоко расположенных (относительно ПНС) зданий;
- при фактическом располагаемом напоре на сети ПНС 34 м и расходе сетевой воды 2700 куб.м/ч имеются потребители с недостаточным (и даже нулевым) располагаемым напором - 8 м-он д. 14, 2а м-он д. 8 и несколько концевых зданий в 3-м микрорайоне;
- фактически завышенный расход сетевой воды достигается за счет линии смешения, имеющейся на ПНС. Общий максимальный расход воды в линии рециркуляции на ПНС составляет около 300 т/ч. Задействование имеющейся линии рециркуляции на ПНС позволяет увеличить располагаемый напор на тепловой сети, но при этом снижает температуру прямой воды на город;
- при принятых расчетных условиях и заданной структуре (длинах и диаметрах участков) тепловых сетей в рассматриваемой системе теплоснабжения возможно обеспечение расчетных расходов воды у всех потребителей. Участков с заниженными пропускными способностями, влияющих на нормальный гидравлический режим сети, практически нет;
- в системе имеются тепловые потребители, расчетное давление во внутренних системах которых может значительно превышать допустимые значения (например, здания профилакториев "Улан" и "Кедр"). В существующем состоянии для достижения допустимых значений давлений у этих потребителей используются регулятор давления "после себя" на прямом трубопроводе и насосы подачи обратной воды. Более надежной схемой подключения таких тепловых потребителей может быть независимая схема через водо-водяные пластинчатые теплообменники.
В целом можно сказать, что существующая тепловая сеть имеет значительный запас по пропускной способности, что указывает на возможность подключения дополнительной тепловой нагрузки.
Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов), а также статистика восстановлений (аварийно-восстановительных ремонтов) тепловых сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей по рассматриваемой системе теплоснабжения, представлены МУП "СТЭП" (см. прил. 7 стр. 22). Общее затраченное время на ремонт тепловых сетей: 2010 г. - 281 ч, 2011 г. - 421 ч, 2012 г. - 183 ч, 2013 г. - 601 ч.
Диагностика состояния тепловых сетей и планирование их капитальных (текущих) ремонтов производится на основании приборного и визуального обследований в течение отопительного периода.
В МУП "СТЭП", в соответствии с правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок, проводятся испытания тепловых сетей на прочность и плотность, на максимальную температуру теплоносителя, на определение тепловых и гидравлических потерь. Особенностью существующих тепловых сетей является наличие на них сальниковых компенсаторов, обслуживание и ремонт которых необходимо проводить каждый межотопительный сезон. При этом в период таких ремонтов (1 - 1,5 мес.) в работе остается только один из 2 трубопроводов - или прямой, или обратный. Т.е. система в этот период работает по тупиковой схеме, с вытекающими отсюда последствиями: значительные относительные потери тепла от охлаждения трубопроводов и вынужденными сливами горячей воды, значительное охлаждение горячей воды в трубопроводах, нерасчетные режимы работы сети.
Расчетные потери тепловой энергии в тепловых сетях представлены в табл. 1.7. Потери в тепловых сетях составляют: в зимний период - 44,8 Гкал/ч, в летний период - 26,6 Гкал/ч.
Табл. 1.7
Расчетные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Система: составляющие Максимальные, Средние, От. период Лето, Год,
тепловых потерь Гкал/ч Гкал/ч Гкал/пер. Гкал/пер. Гкал/год
ВСЕГО: 44,8 26,6 152643 65866 218509
"Магистраль": 19,6 11,1 63927 28206 92133
- от наружного охлаждения 15,12 8,21 47090 20387 67477
- с утечками в теплосетях 4,45 2,94 16836 7819 24656
"ПНС": 16,2 10,4 59512 24871 84383
- от наружного охлаждения 13,95 8,90 51069 20950 72018
- с утечками в теплосетях 2,23 1,47 8443 3921 12364
"ТНС-6": 9,0 5,1 29205 12789 41993
- от наружного охлаждения 7,24 3,92 22483 9667 32149
- с утечками в теплосетях 1,78 1,17 6722 3122 9844
Результаты табл. 1.7 получены на основе методик [3 и 4] и сопоставлены с энергетическими характеристиками тепловых сетей МУП "СТЭП", утвержденными в 2010 г. Учитывая вышесказанные отличия в протяженности тепловых сетей, данные табл. 1.7 выше утвержденных нормативов (около 20%).
Предписаний надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловых сетей нет.
Большинство тепловых потребителей присоединены к тепловой сети по элеваторной схеме, дома коттеджного типа и часть нежилых зданий (магазины, гаражи и т.д.) присоединены по прямой схеме.
По данным энергосбытовой компании, практически во всех зданиях имеются теплосчетчики. Основными марками теплосчетчиков на зданиях являются: "ТЭМ" и "Взлет" различных модификаций. Общий перечень приборов учета и места их установки энергосбытовой компанией не предоставлен.
В МУП "СТЭП" имеется диспетчерская служба тепловых сетей. В настоящее время в теплосетевой организации выполняется работа по развитию систем диспетчеризации (автоматизации, телемеханизации и связи) в рамках рассматриваемой системы теплоснабжения от ПНС.
В рассматриваемой системе теплоснабжения есть один центральный тепловой пункт. Он расположен в микрорайоне Мирный у домов № 38 и 38а.
В системе имеются две подкачивающие насосные станции: ПНС на г. Саянск и ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер". На схеме в прил. 2 они показаны. Тепловые схемы подкачивающих насосных станций представлены. Используемые подкачивающие насосы в насосных станциях:
- ПНС на г. Саянск: NKG 200-150-315/291 (1022,3 т/ч, 87,6 м) - 1 шт., Etanorm RS 300-500 (1125 т/ч, 90 м) - 2 шт., Etanorm RS 300-500 (1415 т/ч, 80 м) - 1 шт., СЭ-800/100 (800 т/ч, 100 м) - 1 шт.;
- ПНС на ООО "Саянский бройлер": Д500/63 (500 т/ч, 63 м) - 1 шт., Etanorm G (500 т/ч, 65 м) - 1 шт., СЭ 800-55 (800 т/ч, 55 м) - 2 шт., СЭ 800-100 (800 т/ч, 100 м) - 2 шт., СЭ 1250-70 (1250 т/ч, 70 м) - 3 шт.
В ПНС на город Саянск имеется группа подпиточных насосов (ЦН400/210 (450 т/ч, 138 м) - 2 шт., SCP 200/660DV-315/4-T4-R1-ROHS/E1 (600 т/ч, 130 м) - 1 шт.), которые предназначены для поддержания необходимого давления в обратном трубопроводе (подпитка из бака аккумулятора) и в летний период для подачи горячей воды на город. Фактически в зимний период подпиточные насосы не задействованы, необходимое давление в обратном трубопроводе поддерживается регулятором (вручную дисковым затвором) на обратном трубопроводе. В ТНС-6 подпиточные насосы не предусмотрены.
В ПНС на город Саянск в существующем состоянии в зимний период задействуется линия рециркуляции сетевой воды, представляющая собой смесительную линию из обратного трубопровода на всас подкачивающих насосов. За счет рециркуляции производится увеличение расхода сетевой воды и располагаемого напора на тепловой сети.
