Разработка рекомендаций по повышению эффективности работы тепловых сетей
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
.
СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В СФЕРЕ ПРОИЗВОДСТВА, ПЕРЕДАЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
.1 Тепловые
сети, сооружения на них и тепловые пункты
.1.1 Описание
структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой энергии
1.1.2
Карты (схемы) тепловых сетей в зонах действия источников тепловой энергии
.1.3
Параметры тепловых сетей, включая год начала эксплуатации, тип изоляции, тип
компенсирующих устройств, тип прокладки, краткую характеристику грунтов в
местах прокладки с выделением наименее надежных участков, определением их
материальной характеристики и подключенной тепловой нагрузки
.2
Типы и строительные особенности тепловых камер и павильонов
.3
Графики регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их обоснованности
1.4
Статистика отказов тепловых сетей
1.5
Описание периодичности и соответствия техническим регламентам и иным
обязательным требованиям процедур летних ремонтов с параметрами и методами
испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые потери) тепловых сетей
.6
Нормативы технологических потерь при передаче тепловой энергии (мощности),
теплоносителя, включаемые в расчет отпущенных тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя
.7
Тепловые потери в тепловых сетях за последние 3 года
1.8
Типы присоединений теплопотребляющих установок потребителей к тепловым сетям
.9
Анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих организаций и используемых средств
автоматизации, телемеханизации и связи
2. ПОКАЗАТЕЛИ ИСТОЧНИКОВ ТЕПЛОВОЙ
ЭНЕРГИИ
2.1
Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп потребителей тепловой
энергии в зонах действия источников тепловой энергии
2.2
Надежность теплоснабжения
3. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ
СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПОСЕЛЕНИЯ
3.1
Оценка финансовых потребностей для осуществления строительства, реконструкции и
технического перевооружения источников тепловой энергии и тепловых сетей
3.2
Расчет эффективности инвестиций
3.3
Расчет ценовых последствий для потребителей при реализации программ
строительства, реконструкции и технического перевооружения систем
теплоснабжения
3.4
Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой
нагрузки
.5
Расчеты по каждому источнику тепловой энергии нормативных запасов аварийных
видов топлива
.6 Экономическое
окружение проекта
4. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕПЛОВОГО ПУНКТА
5. ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА
5.1
Вещества, загрязняющие окружающую среду
5.2
Мероприятия по охране окружающей среды
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Задание на выполнение работ по актуализации
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Характеристики запорно-регулирующей арматуры котельных
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Тепловые нагрузки абонентов котельных
ВВЕДЕНИЕ
Развитие систем теплоснабжения поселений, городских округов
осуществляется в целях удовлетворения спроса на тепловую энергию, теплоноситель
и обеспечения надежного теплоснабжения наиболее экономичным способом при
минимальном вредном воздействии на окружающую среду, экономического
стимулирования развития и внедрения энергосберегающих технологий.
Развитие системы теплоснабжения поселения или городского округа
осуществляется на основании схемы теплоснабжения, которая должна
соответствовать документам территориального планирования поселения или
городского округа, в том числе схеме планируемого размещения объектов
теплоснабжения в границах поселения или городского округа.
Цель выпускной квалификационной работы - разработка рекомендаций по
повышению эффективности работы тепловых сетей на примере Подпорожского
городского поселения Ленинградской области.
Актуализация схемы теплоснабжения Подпорожского городского поселения
выполнена на основании Технического задания к договору № 03/2015-П от
04.02.2015 г. (приложение 1).
Проект схемы теплоснабжения Подпорожского городского поселения на
перспективу до 2029 г. разработан в соответствии с требованиями действующих
нормативно-правовых актов.
Состав и структура схемы теплоснабжения удовлетворяют требованиям
Федерального закона Российской Федерации от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ «О
теплоснабжении» (с изменениями и дополнениями) и требованиям, утвержденным
постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 г. № 154
«О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения».
[1, 2]
Схема теплоснабжения содержит предпроектные материалы по обоснованию
развития систем теплоснабжения для эффективного и безопасного функционирования
и служит защите интересов потребителей тепловой энергии.
Схема теплоснабжения является документом, регулирующим развитие
теплоэнергетической отрасли населенного пункта в соответствии с планами его
перспективного развития, принятыми в документах территориального планирования,
а также с учетом требований действующих федеральных, региональных и местных
нормативно-правовых актов.
Схема теплоснабжения подлежит ежегодной актуализации в отношении следующих
данных:
• распределение
тепловой нагрузки между источниками тепловой энергии в период, на который
распределяются нагрузки;
• изменение тепловых нагрузок в каждой зоне действия источников тепловой
энергии, в том числе за счет перераспределения тепловой нагрузки из одной зоны
действия в другую в период, на который распределяются нагрузки;
• внесение изменений в схему теплоснабжения в части включения в нее
мероприятий по обеспечению технической возможности подключения к системам
теплоснабжения объектов капитального строительства;
• переключение тепловой нагрузки от котельных на источники с
комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии в весенне-летний
период функционирования систем теплоснабжения;
• ввод в эксплуатацию в результате строительства, реконструкции и
технического перевооружения источников тепловой энергии и соответствие их
обязательным требованиям, установленным законодательством Российской Федерации,
и проектной документации;
• строительство и реконструкция тепловых сетей, включая их реконструкцию в
связи с исчерпанием установленного и продленного ресурсов;
• финансовые потребности при изменении схемы теплоснабжения и источники их
покрытия. [3]
Для реализации поставленной цели, необходимо решить следующие задачи:
. Изучить существующее положение в сфере производства, передачи и
потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения.
. Рассмотреть показатели источников тепловой энергии.
. Провести расчет показателей надежности системы теплоснабжения
поселения.
. Выделить преимущества и эффективность автоматизации теплового пункта.
1. СУЩЕСТВУЮЩЕЕ ПОЛОЖЕНИЕ В СФЕРЕ ПРОИЗВОДСТВА, ПЕРЕДАЧИ И ПОТРЕБЛЕНИЯ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ДЛЯ ЦЕЛЕЙ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ
1.1 Тепловые сети, сооружения на них и тепловые
пункты
.1.1 Описание структуры тепловых сетей от
каждого источника тепловой энергии
СЦТ котельной №1 ул. Свирская
Система теплоснабжения - двухтрубная.
Схема тепловых сетей котельной №1 - тупиковая. Протяженность
тепловых сетей составляет 5401,8 м в двухтрубном исчислении. Максимальный
наружный диаметр тепловой сети составляет 219 мм, минимальный - 57 мм. Средний
(по материальной характеристике) наружный диаметр трубопроводов тепловых сетей
составляет 0,128 м.
СЦТ БМК №9 ул. Исакова
Система теплоснабжения - четырехтрубная.
Схема тепловых сетей котельной №9 - тупиковая. Протяженность
тепловых сетей составляет 562 м в двухтрубном исчислении. Максимальный наружный
диаметр тепловой сети составляет 159 мм, минимальный - 57 мм. Средний (по
материальной характеристике) наружный диаметр трубопроводов тепловых сетей
составляет 0,117 м.
СЦТ БМК на сжиженном газе ул. Клубная
Система теплоснабжения - двухтрубная.
Схема тепловых сетей котельной на сжиженном газе - тупиковая.
Протяженность тепловых сетей составляет 746.3 м в двухтрубном исчислении.
Максимальный наружный диаметр тепловой сети составляет 159 мм, минимальный - 57
мм. Средний (по материальной характеристике) наружный диаметр трубопроводов
тепловых сетей составляет 0,116 м.
1.1.2 Карты (схемы) тепловых сетей в
зонах действия источников тепловой энергии
На территории Подпорожского городского поселения
функционирует 10 источников тепловой энергии. Рассмотрим некоторые из них.
Все источники централизованного теплоснабжения располагаются
в городе Подпорожье. Схемы тепловых сетей представлены на рисунках 1.1-1.3.
Рисунок 1.1 - Схема тепловых сетей котельной №1
Рисунок 1.2 - Схема тепловых сетей БМК №9
Рисунок 1.3 - Схема тепловых сетей БМК на сжиженном газе
1.1.3 Параметры тепловых сетей, включая год
начала эксплуатации, тип изоляции, тип компенсирующих устройств, тип прокладки,
краткую характеристику грунтов в местах прокладки с выделением наименее
надежных участков, определением их материальной характеристики и подключенной
тепловой нагрузки
СЦТ котельной №1 ул. Свирская
Система теплоснабжения - двухтрубная. Параметры тепловых
сетей представлены в таблице 1.1. Распределение тепловых сетей котельной №1 по
сроку службы графически представлено на рисунке 1.4. Как видно из диаграммы,
более 50% сетей имеют срок эксплуатации свыше 30 лет.
Рисунок 1.4 - Распределение сетей котельной №1 по сроку
службы
Прокладка тепловых сетей выполнена подземным и надземным
способами, графически распределение по типу прокладки представлено на рисунке
1.5. Как видно из диаграммы, в большинстве случаев применяется подземная
канальная прокладка.
Рисунок 1.5 - Распределение сетей котельной №1 по типу прокладки
При прокладке тепловых сетей применяется пенополиуретановая
теплоизоляция труб и изоляция с помощью прошивных минеральных матов.