2.1.4. ЗОНЫ ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Существующие зоны действия рассматриваемых систем теплоснабжения представляют собой:
- зона 1: непосредственно город Саянск - зона теплоснабжения от ПНС на г. Саянск;
- зона 2: промышленную зону ООО "Саянский бройлер" - от ТНС-6;
- зона 3: тепловая магистраль от ТЭЦ до подкачивающих насосных станций ПНС и ТНС-6 (с ответвлениями на "Саянскгазобетон" и Станцию осветления);
- зона 4: промышленную зону ОАО "Саянскхимпласт" - непосредственно от ТЭЦ.
В табл. 1.8 представлен список микрорайонов, здания которых отапливаются в этих зонах теплоснабжения.
Расширение зон действия существующего теплоисточника возможно, так как в этой системе теплоснабжения имеется значительный резерв располагаемой тепловой мощности на Ново-Зиминской ТЭЦ.
Табл. 1.8
Зоны действия систем теплоснабжения
Обозначение на Расчетная Зона действия (улицы, кварталы и т.д.)
схеме нагрузка,
Гкал/ч
"ПНС" 145,5 Микрорайоны г. Саянск: Благовещенский,
Центральный, Южный, Октябрьский, Олимпийский,
Юбилейный, Ленинградский, Солнечный,
Строителей, Мирный, Промбаза, Промзона,
профилактории "Улан" и "Кедр"
"ТНС-6" 34 Промышленная площадка ООО "Саянский бройлер"
"Магистраль" 23,2 "Саянскгазобетон", Станция осветления
от ТЭЦ на ОАО 190 Промышленная зона ОАО "Саянскхимпласт"
"Саянскхимпласт"
2.1.5. ТЕПЛОВЫЕ НАГРУЗКИ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ,
ГРУПП ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ В ЗОНАХ ДЕЙСТВИЯ
ИСТОЧНИКА ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Тепловые характеристики потребителей (тепловые нагрузки и годовое потребление) определялись на основании расчетов согласно [2], при расчетных температурах наружного воздуха (см. выше табл. 1), а также принимались на основании предоставленных данных по договорным нагрузкам (см. прил. 6). Утвержденный норматив потребления горячей воды в жилых зданиях г. Саянска составляет 150 л/сут./чел. По данным теплосетевой организации, за счет установки приборов учета (практически во всех жилых домах они имеются) средний показатель потребления горячей воды составляет около 105 л/сут./чел. Это значение использовалось в дальнейших расчетах.
Уточненный перечень и характеристики тепловых потребителей с централизованным теплоснабжением представлены в прил. 6.1 - 6.3.
Суммарные расчетные тепловые нагрузки потребителей (в горячей воде) по зонам действия составляют всего 237,6 Гкал/ч, в т.ч.:
- зона 1 - 124 Гкал/ч (50%);
- зона 2 - 34 Гкал/ч (16%);
- зона 3 - 79,6 Гкал/ч (34%).
Расчетная тепловая нагрузка в паре имеется только в зоне 3 (ОАО "Саянскхимпласт") - 110,3 Гкал/ч.
В зоне 1 общее количество отапливаемых зданий - 306 (1168851 кв.м), в т.ч. 172 (894486 кв.м, 77%) жилых и 134 (274365 кв.м, 23%) нежилых (см. табл. 1.9). Суммарная тепловая нагрузка зданий - 87,27 Гкал/ч, в т.ч. 60,96 Гкал/ч - жилые и 26,31 Гкал/ч - нежилые.
Табл. 1.9
Сводные характеристики групп тепловых потребителей
Тип зданий Кол-во Общая площадь Расчетная нагрузка, Гкал/ч
зданий
кв.м % Отопление Вентиляция ГВС Всего
1. ВСЕГО, в 125,2 57,8 49,1 237,6
горячей воде
"ПНС", всего: 306 1168851 100 87,27 0,67 36,10 124,03
Жилые: 172 894486 77 60,96 0,00 30,21 91,17
Жилой дом 37 6800 1 0,821 0,000 0,083 0,90
Многокв. дом 135 887686 76 60,140 0,000 30,127 90,27
Нежилые: 134 274365 23 26,31 0,67 5,89 32,86
Общественные 133 269511 23 25,934 0,667 5,887 32,49
Производственные 1 4854 0 0,375 0,000 0,000 0,38
"ТНС-6" 7,41 21,52 5,08 34,01
"Саянскхимпласт" 30,50 35,65 7,92 74,07
ХОВ 5,50
2. ВСЕГО, в паре 110,30
"Саянскхимпласт" 110,30
В зоне 1 жилые здания (% от общей суммарной площади): 2 - 4-этажные - 2%, 5-этажные - 78%, 9-этажные - 20%, см. табл. 1.10. В 5- и 9-этажных зданиях проживает 98% населения с централизованным теплоснабжением.
Табл. 1.10
Сводные характеристики жилых зданий по этажности
Система, Кол-во Общая -"-, Кол-во -"-, Удел.
этажность зданий площадь, % жителей, % обесп.,
кв.м чел. кв.м/чел.
"ПНС" 172 894486 100 40220 100 22,2
2 39 8902 1 159 0 56,0
3 3 1108 0 21 0 52,8
4 3 9930 1 9 0 1103,3
5 104 694674 78 31700 79 21,9
>5 23 179873 20 8331 21 21,6
Основная часть зданий с централизованным теплоснабжением (78%) была построена в 80 - 90-е годы 20-го века (см. табл. 1.11).
Табл. 1.11
Сводные характеристики жилых зданий по годам постройки
Год ввода Кол-во Общая -"-, Кол-во -"-, Удел.
зданий площадь, % жителей, % обесп.,
кв.м чел. кв.м/чел.
Всего: 172 894486 100 40220 100 22,2
До 1950 г.
50-е
60-е
70-е 30 116671 13 5730 14 20,4
80-е 84 468903 52 21019 52 22,3
90-е 26 240036 27 10519 26 22,8
После 2000 г. 32 68877 8 2952 7 23,3
Средняя удельная обеспеченность отапливаемой площадью в жилых зданиях составляет 22,2 кв.м/чел.
Сводные тепловые характеристики по рассматриваемым зонам и в целом по системе теплоснабжения представлены в табл. 1.12.
Табл. 1.12
Сводные тепловые характеристики по
рассматриваемым зонам теплоснабжения от ТЭЦ
Тепловые характеристики Максимальные, Средние, Отопит. период,
Гкал/ч Гкал/ч Гкал/пер.