Таблица 1.1 - Параметры тепловых сетей котельной №1
|
Ду, мм
|
Протяженность по сроку
службы, м (двухтрубном)
|
Итого двухтрубном, м
|
Материальная
характеристика, м2
|
|
до 5 лет
|
6 - 10 лет
|
11 - 15 лет
|
16 - 20 лет
|
21 - 25 лет
|
26 - 30 лет
|
св. 30 лет
|
|
|
|
200
|
32
|
347.7
|
24
|
0
|
0
|
0
|
807.3
|
1211
|
265.2
|
|
150
|
150
|
58.7
|
0
|
0
|
50
|
0
|
517.3
|
776
|
123.4
|
|
125
|
43
|
87.2
|
0
|
0
|
0
|
0
|
260.3
|
390.5
|
51.9
|
|
100
|
145
|
244
|
0
|
0
|
0
|
0
|
778
|
1167
|
126.0
|
|
80
|
111
|
225
|
0
|
0
|
0
|
0
|
672
|
1008
|
89.7
|
|
70
|
0
|
129.4
|
0
|
0
|
0
|
0
|
258.9
|
388.3
|
29.5
|
|
50
|
55
|
98.7
|
0
|
0
|
0
|
0
|
307.3
|
461
|
26.3
|
|
Итого:
|
536
|
1190.7
|
24
|
0
|
50
|
0
|
3601.1
|
5401.8
|
712.1
|
СЦТ БМК №9 ул. Исакова
Система теплоснабжения - четырехтрубная. Параметры тепловых
сетей представлены в таблице 1.2. Распределение тепловых сетей котельной №9 по
сроку службы графически представлено на рисунке 1.6. Как видно из диаграммы,
более 60% сетей имеют срок эксплуатации свыше 30 лет.
Рисунок 1.6 - Распределение сетей котельной №9 по сроку
службы
Прокладка тепловых сетей выполнена подземным канальным,
надземным на опорах и надземным на эстакадах способами, графически
распределение по типу прокладки представлено на рисунке 1.7. Как видно из
диаграммы, в большинстве случаев применяется подземная канальная прокладка.
Рисунок 1.7 - Распределение сетей котельной №9 по типу прокладки
При прокладке тепловых сетей применяется пенополиуретановая
теплоизоляция труб и изоляция с помощью прошивных минеральных матов.
Подробная характеристика тепловых сетей котельной №9
представлена в приложении 2.
Таблица 1.2 - Параметры тепловых сетей котельной №9
|
Ду. мм
|
Протяженность по сроку
службы. м (двухтрубном)
|
Итого двухтрубном, м
|
Материальная
характеристика, м2
|
|
до 5 лет
|
6 - 10 лет
|
11 - 15 лет
|
16 - 20 лет
|
21 - 25 лет
|
26 - 30 лет
|
св. 30 лет
|
|
|
|
150
|
93.7
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
187.3
|
281
|
44.7
|
|
100
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
44
|
44
|
4.8
|
|
70
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
13
|
13
|
1.0
|
|
50
|
0
|
0
|
74.7
|
0
|
0
|
0
|
149.3
|
224
|
12.8
|
|
Итого:
|
93.7
|
0
|
74.7
|
0
|
0
|
0
|
393.6
|
562
|
63.2
|
СЦТ БМК на сжиженном газе ул. Клубная
Система теплоснабжения - двухтрубная. Параметры тепловых
сетей представлены в таблице 1.3. Распределение тепловых сетей котельной на
сжиженном газе по сроку службы графически представлено на рисунке 1.8. Как
видно из диаграммы, более 70% сетей имеют срок эксплуатации более 20 лет.
Рисунок 1.8 - Распределение сетей котельной на сжиженном газе
по сроку службы
Прокладка тепловых сетей выполнена подземным канальным
способом.
При прокладке тепловых сетей применяется пенополиуретановая
теплоизоляция труб.
Подробная характеристика тепловых сетей котельной на сжиженном
газе представлена в приложении 3.
тепловой сеть нагрузка потребитель
Таблица 1.3 - Параметры тепловых сетей котельной на сжиженном газе
|
Ду. мм
|
Протяженность по сроку
службы, м (двухтрубном)
|
Итого двухтрубном, м
|
Материальная
характеристика, м2
|
|
до 5 лет
|
6 - 10 лет
|
11 - 15 лет
|
16 - 20 лет
|
21 - 25 лет
|
26 - 30 лет
|
св. 30 лет
|
|
|
|
150
|
0
|
0
|
0
|
0
|
97
|
0
|
194
|
291
|
46.3
|
|
125
|
40
|
0
|
0
|
0
|
8.3
|
0
|
96.7
|
145
|
19.3
|
|
50
|
80
|
0
|
0
|
0
|
23.4
|
0
|
206.9
|
310.3
|
17.7
|
|
Итого:
|
120
|
0
|
0
|
0
|
128.7
|
0
|
497.6
|
746.3
|
83.2
|
1.2 Типы и строительные особенности тепловых
камер и павильонов
В тепловых сетях используется два вида тепловых камер:
· Первый вид:
Состоит из железобетонных блоков. Площадь камеры от 4 до 9 м2; глубина
залегания: 3 метра; высота камеры: 3 метра;
Днище: монолитное с приямком. Днище камеры устроено с уклоном в сторону
водосборного приямка;
Люки: количество от 2 до 4;
· Второй вид:
Состоят из железобетонных колец диаметром 1,5 метра; глубина залегания: 2
метра; высота камеры: 2 метра;
Днище: плита диаметром 1,5 метра, толщиной 10 сантиметров;
Люки: количество 1 шт.
Конструкции смотровых колодцев выполнены по соответствующим
чертежам и отвечают требованиям ГОСТ 8020-90 и ТУ 5855-057-03984346-2006.
1.3 Графики регулирования отпуска тепла в
тепловые сети с анализом их обоснованности
Схема теплоснабжения котельных №№1, 3, 4, 6 и БМК №№8, 18 - двухтрубная.
Регулирование отпуска тепловой энергии в отопительный период осуществляется
качественным регулированием, в переходный период - качественно-количественным.
Схема теплоснабжения БМК №9 - четырехтрубная. Регулирование отпуска
тепловой энергии в отопительный период осуществляется качественным
регулированием, в переходный период - качественно-количественным.
Теплоснабжение потребителей от котельной осуществляется по температурным графикам 95/70ºС и 65/50ºС на отопление и горячее
водоснабжение соответственно. Для периода температур наружного воздуха от +10°С до -4°С
регулировка температуры в обратном трубопроводе обеспечивается изменением
объемов теплоносителя.
Качественное регулирование обеспечивает стабильный расход
теплоносителя и, соответственно, гидравлический режим системы теплоснабжения на
протяжении всего отопительного периода, что является основным его достоинством.
Схема теплоснабжения БМК с наружными сетями и подводящим газопроводом
мощностью 308 кВт, пер. Металлистов, д.5-а и БМК на сжиженном газе -
двухтрубная. Регулирование отпуска тепловой энергии в отопительный период
осуществляется качественным регулированием, в переходный период -
качественно-количественным. Для периода температур наружного воздуха от +10°С до -4°С
регулировка температуры в обратном трубопроводе обеспечивается изменением
объемов теплоносителя.
Качественное регулирование обеспечивает стабильный расход
теплоносителя и, соответственно, гидравлический режим системы теплоснабжения на
протяжении всего отопительного периода, что является основным его достоинством.
1.4 Статистика отказов тепловых сетей
Данные по аварийным ситуациям на тепловых сетях на территории
Подпорожского городского поселения за 2014-2015 гг. представлены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Данные по аварийным ситуациям на тепловых сетях в 2014-2015
гг.
|
Месяц
|
№ п/п
|
Адрес работ
|
Вид работ
|
Принадлежность ТС котельной
|
|
Январь
|
1
|
ул. Планеристов от ТК-11 до
ТК-12
|
хомут 159-1шт
|
Котельная №3
|
|
2
|
ул. Песочная от ТК-12 до
ТК-13
|
хомут 89-1шт
|
Котельная №18
|
|
3
|
ул. Свирская в ТК-2в
|
хомут 133-1шт
|
Котельная №6
|
|
4
|
ул. Красноармейская от ТК-5
до ТК-6
|
хомут 159-1шт
|
|
5
|
ул. Комсомольская от ТК-7
до ТК-7а
|
хомут 108-2шт
|
Котельная №6
|
|
6
|
ул. Свирская от кот. №1
|
установка заглушки-1шт
|
Котельная №1
|
|
Февраль
|
1
|
ул. Комсомольская от ТК-18
до ж/д №9
|
хомут 89-1шт
|
Котельная №4
|
|
2
|
ул. Планеристов от ТК-11 до
ТК-13
|
хомут 159-1шт
|
Котельная №3
|
|
3
|
ул. Строителей от ТК-4(7)
до ТК-7(7)
|
сварочные работы
|
Котельная №1
|
|
4
|
ул. Красноармейская от
ТК-21д до ТК-21е
|
хомут 159-1шт
|
Котельная №8
|
|
5
|
ул. Красноармейская от ТК-5
до Тк-6
|
хомут 159-1шт
|
Котельная №1
|
|
Март
|
1
|
ул. Исакова от ж/д Исакова
20 до ж/д Волховская 24
|
хомут 89-1шт
|
Котельная №8
|
|
2
|
ул. Комсомольская 14а от
ТК-7 до ТК-7а
|
хомут 108-1шт
|
Котельная №6
|
|
3
|
пр. Ленина 10 от ТК-6 до
ТК-7
|
сварочные работы
|
Котельная №3
|
|
4
|
ул. Песочная от ТК-13 до
ТК-14
|
сварочные работы
|
Котельная №18
|
|
5
|
ул. Исакова 20 от ТК-23 до
ТК-25
|
хомут 159-1шт
|
Котельная №8
|
|
Апрель
|
1
|
ул. Ленина от ТК-3 до э/д
Ленина 14а
|
хомут 133-2шт
|
Котельная №3
|
|
2
|
ул. Ленина от ТК-4 до ТК-6
|
хомут 133-3шт
|
Котельная №3
|
|
3
|
ул. Строителей от ТК-32 до
ж/д №5
|
замена ввода
|
Котельная №1
|
|
4
|
ул. Красноармейская от ж/д
№15 до ТК-4бис
|
хомут 219-1шт
|
Котельная №1
|
|
Сентябрь
|
1
|
от ж/д Исакова №20 до ж/д
Волховская №24
|
хомут 108-2шт
|
Котельная №8
|
|
2
|
от ТК-21е до ж/д Волховская
№20
|
хомут 108-1шт
|
Котельная №8
|
|
3
|
от ТК-7 до ж/д
Комсомольская №14а
|
хомут 108-1шт
|
Котельная №6
|
|
4
|
от ТК-13 до ТК-14
|
хомут 76-2шт
|
Котельная №18
|
|
5
|
ул. Кирова №17 ТК-9(7)
|
замена отводов-3шт
|
Котельная №1
|
|
6
|
ул. Ленина 10 от ТК-6 до
ТК-7
|
сварочные работы
|
Котельная №3
|
|
7
|
ул. Красноармейская 15
транзит
|
отводы 219-2шт
|
Котельная №1
|
|
Октябрь
|
1
|
от ТК-13 до ТК-14
|
хомут 76-1шт
|
Котельная №18
|
|
2
|
от ТК-21б до ТК-22б
|
хомут 76-1шт
|
Котельная №8
|
|
3
|
от ТК-11 до ТК-13
|
хомут 159-1шт
|
Котельная №6
|
|
4
|
от ТК-7(7) до ТК-7а(7)
|
хомут 219-1шт
|
Котельная №1
|
|
5
|
от ТК-5а(7) до ж/д
Строителей №8
|
сварочные работы
|
Котельная №1
|
|
Ноябрь
|
1
|
ул. Комсомольская от ТК-18
до ж/д №7
|
замена участка ввода
|
Котельная №4
|
|
2
|
ул. Ленина от ТК-14 до
здания администрации
|
замена ввода
|
Котельная №3
|
|
3
|
от ТК-28 до ж/д Свирская
№43
|
хомут 76-2шт
|
Котельная №1
|
|
4
|
от ТК-13 до ТК-14
|
хомут 76-1шт
|
Котельная №3
|
|
5
|
от ж/д Исакова №20 до ж/д
Волховская №24
|
хомут 108-1шт
|
Котельная №8
|
|
6
|
от ТК-18 до ж/д
Комсомольская №6
|
хомут 159-1шт
|
Котельная №4
|
|
7
|
транзит в ж/д Строителей
№7а
|
замена прокладки Ду 159
|
Котельная №1
|
На БМК на сжиженном газе в 2014 году была зафиксирована
авария на вводе в ж/д ул. Северная, 1.
На БМК№ 9 были зафиксированы аварии на участке от ТК-2 до
ТК-3.
Интенсивность отказов тепловых сетей от котельной №1 составила 3,62
/(км*год), от котельной №3 составила 2,25 /(км*год), от котельной №4 составила
1,33 /(км*год), от котельной №6 составила 4,13 /(км*год), от котельной №8
составила 2,60 /(км*год), от котельной №9 составила 6,29 /(км*год), от
котельной №18 составила 3,42 /(км*год), от котельной на сжиженном газе
составила 0,69 /(км*год).
Самая высокая аварийность в 2014 году наблюдалась на тепловых сетях
котельной №1 - 16 аварий, а самая высокая интенсивность отказов на котельной
№9. Значения интенсивности отказов тепловых сетей вышеперечисленных котельных
говорят об их низкой надежности.
На тепловых сетях БМК с наружными сетями и подводящим газопроводом
мощностью 308 кВт, пер.Металлистов, д.5-а и котельной ДРСУ аварий в 2014-2016
году не наблюдалось.
1.5 Описание периодичности и
соответствия техническим регламентам и иным обязательным требованиям процедур
летних ремонтов с параметрами и методами испытаний (гидравлических,
температурных, на тепловые потери) тепловых сетей
Согласно п. 6.82 МДК 4-02.2001 «Типовая инструкция по
технической эксплуатации тепловых сетей систем коммунального теплоснабжения»:
Тепловые сети, находящиеся в эксплуатации, должны
подвергаться следующим испытаниям:
гидравлическим испытаниям с целью проверки прочности и
плотности трубопроводов, их элементов и арматуры;
испытаниям на максимальную температуру теплоносителя для
выявления дефектов трубопроводов и оборудования тепловой сети, контроля за их
состоянием, проверки компенсирующей способности тепловой сети;
испытаниям на тепловые потери для определения фактических
тепловых потерь теплопроводами в зависимости от типа строительно-изоляционных
конструкций, срока службы, состояния и условий эксплуатации;
испытаниям на гидравлические потери для получения
гидравлических характеристик трубопроводов;
испытаниям на потенциалы блуждающих токов (электрическим
измерениям для определения коррозионной агрессивности грунтов и опасного
действия блуждающих токов на трубопроводы подземных тепловых сетей).
Все виды испытаний должны проводиться раздельно. Совмещение
во времени двух видов испытаний не допускается.
На каждый вид испытаний должна быть составлена рабочая
программа, которая утверждается главным инженером.
За два дня до начала испытаний утвержденная программа
передается диспетчеру ОЭТС и руководителю источника тепла для подготовки
оборудования и установления требуемого режима работы сети.
Рабочая программа испытания должна содержать следующие
данные:
задачи и основные положения методики проведения испытания;
перечень подготовительных, организационных и технологических
мероприятий;
последовательность отдельных этапов и операций во время
испытания;
режимы работы оборудования источника тепла и тепловой сети (расход
и параметры теплоносителя во время каждого этапа испытания);
схемы работы насосно-подогревательной установки источника
тепла при каждом режиме испытания;
сроки проведения каждого отдельного этапа или режима
испытания;
точки наблюдения, объект наблюдения, количество наблюдателей
в каждой точке;
оперативные средства связи и транспорта;
меры по обеспечению техники безопасности во время испытания;
список ответственных лиц за выполнение отдельных мероприятий.
Каждый участок тепловой сети должен быть испытан пробным
давлением, минимальное значение которого должно составлять 1,25 рабочего
давления. Значение рабочего давления устанавливается техническим руководителем
ОЭТС в соответствии с требованиями Правил устройства и безопасной эксплуатации
трубопроводов пара и горячей воды.
Максимальное значение пробного давления устанавливается в
соответствии с указанными правилами и с учетом максимальных нагрузок, которые
могут принять на себя неподвижные опоры.
При гидравлическом испытании на прочность и плотность давление
в самых высоких точках тепловой сети доводится до значения пробного давления за
счет давления, развиваемого сетевым насосом источника тепла или специальным
насосом из опрессовочного пункта.
При испытании участков тепловой сети, в которых по условиям профиля
местности сетевые и стационарные опрессовочные насосы не могут создать
давление, равное пробному, применяются передвижные насосные установки и
гидравлические прессы.
Температурные испытания тепловых сетей, находящихся в
эксплуатации длительное время и имеющих ненадежные участки, должны проводиться
после ремонта и предварительного испытания этих сетей на прочность и плотность,
но не позднее чем за 3 недели до начала отопительного периода.
На время температурных испытаний от тепловой сети должны быть
отключены:
отопительные системы детских и лечебных учреждений;
неавтоматизированные системы горячего водоснабжения,
присоединенные по закрытой схеме;
системы горячего водоснабжения, присоединенные по открытой
схеме;
отопительные системы с непосредственной схемой присоединения;
Отключение тепловых пунктов и систем теплопотребления
производится первыми со стороны тепловой сети задвижками, установленными на
подающем и обратном трубопроводах тепловых пунктов, а в случае неплотности этих
задвижек - задвижками в камерах на ответвлениях к тепловым пунктам. В местах,
где задвижки не обеспечивают плотности отключения, необходимо устанавливать
заглушки.