С ТЭЦ на г. Саянск: 294,8 144,0 879789
Потребление тепла, всего 235,3 15,73 98922
Жилые 91,2 0,000 0
Нежилые 144,1 15,732 98922
Потери тепловой энергии, всего 47,8 5,26 33090
"ТНС-6": 43,54 20,99 132012
Потребление тепла, всего 34,1 15,73 98922
Жилые 0,0 0,000 0
Нежилые 34,1 15,732 98922
Потери тепловой энергии, всего 9,49 5,26 33090
"ПНС": 141,1 66,63 418990
Потребление тепла, всего 124,0 55,78 350765
Жилые 91,2 41,326 259861
Нежилые 32,9 14,457 90904
Потери тепловой энергии, всего 17,04 10,85 68225
"Магистраль": 23,18 12,87 80903
Потребление тепла, всего 3,1 1,46 9169
Жилые 0,0 0,000 0
Нежилые 3,1 1,458 9169
Потери тепловой энергии, всего 20,06 11,41 71734
ОАО "Саянскхимпласт": 87,0 43,5 247884
Потребление тепла, всего 74,1 36,60 208561
ХОВ 5,5 2,72 15484
Потери тепловой энергии, всего 7,41 4,16 23839
В рассматриваемой схеме теплоснабжения индивидуальные квартирные источники тепловой энергии для отопления жилых помещений в многоквартирных домах не используются.
2.1.6. БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ В ЗОНАХ
ДЕЙСТВИЯ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Балансы расчетной, установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности нетто на ТЭЦ представлены в табл. 1.13.
Табл. 1.13
Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки, Гкал/ч
Теплоисточник Установл. Располаг. Собств. Мощность Потери Нагрузка Резерв
мощность мощность нужды нетто в потребителей (дефицит),
сетях мощности
нетто, %
ТЭЦ 832,7 832,7 40 797,7 63 423 38,7
<*>
Примечание: <*> - вкл. тепловую нагрузку 72 Гкал/ч на г. Зиму и 110,3 Гкал/ч паровую нагрузку ОАО "Саянскхимпласт".
В существующем состоянии на ТЭЦ резерв тепловой мощности нетто составляет 307 Гкал/ч (38,7%), это близко к общей тепловой мощности двух установленных котлов БКЗ-420-140.
Резервы тепловой мощности имеются во всех рассматриваемых зонах теплоснабжения, относящихся к системе теплоснабжения г. Саянска.
2.1.7. БАЛАНСЫ ТЕПЛОНОСИТЕЛЯ
В рассматриваемой ТЭЦ имеется система химводоподготовки (подкисление и декарбонизация) питательной воды для паровых котлов и подпиточной воды для подпитки тепловых сетей. Общая жесткость исходной воды около 2 мг/экв.л.
По предоставленной информации производительность системы ХВО для подпитки тепловых сетей составляет 830 т/ч, что больше соответствующего расчетного значения 701 т/ч (см. табл. 1.14) на 129 т/ч.
Табл. 1.14
Балансы теплоносителя, т/ч
Система теплоснабжения Максимальная Дебет
подпитка подпиточной
теплосети воды
ТЭЦ
Подпитка, всего 701 830
В т.ч. - утечки в теплосетях 74
- утечки в зданиях 7
- нужды ГВС 620
В случае аварийного режима работы системы теплоснабжения г. Саянска предусмотрена аварийная подпитка тепловой сети подпиточными насосами из баков-аккумуляторов, установленных в ПНС на г. Саянск.
2.1.8. ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ И СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ТОПЛИВОМ
В паровых котлах ТЭЦ сжигаются бурые угли Мугунского и Азейского месторождений. Топливо доставляется по железной дороге до угольного склада ТЭЦ, где разгрузка угля из вагонов производится посредством вагоноопрокидывателя. С угольного склада топливо проходит через дробильное отделение и транспортерами подается в молотковые мельницы, на выходе из которых получается пылеугольное топливо, подаваемое непосредственно на пылеугольные горелки котлов. Кроме угольной пыли, в котлах сжигается и мазут, который используется для растопки пылеугольных котлов и для так называемой подсветки угольного факела в период работы пылеугольных котлов при малых нагрузках.
По представленным данным фактические годовые расходы топлива за 2012 г. составили: 955357 тнт (554984 тут) угля и 387 тнт (538 тут) мазута. В процентном соотношении в тут уголь/мазут: 99,9%/0,1%. Эти расходы топлива даны с учетом выработки на ТЭЦ электроэнергии и тепловой энергии. При этом соотношение расходов топлива на выработку электроэнергии и тепловой энергии составляет 58,5/41,5%.
Стоимость топлива: уголь - 1528,51 руб./тнт, мазут - 111778,7 руб./тнт.
В качестве аварийного топлива в рассматриваемой ТЭЦ используется мазут. Поставка топлива в периоды расчетных температур наружного воздуха осуществляется в соответствии с нормативными требованиями. Ограничений по организации нормативных запасов топлива нет.
2.1.9. НАДЕЖНОСТЬ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Нормативные требования к надежности теплоснабжения установлены в СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети" в части пунктов 6.27 - 6.32 раздела "Надежность".
Согласно СНиП, нормативный уровень надежности схемы теплоснабжения определяется по трем показателям (критериям): вероятности безотказной работы [Р], коэффициенту готовности [Кг] и живучести [Ж].
Минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы установлены СНиП 41-02-2003 для:
- источника теплоты = 0,97;
- тепловых сетей = 0,9;
- потребителя теплоты = 0,99;
- система теплоснабжения в целом = 0,9 x 0,97 x 0,99 = 0,86.
Для расчета показателей надежности необходима в полном объеме исходная информация для всех объектов, входящих в схему теплоснабжения:
- средневзвешенная частота отказов за периоды эксплуатации: от 1 до 3 лет; от 3 до 17 лет; от 17 лет и выше;
- средневзвешенная продолжительность ремонта;
- средневзвешенная продолжительность ремонта в зависимости от диаметра участка тепловой сети.
Для рассматриваемой схемы теплоснабжения минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы приняты по значениям СНиП 41-02-2003.
За прошедший отопительный период по настоящее время аварийных отключений потребителей, восстановлений теплоснабжения потребителей после аварийных отключений в рассматриваемой системе теплоснабжения не наблюдалось.
2.1.10. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ И ТЕПЛОСЕТЕВЫХ ОРГАНИЗАЦИЙ
В рассматриваемой системе теплоснабжения теплоснабжающей организацией выступает ОАО "Иркутскэнерго" - филиал ОАО "Иркутскэнерго" Ново-Зиминская ТЭЦ. Теплосетевой организацией является муниципальное унитарное предприятие "Саянское теплоэнергетическое предприятие" (МУП "СТЭП").
Результаты хозяйственной деятельности теплоснабжающей организации в соответствии с требованиями, устанавливаемыми Правительством Российской Федерации, в стандартах раскрытия информации теплоснабжающими организациями представлены частично ввиду того, что часть информации является конфиденциальной. В табл. 1.15 - 1.16 показаны основные технико-экономические показатели теплоснабжающей организации. Представленные в таблицах данные предоставлены на основании запроса за 2012 г. Структура годовых затрат по теплоснабжающей организации не предоставлена.
Основные предоставленные характеристики теплосетевой организации: численность персонала - 145 чел., объем покупной электроэнергии - 6468289 кВт.ч, объем переданной тепловой энергии в горячей воде - 457140 Гкал/год.
Суммарные годовые эксплуатационные затраты теплосетевой организации составляют 106,7 млн. руб./год. Основными составляющими эксплуатационных затрат являются: зарплата с начислениями (51%) и общехозяйственные расходы (21%), вместе 72%. Такое соотношение характерно для относительно крупных теплосетевых организаций.
Условная себестоимость передачи тепловой энергии в рассматриваемой системе теплоснабжения составляет 233 руб./Гкал.
Табл. 1.15
Технико-экономические показатели теплоснабжающей организации
Показатель Единица изм. Значение Примечание
Установленная мощность Гкал/ч 832,7
Расчетная нагрузка Гкал/ч 451
Расход топлива тут/год 555528
Расход эл. энергии тыс. кВт.ч/год 83209
Расход воды тыс. т/год 2796601
Цена топлива, уголь/мазут руб./т 1528,51/11778,7
Цена эл. энергии руб./кВт.ч 1,81
Цена воды руб./т 7,85
Тариф руб./Гкал 640,71
Персонал чел. 404
Табл. 1.16
Эксплуатационные затраты теплосетевой организации
Составляющие затрат Факт
тыс. руб./год руб./Гкал %
Всего 106723 233 100
Покупное тепло -
Эл. энергия (техн. нужды) 11825 26 11
Вода -
Зарплата с начисл. 54377 119 51
Амортизация 18445 40 17
Общехозяйственные 22076 48 21
2.1.11. ЦЕНЫ (ТАРИФЫ) В СФЕРЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Динамика утвержденных тарифов, устанавливаемых органами исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования цен (тарифов) по каждому из регулируемых видов деятельности, по теплосетевой и теплоснабжающей организации с учетом последних 3 лет Заказчиком не представлена.
На момент разработки схемы теплоснабжения (1 июля 2013 г.) в рассматриваемой системе теплоснабжения установленный тариф на услуги теплоснабжения составил 640,71 руб./Гкал (без НДС). Сравнивая это значение с тарифами на тепловую энергию в других системах теплоснабжения (например, котельные на угле), можно сказать, что данный тариф наиболее низкий в Иркутской области.
Особенностью рассматриваемой системы теплоснабжения является условное отсутствие в структуре затрат на транспорт тепловой энергии составляющей на покупное тепло. Причиной этого является особый механизм формирования тарифа на тепловую энергию: эксплуатационные затраты теплосетевой организации МУП "СТЭП" утверждаются службой по тарифам Иркутской области и включаются в общие затраты теплоснабжающей организации - ОАО "Иркутскэнерго". Т.е. в составе утвержденного тарифа на тепловую энергию ОАО "Иркутскэнерго" содержится доля затрат теплосетевой организации.
Платы за подключение к системе теплоснабжения и поступлений денежных средств от осуществления указанной деятельности нет.
Платы за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том числе для социально значимых категорий потребителей, нет.
Табл. 1.17
Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения
Теплоисточник Тариф, Плата за Плата за резерв. Примечание
руб./Гкал подключение тепл. мощность
ТЭЦ 640,71 нет нет
2.1.12. СУЩЕСТВУЮЩИЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ
ПРОБЛЕМЫ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПОСЕЛЕНИЯ
Ввиду того, что в рассматриваемой системе теплоснабжения износ основного и вспомогательного оборудования достаточно низкий, а также учитывая, что ежегодно проводятся обязательные плановые ремонты, в существующем состоянии основные проблемы эксплуатации и организации качественного теплоснабжения касаются только лишь настройки (наладки) наиболее эффективных режимов работы оборудования и системы в целом:
- избыточные тепловые мощности ТЭЦ, недозагруженность паровых котлов;
- завышенные относительно нормативных значений характеристики сетевых и подпиточных насосов, что может приводить к перерасходу электроэнергии;
- необходимость уточнения исполнительной схемы тепловых сетей;
- недостаточность приборов контроля и регулирования параметров теплоносителя в характерных точках тепловых сетей;
- наличие открытого водоразбора горячей воды;
- завышенный относительно расчетного значения расход сетевой воды;
- наличие нескольких потребителей с недостаточным располагаемым напором, указывающим на необходимость проведения дополнительного анализа и наладки работы тепловой сети на ее отдельных ответвлениях.
Особенной проблемой в рассматриваемой системе теплоснабжения является продолжительное (относительно нормативного срока) проведение ремонтно-профилактических работ на тепловых сетях в летнее время. По нормам срок проведения данных работ составляет 15 дней. В существующих тепловых сетях достаточно большое количество сальниковых компенсаторов (на трубопроводах с большими диаметрами), общий срок проведения профилактических ремонтов которых составляет не менее 1 месяца. Учитывая, что система двухтрубная, приходится летний ГВС в период ремонтов осуществлять поочередно по тупиковой схеме по одному из трубопроводов, когда другой находится в профилактическом ремонте. Тупиковая схема теплоснабжения (при общей протяженности сети более 80 км) приводит к снижению качества ГВС (охлаждение горячей воды ниже нормы) и завышенным тепловым потерям, в т.ч. со сливами из трубопроводов, выводимых в ремонт.
Как уже было сказано выше, в данной работе для г. Саянска использовались климатические данные, принятые по г. Зиме в соответствии с рекомендациями СНиП 23-01-99* и которые до настоящего времени используются в теплоснабжающей и теплосетевой организациях. С 01.01.2013 введена в действие актуализированная версия СНиП 23-01-99* - "СП 131.13330.2012. Строительная климатология". В этой версии г. Саянск указан непосредственно, и его климатические данные отличаются от соответствующих данных по г. Зиме. Например, температура наружного воздуха для проектирования отопления составляет -42°C - по г. Зиме и -39°C - по г. Саянску. Учитывая это, до начала следующего отопительного периода в теплоснабжающей и теплосетевой организациях рекомендуется учесть и использовать актуализированные климатические данные по г. Саянску. Эти же данные необходимо учесть при очередной актуализации схемы теплоснабжения г. Саянска.
Предписаний надзорных органов об устранении нарушений, влияющих на безопасность и надежность рассматриваемой системы теплоснабжения, нет.
2.2. ПЕРСПЕКТИВНОЕ ПОТРЕБЛЕНИЕ ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ НА ЦЕЛИ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
Генеральный план г. Саянска был разработан и утвержден в 2007 г. [8]. В данной работе использовались рабочие материалы генплана, предоставленные администрацией г. Саянска и представляющие собой проект территориального планирования городского округа муниципального образования "город Саянск". Проекта планировки и размещения конкретных зданий на территориях городского округа на момент написания данной работы не было, поэтому оценка перспективного прироста тепловых нагрузок проводилась экспертно на основе имеющейся общей информации генплана, предоставленных данных по промплощадке "Саянский бройлер" (см. прил. 7 стр. 23 - 24) и технических условий на подключение новых тепловых потребителей (см. прил. 7 стр. 25).
Актуализации материалов разработанного генплана до настоящего времени не проводилось. По данным генплана, в ближайшие 10 лет масштабного развития г. Саянска в части строительства новых жилых, общественных и производственных зданий не предполагается. Перечень перспективных тепловых потребителей представлен в табл. 2.1.