Ответственность за организацию технического обслуживания и
ремонта несет административно-технический персонал, за которым закреплены
тепловые сети. [4]
1.6 Нормативы технологических потерь при
передаче тепловой энергии (мощности), теплоносителя, включаемые в расчет
отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
Технологические потери при передаче тепловой энергии складываются из
тепловых потерь через тепловую изоляцию трубопроводов, а также с утечками
теплоносителя. [5]
Методика определения тепловых потерь через изоляцию трубопроводов
регламентируется приказом Минэнерго №265 от 4 октября 2005 года «Об организации
в Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации работы по
утверждению нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии».
Тепловые потери через изоляцию трубопроводов зависят от материальной
характеристики тепловых сетей, а также года и способа прокладки тепловой сети.
Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой
определяются по формуле:
, м3, (1)
где а - норма среднегодовой утечки теплоносителя, (м3/ч*м3), установленная
правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и правилами
технической эксплуатации тепловых энергоустановок в пределах 0,25%
среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час;ср.год - среднегодовая
емкость тепловой сети, м3;год - продолжительность функционирования тепловой
сети в течение года, ч;у.год.н - среднечасовая годовая норма потерь
теплоносителя, обусловленных утечкой, м3/ч. [6]
1.7 Тепловые потери в тепловых сетях за
последние 3 года
Тепловые потери в тепловых сетях за последние три года
представлены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 - Потери тепловой энергии в тепловых сетях
|
Наименование источника
|
Ед. изм.
|
2013
|
2014
|
2015
|
|
Котельная №1
|
Гкал
|
4059.42
|
3783.6
|
3513.683
|
|
БМК №8
|
Гкал
|
1426.57
|
1535.21
|
1282.416
|
|
БМК №9
|
Гкал
|
378.28
|
297.19
|
363.8339
|
1.8 Типы присоединений теплопотребляющих
установок потребителей к тепловым сетям
На котельной №1, БМК пер.Металлистов и БКМ ДРСУ нагрузка на горячее
водоснабжение отсутствует, схема подключения теплопотребляющих установок
представлена на рисунке 1.9.
Рисунок 1.9 - Схема подключения потребителей к двухтрубной системе
теплоснабжения
На БМК№9 система теплоснабжения - четырехтрубная.
Теплоснабжение и горячее водоснабжение осуществляется по двум независимым
контурам. Для обеспечения качественного теплоснабжения в контуре ГВС
поддерживается циркуляция. Схема подключения теплопотребляющих установок для БМК№9 представлена на
рисунке 1.10.
Рисунок 1.10 - Схема подключения потребителей к четырехтрубным системам
теплоснабжения
1.9 Анализ работы диспетчерских служб
теплоснабжающих (теплосетевых) организаций и используемых средств
автоматизации, телемеханизации и связи
Основной задачей диспетчерской службы является обеспечение
надежного и бесперебойного снабжения потребителей тепловой энергией,
локализация и ликвидация технологических нарушений в тепловых сетях. Сообщение
о возникших нарушениях функционирования системы теплоснабжения передается
диспетчером аварийной бригаде, которая оперативно выезжает на место внештатной
ситуации. [7]
Ликвидация аварийных ситуаций на трубопроводах осуществляется
персоналом теплоснабжающих организаций в соответствии с внутренними
организационно-распорядительными документами.
При планировании проведения ремонтных работ на магистральных,
распределительных и внутриквартальных тепловых сетях (в случае, если отключение
инженерной системы приведет к ограничению доступа потребителями к услугам
теплоснабжения) время начала и окончания работ согласуется с управляющими
организациями. [8]
Техническое обслуживание котельных филиала АО «Газпром
Газораспределение ЛО» в г. Тихвине производит специализированная служба ООО
«Энергоформ». Контроль работы котельных и вызов аварийной бригады выполняет
круглосуточно работающая диспетчерская служба БКД ЛПРГС филиала. Для принятия
решений с помощью комплекса KONTAR-SCADA
на экране монитора в диспетчерскую регулярно поступает информация с котельных,
в которых управляет работой котлов и горелок система автоматики Logamatic.
Вывод к главе 1
В данной главе было подробно изучено существующее положение в сфере
производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения.
Рассмотрены тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты. Также
были выделены типы и строительные особенности тепловых камер и павильонов.
Представлены графики регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их
обоснованности. Изучена статистика отказов тепловых сетей на территории
Подпорожского городского поселения за 2014-2015 гг.
Также было дано описание периодичности и соответствия техническим
регламентам и иным обязательным требованиям процедур летних ремонтов с
параметрами и методами испытаний (гидравлических, температурных, на тепловые
потери) тепловых сетей. Проанализирована работа диспетчерских служб
теплоснабжающих (теплосетевых) организаций и используемых средств
автоматизации, телемеханизации и связи.
2. ПОКАЗАТЕЛИ ИСТОЧНИКОВ
ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ
2.1 Тепловые нагрузки потребителей
тепловой энергии, групп потребителей тепловой энергии в зонах действия
источников тепловой энергии
.1.1 Значения потребления тепловой энергии в
расчетных элементах территориального деления и в зонах действия источников
тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха
Расчетная температура наружного воздуха для проектирования
отопления, вентиляции и ГВС для составляет минус 29°С.
Средняя температура отопительного сезона составляет минус
2,9°С.
Продолжительность отопительного сезона составляет 228 суток.
В качестве элементов территориального деления приняты 14
населенных пунктов (1
город, 1 поселок, 1 село и 11 деревень), входящие в состав Подпорожского
городского поселения:
1. дер. Верхние Мандроги;
2. дер. Волнаволок;
. дер. Гоморовичи;
. дер. Кезоручей;
. дер. Мятусово;
. дер. Пертозеро;
. дер. Пидьма;
. дер. Плотично;
. г. Подпорожье;
. дер. Посад;
. п. Токари;
. дер. Хевроньино;
. с. Шеменичи;
. дер. Яндеба.
Рассматриваемые источники централизованного теплоснабжения располагаются
в городе Подпорожье:
1. котельная
№1 ул. Свирская;
2. БМК №9 ул. Исакова;
3. БМК на сжиженном газе ул. Клубная
В результате анализа перечня потребителей тепловой энергии от
источников централизованного теплоснабжения на территории Подпорожского
городского поселения были получены значения потребления тепловой энергии в
зонах действия источников тепловой энергии при расчетных температурах наружного
воздуха, представленные в таблице 2.1.
Таблица 2.1 - Тепловые нагрузки потребителей систем централизованного
теплоснабжения
|
Наименование показателя
|
Размерность
|
Наименование источника
|
Итого Подпорожское ГП
|
|
|
№1
|
№3
|
№4
|
№6
|
№8
|
№9
|
№18
|
БМК пер. Металлистов
|
Сж.газ
|
ДРСУ
|
|
|
Присоединенная тепловая
нагрузка, в т. ч.:
|
Гкал/ч
|
9.559
|
8.017
|
9.612
|
5.13
|
4.62
|
0.832
|
1.095
|
0.132
|
0.467
|
0.282
|
39.746
|
|
жилые здания
|
Гкал/ч
|
7.606
|
5.807
|
7.262
|
3.446
|
3.545
|
0
|
1.093
|
0.132
|
0.43
|
0.282
|
29.603
|
|
Отопление
|
Гкал/ч
|
7.606
|
5.807
|
7.262
|
3.446
|
3.545
|
0
|
1.093
|
0.132
|
0.43
|
0.282
|
29.603
|
|
общественные здания
|
Гкал/ч
|
1.865
|
1.841
|
2.342
|
1.517
|
1.057
|
0.832
|
0.002
|
0
|
0.036
|
0
|
9.492
|
|
Отопление
|
Гкал/ч
|
1.865
|
1.841
|
2.342
|
1.517
|
1.057
|
0.781
|
0.002
|
0
|
0.036
|
0
|
9.441
|
|
ГВС (макс.)
|
Гкал/ч
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0.051
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0.051
|
|
Прочие
|
0.088
|
0.369
|
0.008
|
0.167
|
0.018
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0.65
|
|
Отопление
|
Гкал/ч
|
0.088
|
0.369
|
0.008
|
0.167
|
0.018
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0.65
|
|
Присоединенная тепловая
нагрузка, в т. ч.:
|
Гкал/ч
|
9.559
|
8.017
|
9.612
|
5.13
|
4.62
|
0.832
|
1.095
|
0.132
|
0.467
|
0.282
|
39.746
|
|
Отопление
|
Гкал/ч
|
9.559
|
8.017
|
9.612
|
5.13
|
4.62
|
0.781
|
1.095
|
0.132
|
0.467
|
0.282
|
39.695
|
|
ГВС (макс.)
|
Гкал/ч
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0.051
|
0
|
0
|
0
|
0
|
0.051
|
2.1.2 Значения потребления тепловой энергии в
расчетных элементах территориального деления за отопительный период и за год в
целом
Средняя температура отопительного сезона составляет минус
2,9°С.
Продолжительность отопительного сезона составляет 228 суток.
Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах
представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 - Значения потребления тепловой энергии
|
Ед. измерения
|
Отопительный период
|
Год
|
|
Котельная №1
|
Гкал
|
17593,9
|
17593,9
|
|
отопление, вентиляция
|
Гкал
|
17593,9
|
17593,9
|
|
БМК №9
|
Гкал
|
1592,8
|
1671,1
|
|
отопление, вентиляция
|
Гкал
|
1411,4
|
1411,4
|
|
ГВС
|
Гкал
|
181,4
|
259,7
|
|
БМК на сж.газе
|
Гкал
|
826,0
|
826,0
|
|
отопление, вентиляция
|
Гкал
|
826,0
|
826,0
|
|
Котельная ДРСУ
|
Гкал
|
150,0
|
150,0
|
|
отопление, вентиляция
|
Гкал
|
150,0
|
150,0
|
|
Итого по Подпорожскому
городскому поселению
|
Гкал
|
40325
|
40582
|
2.1.3 Существующие нормативы потребления
тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение
В соответствии с «Правилами установления и определения нормативов
потребления коммунальных услуг (утв. постановлением Правительства РФ от 23 мая
2006 г. N 306) (в редакции постановления Правительства РФ от 28 марта 2012 г. N
258)», которые определяют порядок установления нормативов потребления
коммунальных услуг (холодное и горячее водоснабжение, водоотведение,
электроснабжение, газоснабжение, отопление), нормативы потребления коммунальных
услуг утверждаются органами государственной власти субъектов Российской
Федерации, уполномоченными в порядке, предусмотренном нормативными правовыми
актами субъектов Российской Федерации. При определении нормативов потребления
коммунальных услуг учитываются следующие конструктивные и технические параметры
многоквартирного дома или жилого дома:
в отношении горячего водоснабжения - этажность, износ внутридомовых
инженерных систем, вид системы теплоснабжения (открытая, закрытая);
В качестве параметров, характеризующих степень благоустройства
многоквартирного дома или жилого дома, применяются показатели, установленные
техническими и иными требованиями в соответствии с нормативными правовыми
актами Российской Федерации. [9]
2.2 Надежность теплоснабжения
Настоящая методика по анализу показателей, используемых для оценки
надежности систем теплоснабжения, разработана в соответствии с пунктом 2
постановления Правительства Российской Федерации от 8 августа 2012 г. № 808 «Об
организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в
некоторые акты Правительства Российской Федерации» (Собрание законодательства
Российской Федерации, 2012, №34, ст. 4734). [10]
Для оценки надежности системы теплоснабжения используются следующие
показатели установленные в соответствии с пунктом 123 Правил организации
теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденным постановлением
Правительства Российской Федерации от 8 августа 2012 г. № 808:
• показатель надежности электроснабжения источников тепловой энергии;
• показатель надежности водоснабжения источников тепловой энергии;
• показатель надежности топливоснабжения источников тепловой энергии;
• показатель соответствия тепловой мощности источников тепловой энергии и
пропускной способности тепловых сетей расчетным тепловым нагрузкам
потребителей;
• показатель технического состояния тепловых сетей, характеризуемый
наличием ветхих, подлежащих замене трубопроводов;
• показатель интенсивности отказов систем теплоснабжения;
• показатель относительного аварийного недоотпуска тепла. [11, 12]
2.2.1 Показатели надежности системы
теплоснабжения
Оценка надежности системы теплоснабжения рассматриваемых котельных
производится по следующим показателям:
а) показатель надежности электроснабжения источников тепловой энергии (Kэ) характеризуется наличием или
отсутствием резервного электропитания:
Kэ=1,0
- при наличии резервного электроснабжения;
Kэ=0,6
- при отсутствии резервного электроснабжения;
При наличии в системе теплоснабжения нескольких источников тепловой
энергии общий показатель определяется по формуле:
, (2)
где
, 
-
значения показателей надежности отдельных источников тепловой энергии;
, (3)
где
Qi, Qn - средние фактические тепловые нагрузки за
предшествующие 12 месяцев по каждому i-му источнику тепловой энергии;
tч - количество
часов отопительного периода за предшествующие 12 месяцев.
n - количество
источников тепловой энергии.
б)
показатель надежности водоснабжения источников тепловой энергии (Кв)
характеризуется наличием или отсутствием резервного водоснабжения:
Кв
= 1,0 - при наличии резервного водоснабжения;
Кв
= 0,6 - при отсутствии резервного водоснабжения;
При
наличии в системе теплоснабжения нескольких источников тепловой энергии общий
показатель определяется по формуле:
, (4)
где
, 
- значения
показателей надежности отдельных источников тепловой энергии;
в)
показатель надежности топливоснабжения источников тепловой энергии (Кт)
характеризуется наличием или отсутствием резервного топливоснабжения:
Кт
= 1,0 - при наличии резервного топливоснабжения;
Кт
= 0,5 - при отсутствии резервного топливоснабжения;
При
наличии в системе теплоснабжения нескольких источников тепловой энергии общий
показатель определяется по формуле:
, (5)
где
, 
-
значения показателей надежности отдельных источников тепловой энергии;
г)
показатель соответствия тепловой мощности источников тепловой энергии и
пропускной способности тепловых сетей расчетным тепловым нагрузкам потребителей
(Кб) характеризуется долей (%) тепловой нагрузки, не обеспеченной мощностью
источников тепловой энергии и/или пропускной способностью тепловых сетей:
Кб
= 1,0 - полная обеспеченность;
Кб
= 0,8 - не обеспечена в размере 10% и менее;
Кб
= 0,5 - не обеспечена в размере более 10%.
При
наличии в системе теплоснабжения нескольких источников тепловой энергии общий
показатель определяется по формуле:
, (6)
где
, 
-
значения показателей надежности отдельных источников тепловой энергии;
д)
показатель технического состояния тепловых сетей (Кс), характеризуемый долей
ветхих, подлежащих замене трубопроводов, определяется по формуле:
, (7)
где
- протяженность тепловых сетей, находящихся в
эксплуатации;
-
протяженность ветхих тепловых сетей, находящихся в эксплуатации.
ж)
показатель интенсивности отказов тепловых сетей (Котк.тс), характеризуемый
количеством вынужденных отключений участков тепловой сети с ограничением
отпуска тепловой энергии потребителям, вызванным отказом и его устранением:
[1/(км*год)],
(8)
где
nотк - количество отказов за предыдущий год;
S -
протяженность тепловой сети (в двухтрубном исчислении) данной системы
теплоснабжения [км].
В
зависимости от интенсивности отказов (Иотк.тс) определяется показатель
надежности тепловых сетей (Котк.тс):
до
0,2 включительно - Котк.тс = 1,0;
от
0,2 до 0,6 включительно - Котк.тс = 0,8;
от
0,6 до 1,2 включительно - Котк.тс = 0,6;
свыше
1,2 - Котк.тс = 0,5.
е)
показатель относительного аварийного недоотпуска тепла (Кнед) в результате
внеплановых отключений теплопотребляющих установок потребителей определяется по
формуле:
[%], (9)
где
Qоткл - недоотпуск тепла;
Qфакт -
фактический отпуск тепла системой теплоснабжения.
В
зависимости от величины относительного недоотпуска тепла (Qнед)
определяется показатель надежности (Кнед):
до
0,1% включительно - Кнед = 1,0;
от
0,1% до 0,3% включительно - Кнед = 0,8;
от
0,3% до 0,5% включительно - Кнед = 0,6;
от
0,5% до 1,0% включительно - Кнед = 0,5;
свыше
1,0% - Кнед = 0,2.
2.2.2 Оценка надежности систем теплоснабжения
а)
оценка надежности источников тепловой энергии.
В
зависимости от полученных показателей надежности Кэ, Кв, Кт и источники
тепловой энергии могут быть оценены как:
надежные
- при Кэ=Кв=Кт=1;
малонадежные
- при значении меньше 1 одного из показателей Кэ, Кв, Кт.
ненадежные
- при значении меньше 1 у 2-х и более показателей Кэ, Кв, Кт.
б)
оценка надежности тепловых сетей.
В
зависимости от полученных показателей надежности тепловые сети могут быть
оценены как:
высоконадежные
- более 0,9;
надежные
- 0,75 - 0,9;
малонадежные
- 0,5 - 0,74;
ненадежные
- менее 0,5.
в)
оценка надежности систем теплоснабжения в целом.
Общая
оценка надежности системы теплоснабжения определяется исходя из оценок
надежности источников тепловой энергии и тепловых сетей:
(10)
Вывод к главе 2
В данной главе были рассмотрены показатели источников тепловой энергии -
тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп потребителей тепловой
энергии в зонах действия источников тепловой энергии. А также рассмотрены
значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального
деления и в зонах действия источников тепловой энергии при расчетных
температурах наружного воздуха, за отопительный период и за год в целом.
Были представлены существующие нормативы потребления тепловой энергии для
населения на отопление и горячее водоснабжение, показатели надежности системы
теплоснабжения. Также проведена оценка надежности систем теплоснабжения.
3. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ПОСЕЛЕНИЯ
Результаты расчета показателей надежности систем теплоснабжения
представлены в таблице 3.1.
Показатели надежности для котельных Подпорожского городского поселения
находятся в пределах от 0,640 до 0,943. Таким образом, к высоконадежным можно
отнести СЦТ:
· котельная №4;
· БМК №9;
к надежным:
· котельная №1;
· котельная №3;
· БМК №8;
· котельная №6;
· БМК №18;
· БМК с наружными сетями и подводящим газопроводом
мощностью 308 кВт, пер.Металлистов, д.5-а;
· котельная ДРСУ;
к малонадежным:
· БМК на сжиженном газе.