Табл. 2.18
Перечень и характеристики
перспективных тепловых потребителей
Обозначение Полное название Улица № Год Qотоп., Qвент., QГВС, Qвсего,
на схеме строения ввода Гкал/ч Гкал/ч Гкал/ч Гкал/ч
ВСЕГО: 19,2 50,2 7,8 77,1
"ПНС" 2,03 0,22 0,26 2,51
Блок 2 ИП "Боровский 2014 0,24 0,10 0,33
Коттеджи 2017 0,45 0,16 0,61
Магазин Мирный 35а 2014 0,02 0,02
Магазин Мирный 37 2014 0,04 0,04
Магазин 2014 0,30 0,05 0,35
СЭК СиТЭК ООО "СЭК СиТЭК" Строителей 51 2014 0,08 0,08
Спорт. центр ООО "ББК Олимпийский 25а 2014 0,83 0,17 0,99
Девелопмент"
ТК "Саянский" ООО "СЭК СиТЭК" Строителей 41 2014 0,03 0,03
Южн/2 Южный 2 2016 0,02 0,00 0,03
микрорайон
Южн/6 Южный 6 2016 0,02 0,00 0,03
микрорайон
"ТНС-6" 17,1 49,9 7,5 74,6
Перспектива_2018 2018 1,27 3,64 0,58 5,49
Перспектива_2028 2028 15,87 46,31 6,91 69,08
Основное перспективное строительство жилых зданий предполагается в зонах мало- и среднеэтажной коттеджной застройки. На карте-схеме в прил. 2 эти зоны показаны (в основном с восточной стороны города). Основная часть перспективных жилых зданий будет отапливаться от индивидуальных источников тепловой энергии (печей, электробойлеров). К существующей системе централизованного теплоснабжения планируется около 50 зданий индивидуальной жилой застройки (коттеджей).
Как уже было сказано выше, ограничений по подключению новых дополнительных тепловых потребителей к существующей централизованной системе теплоснабжения практически нет. В случае подключения части перспективных жилых зданий к существующей системе централизованного теплоснабжения относительная доля их тепловой нагрузки (в общем балансе города) составит не более 1%.
Наибольший прирост перспективной тепловой нагрузки будет за счет подключения производственных зданий ООО "Саянский бройлер" в конце расчетного срока схемы теплоснабжения - 2028 г. - 69 Гкал/ч.
При очередной актуализации схемы теплоснабжения (при наличии проекта планировки и размещения конкретных перспективных зданий) рекомендуется уточнить и учесть предполагаемые схемы размещения и подключения перспективных тепловых потребителей к существующей системе централизованного теплоснабжения.
В табл. 2.2 представлены объемы потребления тепловой энергии (мощности) и приросты потребления тепловой энергии (мощности), с разделением по зонам и видам теплопотребления.
В качестве базового уровня потребления принят 2012 г. В течение почти всего расчетного периода общая расчетная тепловая нагрузка потребителей изменится незначительно, до 2028 г. - на 9,2 Гкал/ч. Основной прирост тепловой нагрузки приходится на 2028 год - 69,1 Гкал/ч. Суммарный прогнозируемый прирост тепловой нагрузки за весь расчетный период схемы теплоснабжения составит 78,3 Гкал/ч, а тепловое потребление увеличится на 243 тыс. Гкал.
Табл. 2.2
Тепловая нагрузка и ее перспективный прирост, Гкал/ч
Тип Год (период)
теплопотребления
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 - 2023 -
2022 2028
Тепловая 146,55 146,55 148,70 148,70 148,75 150,25 155,75 224,83
нагрузка, всего
Прирост тепловой 0,00 0,00 2,15 0,00 0,05 1,50 5,49 69,08
нагрузки, всего
"ПНС":
Тепловая НАГРУЗКА потребителей
Всего 112,51 112,51 114,66 114,66 114,71 116,21 116,21 116,21
- Отопление 82,80 82,80 84,33 84,33 84,38 85,01 85,01 85,01
- Вентиляция 0,67 0,67 0,88 0,88 0,88 1,41 1,41 1,41
- ГВС 29,04 29,04 29,44 29,44 29,44 29,78 29,78 29,78
ПРИРОСТ тепловой нагрузки потребителей
Всего 0,00 0,00 2,15 0,00 0,05 1,50 0,00 0,00
- Отопление 0,00 0,00 1,53 0,00 0,05 0,64 0,00 0,00
- Вентиляция 0,00 0,00 0,22 0,00 0,00 0,53 0,00 0,00
- ГВС 0,00 0,00 0,40 0,00 0,00 0,34 0,00 0,00
"ТНС-6":
Тепловая НАГРУЗКА потребителей
Всего 34,05 34,05 34,05 34,05 34,05 34,05 39,54 108,63
- Отопление 7,46 7,46 7,46 7,46 7,46 7,46 8,73 24,60
- Вентиляция 21,52 21,52 21,52 21,52 21,52 21,52 25,15 71,46
- ГВС 5,08 5,08 5,08 5,08 5,08 5,08 5,66 12,57
ПРИРОСТ тепловой нагрузки потребителей
Всего 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 5,49 69,08
- Отопление 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 1,27 15,87
- Вентиляция 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 3,64 46,31
- ГВС 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,58 6,91
Табл. 2.3
Тепловое потребление и его перспективный прирост, Гкал/год
Тип Год (период)
теплопотребления
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 - 2023 -
2022 2028
"ПНС":
Потребление тепловой энергии
Всего 294466 294466 300153 300153 300291 304614 304614 304614
- Отопление 222708 222708 226657 226657 226788 228485 228485 228485
- Вентиляция 2359 2359 3131 3131 3131 4952 4952 4952
- ГВС 69399 69399 70364 70364 70372 71177 71177 71177
ПРИРОСТ потребления тепловой энергии
Всего 0 0 5686 0 139 4323 0 0
- Отопление 0 0 3949 0 131 1697 0 0
- Вентиляция 0 0 772 0 0 1821 0 0
- ГВС 0 0 965 0 8 805 0 0
"ТНС-6":
Потребление тепловой энергии
Всего 95866 95866 95866 95866 95866 95866 113771 339526
- Отопление 16202 16202 16202 16202 16202 16202 19574 61592
- Вентиляция 67533 67533 67533 67533 67533 67533 80673 247902
- ГВС 12132 12132 12132 12132 12132 12132 13523 30031
ПРИРОСТ потребления тепловой энергии
Всего 0 0 0 0 0 0 17905 225755
- Отопление 0 0 0 0 0 0 3373 42018
- Вентиляция 0 0 0 0 0 0 13141 167229
- ГВС 0 0 0 0 0 0 1392 16508
В представленных таблицах показаны перспективные приросты тепловой нагрузки и потребления по зоне 1 (г. Саянск от ПНС) и зоне 2 (от ТНС-6 на ООО "Саянский бройлер"). По другим зонам теплоснабжения - ОАО "Саянскхимпласт" - приростов тепловых нагрузок на рассматриваемый расчетный период не предполагается.