Таблица 3.1 - Показатели надежности системы теплоснабжения
|
Наименование показателя
|
Обозначение
|
Наименование источника
|
|
|
№1
|
№3
|
№4
|
№6
|
№8
|
№9
|
№18
|
№13
|
Сж.газ
|
ДРСУ
|
|
Показатель надежности
электроснабжения котельной
|
Kэ
|
0,7
|
0,7
|
1
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
1
|
1
|
1
|
1
|
|
Показатель надежности
водоснабжения котельной
|
Kв
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
0,6
|
0,6
|
0,6
|
|
Показатель надежности
топливоснабжения котельной
|
Kт
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
0
|
0
|
0
|
|
Показатель соответствия
тепловой мощности котельной и пропускной способности тепловых сетей расчетным
тепловым нагрузкам
|
Kб
|
0,8
|
0,8
|
1
|
0,3
|
0,8
|
1
|
0,6
|
1
|
1
|
1
|
|
Показатель технического
состояния тепловых сетей
|
Kс
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
1
|
0,28
|
1
|
|
Показатель интенсивности
отказов тепловых сетей
|
Kотк.тс
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
0,8
|
1
|
0,6
|
1
|
|
Показатель относительного
аварийного недоотпуска тепла
|
Kнед
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
1
|
|
Общий показатель надежности
|
Кнад
|
0,871
|
0,871
|
0,943
|
0,814
|
0,886
|
0,914
|
0,857
|
0,800
|
0,640
|
0,800
|
3.1 Оценка финансовых потребностей
для осуществления строительства, реконструкции и технического перевооружения
источников тепловой энергии и тепловых сетей
Основные мероприятия по развитию систем централизованного
теплоснабжения Подпорожского городского поселения предусматривают:
1. строительство тепловых сетей для:. перераспределения
тепловых нагрузок;
b. обеспечения нормативной надежности и безопасности
теплоснабжения;. обеспечения перспективных тепловых нагрузок;
2. реконструкция тепловых сетей в связи с исчерпанием
эксплуатационного ресурса;
3. строительство котельной, мощностью 1,38 МВт, вместо котельной №9 в 2023
году;
4. строительство котельной, мощностью 10,4 МВт, вместо котельной №1 ул.
Свирская в 2024 году;
5. строительство котельной, мощностью 9,35 МВт, вместо котельной №3 ул.
Культуры в 2025 году;
6. строительство котельной, мощностью 5,0 МВт, вместо котельной №6 ул.
Некрасова в 2026 году;
7. строительство котельной, мощностью 5,0 МВт, вместо котельной №8 ул.
Свирская в 2027 году;
8. строительство котельной, мощностью 1,7 МВт, вместо котельной №18 ул.
Гражданская в 2023 году.
9. Строительство БМК, мощностью 0,3 МВт, на нужды теплоснабжения
физкультурно-оздоровительного комплекса по ул. Волкова, 28 в 2017 году;
10. Строительство БМК, мощностью 0,5 МВт, на нужды теплоснабжения комплекса
канализационно-очистных сооружений по ул. Физкультурная в 2017 году;
11. Строительство БМК, мощностью 3,6 МВт, на нужды теплоснабжения Центральной
районной больницы г. Подпорожье по пр. Кирова, 25 в 2018 году;
12. строительство новой котельной №7 между ул. Строителей, ул. Красноармейской,
мощностью 11,9 МВт в 2017 году для перераспределения тепловых нагрузок;
13. строительство новой котельной №11 в микрорайоне между ул. Комсомольской,
Ленина и наб. Красного Флота, мощностью 15,0 МВт в 2017 году для
перераспределения тепловых нагрузок.
При строительстве новых котельных, заложенных в мероприятиях, так же
необходимо проведение Проектно-изыскательских работ.
В период до 2022 года предлагается постепенная перекладка
всех тепловых сетей, а также отдельных участков по мере исчерпания
эксплуатационного ресурса. [13, 14]
Программой реконструкции тепловых сетей в Подпорожском
городском поселении предусматривается перекладка 14258 м тепловых сетей.
Оценка объема капитальных вложений, необходимых для
реализации мероприятий по перекладке тепловых сетей выполнена с использованием
укрупненных нормативов цены строительства НЦС 81-02-13-2014 «Наружные тепловые
сети», утвержденных приказом Министерства регионального развития РФ № 506/пр.
от «28» августа 2014 г. НЦС рассчитаны в ценах на 4 кв. 2014 года. Укрупненные
нормативы представляют собой объем денежных средств, необходимый и достаточный
для строительства 1 км наружных тепловых сетей.
Стоимостные показатели в НЦС приведены на 1 км двухтрубной
теплотрассы.
Для приведения стоимости капитальных вложений к ценам 4 кв.
2014 г. использованы «Индексы изменения сметной стоимости строительно-монтажных
и пуско-наладочных работ» на 4 кв. 2014 г. и 1 кв. 2012 г. в соответствии с
письмами № 25374-ЮР/08 от 13.11.14 Минстроя России и № 4122-ИП/08 от 28.01.2012
г. Минрегиона России соответственно. [15, 16]
Объем инвестиций в мероприятия по строительству котельных на
нужды:
1. канализационно-очистных сооружений ул. Физкультурная;
2. пристройки к физкультурно-оздоровительному комплексу
ул. Волкова, 28;
. ЦРБ пр. Кирова, 25;
1. канализационно-очистных сооружений ул. Физкультурная;
2. ЦРБ пр. Кирова, 25;
Объем инвестиций в мероприятия по строительству котельной №7,
планируется строительство новой котельной в 2017 году составляет 11 300 000
рублей (в ценах 2016 г.).
Расчет капитальных вложений в мероприятия по перекладке и
строительству тепловых сетей приведен в таблице 3.2.
Мероприятия, связанные со строительством котельных №7 и №11 и
перекладкой тепловых сетей для перераспределения тепловых нагрузок, отнесены к
капиталовложениям филиала
АО «Газпром газораспределение Ленинградская область» г. Тихвин в качестве примера,
данные мероприятия не являются обязательными для утверждения инвестиционной
программы данной организации.
Таким образом, общий объем инвестиций в мероприятия по
реконструкции и строительству тепловых сетей Подпорожского городского поселения
составит 328 807,33 тыс. рублей (в ценах 2016 г.).
Таблица 3.2 - Расчет капитальных вложений в перекладку и строительство
тепловых сетей (в ценах 2016 г.)
|
Диаметр, мм
|
Длина, м
|
Расценка по НЦС, в ценах на
31.12.2014, тыс.руб./км
|
Стоимость прокладки ТС, в
ценах на 31.12.2014, тыс.руб.
|
Коэффициент на проведение
работ в стесненных условиях городской застройки
|
Территориальный коэффициент
для перевода в цены Ленинградской области (по приложению 17 к УНЦС)
|
Индекс изменения сметной
стоимости СМР внешних инженерных сетей теплоснабжения для Ленинградской
области на 1 кв. 2012 г. к ФЕР-2001
|
Индекс изменения сметной
стоимости СМР внешних инженерных сетей теплоснабжения для Ленинградской
области на 4 кв. 2014 г. к ФЕР-2001
|
Стоимость работ по
прокладке тепловых сетей в Ленинградской области, в ценах 4 кв.2014 г., без
НДС, тыс.руб.
|
Затраты на демонтажные
работы, тыс.руб.
|
Общая стоимость работ по
перекладке тепловых сетей, в ценах 4 кв.2014 г., без НДС, тыс.руб.
|
|
|
Котельная №1 ул. Свирская
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
250
|
143
|
29 036,48
|
4 152,22
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 984,85
|
836,82
|
4 821,67
|
|
|
200
|
686
|
22 270,10
|
15 277,29
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
14 949,15
|
3 139,32
|
18 088,47
|
|
|
125
|
463
|
18 729,44
|
8 671,73
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
8 671,21
|
1 820,95
|
10 492,16
|
|
|
100
|
489
|
14 246,88
|
6 966,72
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
7 563,58
|
1 588,35
|
9 151,94
|
|
|
80
|
248
|
13 790,50
|
3 420,04
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 550,26
|
745,56
|
4 295,82
|
|
|
70
|
575
|
12 475,59
|
7 173,46
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
7 856,74
|
1 649,92
|
9 506,66
|
|
|
50
|
435
|
11 230,50
|
4 885,27
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
5 289,94
|
1 110,89
|
6 400,83
|
|
|
40
|
94
|
10 400,44
|
977,64
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 070,90
|
224,89
|
1 295,79
|
|
|
Итого по котельной №1 (без
НДС)
|
52 936,63
|
11 116,70
|
64 053,34
|
|
НДС (18%)
|
9 528,59
|
2 001,01
|
11 529,60
|
|
Итого по котельной №1 с НДС
|
62 465,22
|
13 117,71
|
75 582,94
|
|
Котельная №3 ул. Культуры
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
250
|
8
|
29 036,48
|
232,29
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
222,93
|
46,82
|
269,74
|
|
|
150
|
523
|
19 994,12
|
10 456,92
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
10 369,51
|
2 177,60
|
12 547,11
|
|
|
125
|
67
|
18 729,44
|
1 254,87
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 992,84
|
418,5
|
2 411,34
|
|
|
100
|
570
|
14 246,88
|
8 120,72
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
8 818,51
|
1 851,89
|
10 670,40
|
|
|
80
|
385
|
13 790,50
|
5 309,34
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
5 519,45
|
1 159,08
|
6 678,53
|
|
|
70
|
257
|
12 475,59
|
3 206,23
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 504,79
|
736,01
|
4 240,80
|
|
|
50
|
85
|
11 230,50
|
954,59
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 031,74
|
216,67
|
1 248,40
|
|
|
40
|
37
|
10 400,44
|
384,82
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
421,53
|
88,52
|
510,05
|
|
|
Итого по котельной №3 (без
НДС)
|
31 881,30
|
6 695,09
|
38 576,37
|
|
НДС (18%)
|
5 738,63
|
1 205,12
|
6 943,75
|
|
Итого по котельной №3 с НДС
|
37 619,93
|
7 900,21
|
45 520,12
|
|
Котельная №4 ул.
Комсомольская
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
250
|
11
|
29 036,48
|
319,40
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
306,53
|
64,37
|
370,9
|
|
|
200
|
696
|
22 270,10
|
15 499,99
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
15 162,65
|
3 184,16
|
18 346,80
|
|
|
150
|
486
|
19 994,12
|
9 717,14
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
10 389,34
|
2 181,76
|
12 571,10
|
|
|
125
|
430
|
18 729,44
|
8 053,66
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
8 046,22
|
1 689,71
|
9 735,93
|
|
|
100
|
404
|
14 246,88
|
5 755,74
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
6 247,57
|
1 311,99
|
7 559,56
|
|
|
80
|
62
|
13 790,50
|
855,01
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
884,2
|
185,68
|
1 069,88
|
|
|
70
|
243
|
12 475,59
|
3 031,57
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 320,33
|
697,27
|
4 017,60
|
|
|
50
|
20
|
11 230,50
|
224,61
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
236,97
|
49,76
|
286,74
|
|
|
40
|
16
|
10 400,44
|
166,41
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
182,28
|
38,28
|
220,56
|
|
|
Строительство тепловых сетей
для обеспечения перспективных тепловых нагрузок
|
|
125
|
110
|
18 729,44
|
2 060,24
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
2 058,34
|
|
2 058,34
|
|
|
100
|
110
|
14 246,88
|
1 567,16
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 701,07
|
|
1 701,07
|
|
|
70
|
87
|
12 475,59
|
1 085,38
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
|
1 188,76
|
|
|
Строительство тепловых
сетей для переподключения тепловых нагрузок
|
|
150
|
35
|
19 994,12
|
741,21
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
693,94
|
|
693,94
|
|
|
Итого по котельной №4 (без
НДС)
|
50 418,20
|
9 402,98
|
59 821,18
|
|
НДС (18%)
|
9 075,28
|
1 692,54
|
10 767,81
|
|
Итого по котельной №4 с НДС
|
59 493,48
|
11 095,52
|
70 588,99
|
|
Котельная №6 ул. Некрасова
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
125
|
219
|
18 729,44
|
4 101,75
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
4 088,60
|
858,61
|
4 947,21
|
|
|
100
|
324
|
14 246,88
|
4 615,99
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
5 389,31
|
1 131,75
|
6 521,06
|
|
|
80
|
175
|
13 790,50
|
2 413,34
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
2 506,24
|
526,31
|
3 032,55
|
|
|
70
|
211
|
12 475,59
|
2 632,35
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
2 883,08
|
605,45
|
3 488,53
|
|
|
40
|
10
|
10 400,44
|
104,00
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
113,93
|
23,92
|
137,85
|
|
|
Итого по котельной №6 (без
НДС)
|
14 981,16
|
3 146,04
|
18 127,20
|
|
НДС (18%)
|
2 696,61
|
566,29
|
3 262,90
|
|
Итого по котельной №6 с НДС
|
17 677,77
|
3 712,33
|
21 390,10
|
|
Котельная №8 ул. Свирская
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
150
|
376
|
19 994,12
|
7 517,79
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
7 454,94
|
1 565,54
|
9 020,48
|
|
|
125
|
144
|
18 729,44
|
2 697,04
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
2 685,19
|
563,89
|
3 249,08
|
|
|
100
|
761
|
14 246,88
|
10 841,88
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
11 760,59
|
2 469,72
|
14 230,32
|
|
|
50
|
504
|
11 230,50
|
5 660,17
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
6 127,24
|
1 286,72
|
7 413,96
|
|
|
40
|
92
|
10 400,44
|
956,84
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 048,12
|
220,11
|
1 268,22
|
|
|
Строительство тепловых
сетей для обеспечения перспективных тепловых нагрузок
|
|
70
|
78
|
12 475,59
|
1 138,38
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 065,78
|
|
1 065,78
|
|
|
50
|
26
|
11 230,50
|
337,48
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
315,96
|
|
315,96
|
|
|
Итого по котельной №8 (без
НДС)
|
30 457,82
|
6 105,98
|
36 563,80
|
|
НДС (18%)
|
5 482,41
|
1 099,08
|
6 581,48
|
|
Итого по котельной №8 с НДС
|
35 940,23
|
7 205,06
|
43 145,28
|
|
Котельная №9 ул. Исакова
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
150
|
182
|
19 994,12
|
3 638,93
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 598,60
|
755,71
|
4 354,30
|
|
|
125
|
60
|
18 729,44
|
1 123,77
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 122,73
|
235,77
|
1 358,50
|
|
|
100
|
70
|
14 246,88
|
997,28
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 082,50
|
227,33
|
1 309,83
|
|
|
70
|
141
|
12 475,59
|
1 759,06
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 926,61
|
404,59
|
2 331,20
|
|
|
50
|
10
|
11 230,50
|
112,31
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
121,52
|
25,52
|
147,04
|
|
|
Строительство тепловых
сетей для обеспечения нормативной надежности и безопасности теплоснабжения
|
|
150
|
208
|
19 994,12
|
4 404,92
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
4 124,01
|
|
4 124,01
|
|
|
Итого по котельной №9 (без
НДС)
|
11 975,97
|
1 648,92
|
13 624,88
|
|
НДС (18%)
|
2 155,67
|
296,81
|
2 452,48
|
|
Итого по котельной №9 с НДС
|
14 131,64
|
1 945,73
|
16 077,36
|
|
Котельная №18 ул.
Гражданская
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
125
|
166
|
18 729,44
|
3 109,09
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 106,22
|
652,31
|
3 758,52
|
|
|
100
|
222
|
14 246,88
|
3 162,81
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 425,34
|
719,32
|
4 144,66
|
|
|
50
|
353
|
11 230,50
|
3 964,37
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
4 289,80
|
900,86
|
5 190,65
|
|
|
Итого по котельной №18 (без
НДС)
|
10 821,36
|
2 272,49
|
13 093,83
|
|
НДС (18%)
|
1 947,84
|
409,05
|
2 356,89
|
|
Итого по котельной №18 с
НДС
|
12 769,20
|
2 681,54
|
15 450,72
|
|
Перспективные показатели
надежности системы теплоснабжения БМК с наружными сетями и подводящим
газопроводом мощностью 308 кВт, пер.Металлистов, д.5-а
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
80
|
45
|
13 790,50
|
620,57
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
644,46
|
135,34
|
779,8
|
|
|
Итого по котельной №13 (без
НДС)
|
644,46
|
135,34
|
779,80
|
|
НДС (18%)
|
116,00
|
24,36
|
140,36
|
|
Итого по котельной №13 с
НДС
|
760,46
|
159,70
|
920,16
|
|
Котельная ул. Клубная
|
|
Реконструкция тепловых
сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
|
|
150
|
250
|
19 994,12
|
4 998,53
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
4 956,74
|
1 040,92
|
5 997,66
|
|
|
Итого по котельной ул.
Клубная (без НДС)
|
4 956,74
|
5 997,66
|
|
НДС (18%)
|
892,21
|
187,37
|
1 079,58
|
|
Итого по котельной ул.