2.3. ЭЛЕКТРОННАЯ МОДЕЛЬ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПОСЕЛЕНИЯ
Электронная модель системы теплоснабжения поселения (далее - Модель) разработана специалистами ООО "БайтЭнергоКомплекс" (г. Иркутск) на базе собственного программного обеспечения (ПО) ByteNET3. К установленной модели прилагается руководство по использованию (в электронном виде). Графическая схема теплоснабжения, представленная в прил. 2, а также графики, таблицы и паспорта объектов, представленные в этом отчете, являются прямыми результатами, полученными с помощью Модели.
В настоящее время Модель включает в себя:
- графическое представление объектов системы теплоснабжения с привязкой к топографической основе поселения с полным топологическим описанием связности объектов;
- паспортизацию объектов системы теплоснабжения;
- гидравлический расчет (оценка пропускной способности участков, наладочный расчет) тепловых сетей;
- моделирование видов переключений, осуществляемых в тепловых сетях, в том числе переключений тепловых нагрузок между источниками тепловой энергии;
- расчет балансов тепловой энергии по источникам тепловой энергии и по территориальному признаку;
- расчет потерь тепловой энергии через изоляцию и с утечками теплоносителя;
- групповые изменения характеристик объектов (участков тепловых сетей, потребителей) по заданным критериям с целью моделирования различных перспективных вариантов схем теплоснабжения;
- возможность получения выходных таблиц (отчетов) для построения сравнительных пьезометрических графиков для разработки и анализа сценариев перспективного развития тепловых сетей.
Модель установлена на ряде компьютеров в администрации г. Саянска и теплосетевой организации МУП "СТЭП". В течение года планируется, что все изменения в системе теплоснабжения специалисты на местах будут оперативно вносить в Модель, чтобы впоследствии (как минимум через год, согласно законодательству РФ) так же оперативно актуализировать текущую схему теплоснабжения и иметь возможность оценивать (корректировать) различные варианты развития системы теплоснабжения с учетом изменившихся условий.
2.4. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ТЕПЛОВОЙ МОЩНОСТИ
ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ И ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
Перспективные балансы тепловой мощности ТЭЦ и тепловой нагрузки существующих и перспективных потребителей представлены в табл. 4.1.
Из таблицы следует, что для существующего теплоисточника резерв тепловой мощности (не менее 299 Гкал/ч) при развитии системы теплоснабжения почти на всех сроках реализации схемы теплоснабжения поселения сохраняется до 2028 г. С 2028 г. резерв снижается до 230 Гкал/ч, но также остается достаточно большим. Дополнительных тепловых мощностей на всех сроках реализации схемы теплоснабжения не требуется. Даже с учетом вероятных ростов тепловых нагрузок (например, за счет подключения дополнительных потребителей в г. Зиме) существующей тепловой мощности ТЭЦ достаточно для их полного обеспечения при любом темпе их прироста.
Табл. 4.19
Структура тепловых нагрузок Год (период)
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 - 2023 -
2022 2028
1. Направление на г. 208,2 208,2 208,2 208,5 208,6 209,9 215,4 284,7
Саянск:
Потребители 161,2 161,2 161,2 161,6 161,6 162,9 168,4 237,5
в т.ч. - жилые здания 91,2 91,2 91,2 91,2 91,2 91,7 91,7 91,7
- нежилые здания 70,0 70,0 70,1 70,4 70,4 71,2 76,7 145,8
Потери в сетях 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,0 47,2
в т.ч. - от наружного 37,7 37,7 37,7 37,7 37,7 37,7 37,7 37,7
охлаждения
- с утечками в теплосетях 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5 8,5
- с утечками в зданиях 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 0,8 1,0
2. ОАО "Саянскхимпласт": 189,9 189,9 189,9 189,9 189,9 189,9 189,9 189,9
- в горячей воде 79,6 79,6 79,6 79,6 79,6 79,6 79,6 79,6
- в паре 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3 110,3
3. Направление на г. Зиму 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0 88,0
4. Собственные нужды ТЭЦ 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0
5. Общая расчетная нагрузка 526,1 526,1 526,1 526,4 526,5 527,8 533,3 602,6
ТЭЦ
6. Располагаемая мощность 832,7 832,7 832,7 832,7 832,7 832,7 832,7 832,7
7. Резерв (+), дефицит (-) 307 307 307 306 306 305 299 230
Представленные в табл. 4.1 балансы рекомендуется уточнить после очередной актуализации генплана г. Саянска и г. Зимы.
2.5. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ БАЛАНСЫ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ
ВОДОПОДГОТОВИТЕЛЬНЫХ УСТАНОВОК
В рассматриваемой ТЭЦ имеется система химводоподготовки (подкисление и декарбонизация) питательной воды для паровых котлов и подпиточной воды для подпитки тепловых сетей.
Максимальная производительность системы ХВО для подпитки тепловых сетей составляет 830 т/ч, расчетное значение расхода подпиточной воды составляет 695 т/ч. С учетом вероятного прироста тепловых нагрузок, существующего резерва расхода подпиточной воды (около 135 т/ч) при развитии системы теплоснабжения на всех сроках реализации схемы теплоснабжения поселения достаточно для покрытия предполагаемого прироста расхода подпиточной воды в теплосетях.
Оценка перспективного изменения максимального потребления теплоносителя (относительно базовых значений 2012 г.) в рассматриваемой системе теплоснабжения представлена в табл. 5.1.
Табл. 5.1
Перспективные балансы подпиточной
воды для теплосетей, тыс. т/год
Структура подпитки Год (период)
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 - 2023 -
2022 2027
Направление на город Саянск
Утечки в теплосетях 427 427 427 427 428 428 428 435
Утечки в зданиях 39 39 39 39 40 41 41 52
Нужды ГВС 1482 1482 1297 1115 929 751 0 0
Общий расход подпитки 1949 1949 1763 1581 1397 1220 469 487
Из таблицы следует, что:
- суммарная нормативная подпитка в тепловых сетях должна снизиться с 1949 тыс. т/год в 2012 году до 469 тыс. т/год в 2022 году;
- увеличение нормативных потерь теплоносителя в связи со строительством новых тепловых сетей и реконструкцией с изменением диаметров трубопроводов будет незначительно;
- расход теплоносителя на обеспечение нужд горячего водоснабжения потребителей в зонах открытой схемы теплоснабжения к 2022 году должен снизиться до нуля в связи с реализацией работ по переводу систем теплоснабжения на закрытую схему.
В соответствии со следующими законодательными актами:
- п. 8 ст. 40 Федерального закона от 7 декабря 2011 года № 416-ФЗ "О водоснабжении и водоотведении": "В случае, если горячее водоснабжение осуществляется с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения), программы финансирования мероприятий по их развитию (прекращение горячего водоснабжения с использованием открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) и перевод абонентов, подключенных к таким системам, на иные системы горячего водоснабжения) включаются в утверждаемые в установленном законодательством Российской Федерации в сфере теплоснабжения порядке инвестиционные программы теплоснабжающих организаций, при использовании источников тепловой энергии и (или) тепловых сетей которых осуществляется горячее водоснабжение. Затраты на финансирование данных программ учитываются в составе тарифов в сфере теплоснабжения";
- статья 29 ФЗ № 190 часть 8: "С 1 января 2013 года подключение объектов капитального строительства потребителей к централизованным открытым системам теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается"; часть 9: "С 1 января 2022 года использование централизованных открытых систем теплоснабжения (горячего водоснабжения) для нужд горячего водоснабжения, осуществляемого путем отбора теплоносителя на нужды горячего водоснабжения, не допускается".
Таким образом, в соответствии с действующим законодательством, необходимо предусмотреть перевод потребителей вышеуказанной ТЭЦ на "закрытую" схему присоединения системы ГВС. При предполагаемой реконструкции системы теплоснабжения и очередной актуализации схемы необходимо учитывать это.
В расчетах принято, что к 2022 году все потребители в зоне действия открытых систем теплоснабжения будут переведены на закрытую схему присоединения системы ГВС.
Обсуждение данного раздела со специалистами теплоснабжающей, теплосетевой организации и отделом ЖКХ администрации г. Саянска выявило дополнительные факторы, связанные с переводом на закрытую схему ГВС:
- снижение загрузки системы химводоподготовки ТЭЦ;
- увеличение расхода холодной воды у потребителей и вероятность образования дефицита существующего дебита холодной воды в городе;
- изменение гидравлического режима работы тепловых сетей за счет уменьшения в них разбора воды и необходимость проведения дополнительной их наладки;
- высокая удельная стоимость организации закрытой схемы ГВС, составляющая 1,5 - 1,8 млн. руб./Гкал, или для 1-го ввода в здание около 170 тыс. руб.
2.6. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ, РЕКОНСТРУКЦИИ И
ТЕХНИЧЕСКОМУ ПЕРЕВООРУЖЕНИЮ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
В предоставленных имеющихся материалах (генплан, программа комплексного развития поселения, программа и схема развития электроэнергетики Иркутской области и т.д.) планы по реконструкции или техническому перевооружению ТЭЦ не отражены.
На основании выполненного обследования существующей системы теплоснабжения, анализа ее работы и внешних условий функционирования можно сказать, что ТЭЦ в существующем состоянии и на всех сроках реализации схемы теплоснабжения поселения позволяет полностью покрыть потребность в приростах перспективных тепловых нагрузок.
На момент выполнения данной работы масштабных мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению существующей ТЭЦ в тепловой части (кроме планово-предупредительных ремонтов) не планировалось.
На рассматриваемую перспективу существующая ТЭЦ будет работать так же, как и в существующем состоянии.
2.7. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СТРОИТЕЛЬСТВУ И РЕКОНСТРУКЦИИ
ТЕПЛОВЫХ СЕТЕЙ И СООРУЖЕНИЙ НА НИХ
Для обеспечения перспективного прироста тепловой нагрузки в поселении требуется строительство новых участков тепловых сетей. Перечень этих участков с необходимыми диаметрами труб и их протяженности представлены в табл. 7.1.
Суммарная протяженность новых участков теплосети составит 1543 м. Общие затраты на строительство тепловых сетей составят около 21,5 млн. руб.
Табл. 7.1
Перечень перспективных участков
Начало Конец Тип Год Тип Ду Длина, м Теплопотери,
работ прокладки прокладки проект, Гкал/ч
мм
ВСЕГО: 1892 0,42
ПНС 692 0,110
#7661 СЭК СиТЭК план 2014 непрох. 80 164,6 0,024
К22/43 Коттеджи план 2017 непрох. 125 303,4 0,054
К26/15 Спорт. центр план 2014 непрох. 80 17,3 0,003
К31/4 Блок 2 план 2015 непрох. 80 21,1 0,003
К32 ТК "Саянский" план 2014 непрох. 70 17,2 0,002
К33/7 Магазин план 2014 непрох. 50 62,1 0,007
К80 Магазин план 2014 непрох. 80 56,4 0,008
Магазин #7656 план 2014 непрох. 80 50,0 0,007
ТНС-6 1200 0,306
#7685 Перспектива_2018 план 2018 непрох. 200 300,0 0,069
#7686 Перспектива_2028 план 2028 непрох. 250 900,0 0,238
Исходя из результатов гидравлических расчетов тепловых сетей, следует, что при существующей структуре тепловых сетей и характеристиках сетевых насосов (установленных на ПНС) возможно обеспечение расчетных расходов воды у всех тепловых потребителей г. Саянска. В случае недостаточного располагаемого напора у части потребителей (групп потребителей) возможна установка подкачивающих насосных станций для одного или группы тепловых потребителей. По факту такие потребители имеются: 8 м-он д. 14, 2а м-он д. 8. При этом решение по установке дополнительных подкачивающих станций необходимо принимать после уточнения фактической трассировки и диаметров трубопроводов, идущих к этим тепловым потребителям, местных сопротивлений, а также выполнения поверочного гидравлического расчета теплосети на основе этой актуализированной информации.
Реконструкции тепловых сетей с увеличением диаметра трубопроводов для обеспечения перспективных приростов тепловой нагрузки не требуется.
Реконструкция тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса, в рассматриваемой системе в ближайшие годы и на расчетный срок разработки схемы теплоснабжения будет производиться в рамках ежегодных плановых ремонтов. Предполагается, что соответствующие затраты будут включаться в тариф на тепловую энергию.
При любом варианте развития (реконструкции) рассматриваемой тепловой сети обязательными условиями являются: уточнение ее исполнительной схемы, определение фактической гидравлической характеристики и проведение ее режимной наладки.
Одним из мероприятий по снижению потерь тепловой энергии в тепловых сетях является уменьшение диаметров трубопроводов до проектных значений. Выполненная оценка возможного уменьшения диаметров показала, что общее снижение расчетных тепловых потерь в теплосетях за счет реализации этого мероприятия позволит снизить теплопотери от 10 до 15%, или 5 - 7 Гкал/ч. Но необходимо отметить, что данное мероприятие целесообразно проводить только при соблюдении следующих условий: ветхости таких участков, отсутствия перспективных тепловых потребителей, подключаемых через эти участки, и предварительного выполнения оценки изменения гидравлического режима работы сети после уменьшения диаметра.
Основные расчеты тепловых сетей выполнены с использованием электронной модели системы теплоснабжения г. Саянска (ПО ByteNET3), описание которой было приведено выше, а руководство по эксплуатации вошло в приложение к ПО. В случае корректировки исходных данных по тепловой сети (диаметры, длины, трассировки и т.д.) рекомендуется обновить электронную модель и выполненные расчеты (гидравлические, тепловые и др.). В ПО ByteNET3 после внесения изменений по исходной информации обновление модели и расчетов происходит автоматически.
2.8. ПЕРСПЕКТИВНЫЕ ТОПЛИВНЫЕ БАЛАНСЫ
Как уже было сказано выше, в котлах ТЭЦ сжигаются бурые угли Мугунского и Азейского месторождений. Кроме угольной пыли, в котлах сжигается и мазут, который используется для розжига пылеугольных котлов и для подсветки угольного факела в период работы пылеугольных котлов при малых нагрузках.
По представленным данным фактический годовой расход топлива на выработку электроэнергии и тепловой энергии за 2012 г. составил 955357 тнт (554984 тут) угля. Из этого объема расход топлива на выработку тепловой энергии составляет 396473 тнт (230318 тут) угля.
Топливный баланс составлен в соответствии с вышеопределенными тепловыми характеристиками системы теплоснабжения (без учета выработки на ТЭЦ электроэнергии) при условии обеспечения ее нормативного функционирования.
В перспективе структура топливопотребления по виду и объемам используемого топлива практически не изменится. В перспективе основным видом топлива, используемым на ТЭЦ, будет бурый уголь, расчетный расход на выработку тепловой энергии которого с учетом перспективных тепловых потребителей к расчетному сроку составит около 250000 тут.
Необходимо отметить, что данный топливный баланс составлен без учета подключения перспективных тепловых потребителей к тепловой магистрали, идущей на г. Зиму. При разработке схемы теплоснабжения г. Зимы рекомендуется составить более полный перспективный топливный баланс по Ново-Зиминской ТЭЦ с учетом результатов данной работы.
2.9. ИНВЕСТИЦИИ В СТРОИТЕЛЬСТВО,
РЕКОНСТРУКЦИЮ И ТЕХНИЧЕСКОЕ ПЕРЕВООРУЖЕНИЕ
Целью разработки настоящего раздела является оценка инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии и тепловых сетей на каждом этапе.
Ситуация по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии рассмотрена выше в разделе 2.6. Основные предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей и соответствующие затраты на реализацию этих предложений представлены выше в разделе 2.7.
В рассматриваемой системе теплоснабжения на расчетный срок схемы теплоснабжения можно выделить два основных возможных направления ее развития:
- базовый вариант. Масштабных мероприятий по ее развитию и реконструкции не предполагается. Потребность в финансировании в рассматриваемой системе теплоснабжения будет связана лишь с потребностью в проведении плановых ремонтных работ. Необходимый годовой объем финансирования для проведения ремонтных работ по Ново-Зиминской ТЭЦ будет включаться в тариф на тепловую энергию, по МУП "СТЭП" необходимые затраты на ремонты составят около 19 млн. руб./год;
- вариант перехода на закрытую схему ГВС. Предполагается, что все существующие вводы в домах будут переоборудованы на закрытую схему ГВС. Общая финансовая потребность в этой реконструкции (средняя оценка) составит не менее 86,4 млн. руб. (508 вводов в дома при удельной стоимости реконструкции 170 тыс. руб./ввод). При этом понадобятся дополнительные затраты на проведение наладочных работ по тепловой сети и вводам около 2 - 2,5 млн. руб.
В рассматриваемой системе теплоснабжения затраты на проведение ремонтных работ по теплоснабжающей и теплосетевой организациям включаются в структуру общеэксплуатационных затрат, поэтому строгого понятия срока окупаемости капвложений в развитие (реконструкцию) системы теплоснабжения в данной ситуации нет.
Основное влияние на представленные выводы может оказать значительное изменение прогноза стоимостей ресурсов и степень достоверности представленной исходной информации по рассматриваемой системе теплоснабжения. Более подробное рассмотрение и анализ схемы теплоснабжения рекомендуется выполнить при очередной ее актуализации и (или) подробном ТЭО реконструкции рассматриваемой системы теплоснабжения.
2.10. ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ
ЕДИНОЙ ТЕПЛОСНАБЖАЮЩЕЙ ОРГАНИЗАЦИИ
Решение об установлении организации в качестве единой теплоснабжающей организации (ЕТО) в той или иной зоне деятельности принимает, в соответствии с ч. 6 ст. 6 Федерального закона № 190 "О теплоснабжении", орган местного самоуправления городского или сельского поселения.
Определение статуса ЕТО для проектируемых зон действия перспективных источников тепловой энергии должно быть выполнено в ходе актуализации схемы теплоснабжения после определения источников инвестиций.
Обязанности ЕТО определены постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 № 808 "Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации" (п. 12 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных указанным постановлением).
Критериями определения единой теплоснабжающей организации являются:
- владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
- размер собственного капитала;
- способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Наиболее полно этим критериям в рассматриваемой системе теплоснабжения соответствует на момент составления схемы теплоснабжения существующая теплоснабжающая организация филиал ОАО "Иркутскэнерго" Ново-Зиминская ТЭЦ.
Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.
2.11. РЕШЕНИЯ О РАСПРЕДЕЛЕНИИ ТЕПЛОВОЙ НАГРУЗКИ
МЕЖДУ ИСТОЧНИКАМИ ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
Ввиду того, что в рассматриваемой системе теплоснабжения поставка тепловой энергии осуществляется от одного теплоисточника - Ново-Зиминской ТЭЦ, решения о распределении тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии не требуется.
2.12. РЕШЕНИЯ ПО БЕСХОЗЯЙНЫМ ТЕПЛОВЫМ СЕТЯМ
На момент выполнения данной работы в рассматриваемой системе теплоснабжения были выявлены бесхозяйные тепловые сети (см. прил. 7 стр. 26). Общая их протяженность составила около 800 м. В основном это участки тепловых сетей на вводе к вновь построенным и подключаемым тепловым потребителям. Эти участки строились за счет подключаемых абонентов и в настоящее время не поставлены на баланс ни одного из предприятий.
В качестве организации, уполномоченной на эксплуатацию бесхозяйных тепловых сетей, предлагается определить существующее единственное теплосетевое предприятие МУП "СТЭП".
3. ЛИТЕРАТУРА, ИСПОЛЬЗОВАННАЯ
ПРИ РАЗРАБОТКЕ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
1. СНиП 23-01-99*. Строительная климатология. - М.: Госстрой России.
2. СП 131.13330.2012. Строительная климатология - актуализированная версия СНиП 23-01-99*: Введ. 01.01.2013 (Приказ Министерства регионального развития РФ от 30 июня 2012 года № 275) - М.: Аналитик, 2012. - 117 с.
3. Методика определения потребности в топливе, электрической энергии и воде при производстве и передаче тепловой энергии и теплоносителей в системах коммунального теплоснабжения/Госстрой России. - М.: ФГУП ЦПП, 2004. - 76 с.
4. Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии. Приказ Минэнерго России от 30 декабря 2008 г. № 325.
5. Федеральный закон от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ "О теплоснабжении".
6. Постановление Правительства № 154 от 22.02.2012 "О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения".
7. Методические рекомендации по разработке схем теплоснабжения, утвержденные Приказом Минэнерго России и Минрегиона России № 565/667 от 29 декабря 2012 г.
8. РД-10-ВЭП. Методические основы разработки схем теплоснабжения поселений и промышленных узлов Российской Федерации. Введ. 22.05.2006 - М., 2006 г.
9. Генеральный план городского округа муниципального образования "город Саянск"/ОАО "Научно-исследовательский и проектный институт по разработке генеральных планов и проектов застройки городов". Том 2. Обоснование проектных решений. - Санкт-Петербург: 2007 г.
4. ПРИЛОЖЕНИЯ
1. Техническое задание.
2. Графическая схема теплоснабжения.
3. Перечень предприятий и учреждений города.
4. Характеристики теплоисточника.
5. Характеристики участков тепловых сетей.
6. Характеристики тепловых потребителей.
7. Предоставленная исходная информация.
------------------------------------------------------------------