Клубная с НДС
|
5 848,95
|
1 228,29
|
7 077,24
|
|
Котельные КОС, ФОК и ЦРБ
|
|
Строительство тепловых
сетей для обеспечения перспективных тепловых нагрузок
|
|
150
|
300
|
19 994,12
|
5 998,24
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
5 948,09
|
|
5 948,09
|
|
|
100
|
350
|
14 246,88
|
4 986,41
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
5 412,50
|
|
5 412,50
|
|
|
80
|
150
|
13 790,50
|
2 068,58
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
2 148,20
|
|
2 148,20
|
|
|
50
|
300
|
11 230,50
|
3 369,15
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 645,72
|
|
3 645,72
|
|
|
32
|
300
|
10 400,44
|
3 120,13
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 234,85
|
|
3 234,85
|
|
|
Итого по котельным КОС, ФОК
и ЦРБ (без НДС)
|
20 389,36
|
0,00
|
20 389,36
|
|
НДС (18%)
|
3 670,08
|
0,00
|
3 670,08
|
|
Итого по котельным КОС, ФОК
и ЦРБ с НДС
|
24 059,44
|
0,00
|
24 059,44
|
|
Котельная №7
|
|
Строительство тепловых
сетей для переподключения тепловых нагрузок
|
|
250
|
39
|
29 036,48
|
1 132,42
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
1 086,78
|
|
1 086,78
|
|
|
150
|
200
|
19 994,12
|
3 998,82
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
3 965,40
|
|
3 965,40
|
|
|
Итого по котельной №7 (без
НДС)
|
5 052,18
|
0,00
|
5 052,18
|
|
НДС (18%)
|
909,39
|
0,00
|
909,39
|
|
Итого по котельной №7 с НДС
|
5 961,57
|
0,00
|
5 961,57
|
|
Котельная №11
|
|
Строительство тепловых
сетей для переподключения тепловых нагрузок
|
|
200
|
118
|
22 270,10
|
2 627,87
|
1,06
|
0,78
|
4,08
|
4,62
|
2 570,68
|
|
2 570,68
|
|
|
Итого по котельной №11 (без
НДС)
|
2 570,68
|
0,00
|
2 570,68
|
|
НДС (18%)
|
462,72
|
0,00
|
462,72
|
|
Итого по котельной №11 с
НДС
|
3 033,40
|
0,00
|
3 033,40
|
|
Итого по котельным
Подпорожского городского поселения (без НДС)
|
237 085,86
|
41 564,46
|
278 650,28
|
|
НДС (18%)
|
42 675,45
|
7 481,60
|
50 157,05
|
|
Итого по котельным
Подпорожского городского поселения с НДС
|
279 761,31
|
49 046,06
|
328 807,33
|
|
в том числе по котельным
филиала ОАО "Газпром газораспределение ЛО" в г. Тихвине (без НДС)
|
203 472,44
|
40 388,20
|
243 860,60
|
|
НДС (18%)
|
36 625,04
|
7 269,88
|
43 894,91
|
|
Итого по котельным филиала
ОАО "Газпром газораспределение ЛО" в г. Тихвине с НДС
|
240 097,48
|
47 658,08
|
287 755,51
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.2 Расчет эффективности инвестиций
.2.1 Методика оценки эффективности инвестиций
Оценка эффективности инвестиций в развитие СЦТ Подпорожского
городского поселения выполнена в соответствии с «Методическими рекомендациями
по оценке эффективности инвестиционных проектов», утвержденными Министерством
экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по
строительной, архитектурной и жилищной политике №ВК 477 от 21.06.1999 г., а
также с использованием «Рекомендаций по оценке экономической эффективности
инвестиционного проекта теплоснабжения», разработанных НП «АВОК» в 2005 г. [17, 18]
Основными критериями оценки эффективности инвестиций
являются:
Чистый дисконтированный доход (NPV) характеризует
интегральный эффект от реализации проекта и определяется, как величина,
полученная дисконтированием разницы между всеми годовыми оттоками и притоками
реальных денег, накапливаемых в течение горизонта планирования.
Внутренняя норма прибыли проекта (IRR) - это ставка
дисконтирования, при которой дисконтированная стоимость притоков реальных денег
равна дисконтированной стоимости оттоков. Другими словами, это ставка
дисконтирования, при которой NPV=0, т.е. норма прибыли на располагаемые
инвестиционные ресурсы.
Простой срок окупаемости (PP) - это период времени, по
окончании которого чистый объем поступлений (доходов) перекрывает объем
инвестиций (расходов) в проект, и соответствует периоду, при котором
накопительное значение чистого потока наличности изменяется с отрицательного на
положительное.
Расчет дисконтированного срока окупаемости (DPP) проекта
осуществляется по накопительному дисконтированному чистому потоку наличности.
3.3 Расчет ценовых последствий для
потребителей при реализации программ строительства, реконструкции и
технического перевооружения систем теплоснабжения
В соответствии с Приказом Комитета по тарифам и ценовой
политике Ленинградской области №489-п от 18.12.2015 тариф на тепловую энергию
для населения, получающего тепловую энергию от котельных филиала АО «Газпром
газораспределение Ленинградская область» в г. Тихвин составляет: 1813,42
руб./Гкал в период с 01.01.2016 по 30.06.2016 и 1885,96 руб./Гкал в период с
01.07.2016 по 31.12.2016.
В соответствии с Приказом Комитета по тарифам и ценовой
политике Ленинградской области №489-п от 18.12.2015 тариф на тепловую энергию
для населения, получающего тепловую энергию от котельных МУП «Комбинат
благоустройства» составляет: 1871,21 руб./Гкал в период с 01.01.2016 по
30.06.2016 и 1946,06 руб./Гкал в период с 01.07.2016 по 31.12.2016.
В соответствии с Приказом Комитета по тарифам и ценовой
политике Ленинградской области №489-п от 18.12.2015 тариф на тепловую энергию
для населения, получающего тепловую энергию от котельной ГП «Лодейнопольское
ДРСУ» составляет: 1883,33 руб./Гкал в период с 01.01.2016 по 30.06.2016 и
1958,66 руб./Гкал в период с 01.07.2016 по 31.12.2016.
Индексы роста цен на тепловую энергию приняты в соответствии
с прогнозом социально-экономического развития Российской Федерации на период до
2030 года, разработанным Минэкономразвития РФ от 08.11.2013 г. Однако
Министерство экономического развития отмечает, что региональные власти вправе
устанавливать и более высокие тарифы на тепловую энергию, если существует
критическая потребность в инвестициях в теплоэнергетический сектор региона.
Расчет тарифных последствий для абонентов филиала АО «Газпром
газораспределение Ленинградская область» в г. Тихвин при реализации программ
строительства, реконструкции и технического перевооружения систем
теплоснабжения приведен в таблице 3.3.
Расчет тарифных последствий для абонентов МУП «Комбинат
благоустройства» при реализации программ строительства, реконструкции и
технического перевооружения систем теплоснабжения приведен в таблице 3.4.
В результате проведенных расчетов получено, что в случае
отказа от проведения мероприятий по модернизации системы теплоснабжения
Подпорожского городского поселения тарифы на тепловую энергию будут изменяться
следующим образом:
• Для абонентов филиала АО «Газпром газораспределение
Ленинградская область» в г. Тихвин с 1813,4 руб/Гкал в 2015 г. до 3235,7
руб/Гкал в 2029 г;
• Для абонентов МУП «Комбинат благоустройства» с 3338,8
руб/Гкал в 2015 г. до 3991,2 руб/Гкал в 2029 г;
Реализация мероприятий по модернизации системы теплоснабжения
приведет к сокращению себестоимости производства и передачи тепловой энергии,
соответственно, тариф на тепловую энергию в течение периода рассмотрения будет
изменяться следующим образом:
• Для абонентов филиала АО «Газпром газораспределение
Ленинградская область» в г. Тихвин с 1813,4 руб/Гкал в 2015 г. до 3195,6
руб/Гкал в 2029 г;
• Для абонентов МУП «Комбинат благоустройства» с 1871,2
руб/Гкал в 2015 г. до 2292,3 руб/Гкал в 2029 г;
При включении в тариф инвестиционной составляющей в размере
40% от общего объема капиталовложений тариф на тепловую энергию для
потребителей будет изменяться следующим образом:
Рисунок 3.1 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию
для абонентов филиала АО «Газпром газораспределение Ленинградская область» в г.
Тихвин
Рисунок 3.2 - Динамика изменения тарифов на тепловую энергию
для абонентов МУП «Комбинат благоустройства»
Таблица 3.3 - Ценовые последствия для абонентов филиала АО
«Газпром газораспределение Ленинградская область» в г. Тихвин при введении в
тариф инвестиционной составляющей (от 20% до 40%)
|
Источник т/с
|
Значения показателей в
течение рассматриваемого периода реализации схемы теплоснабжения
|
|
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
2025
|
2026
|
2027
|
2028
|
2029
|
|
|
Полезный отпуск тепловой
энергии, Гкал
|
80995,7
|
81712,9
|
82453,7
|
83727,4
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
84130,3
|
|
|
Всего капиталовложений,
тыс.руб. (с НДС)
|
13123,3
|
106214,3
|
131136,5
|
77563,3
|
81208,8
|
84359,7
|
87691,9
|
0,0
|
37730,0
|
98769,9
|
97215,2
|
63769,3
|
65395,4
|
0,0
|
0,0
|
|
|
Тариф на тепловую энергию в
случае отказа от проведения мероприятий (0 вариант), руб/Гкал
|
1813,4
|
1875,1
|
1979,1
|
2087,6
|
2202,6
|
2319,7
|
2434,9
|
2555,8
|
2675,9
|
2795,3
|
2904,8
|
3003,6
|
3088,2
|
3163,9
|
3235,7
|
|
|
Тариф на тепловую энергию
после проведения мероприятий без ИС, руб./Гкал
|
1813,4
|
1869,1
|
1970,5
|
2074,9
|
2185,2
|
2297,3
|
2411,8
|
2532,0
|
2648,5
|
2767,2
|
2875,9
|
2968,4
|
3049,6
|
3124,5
|
3195,6
|
|
|
Выручка от реализации
тепловой энергии по тарифу без ИС, тыс.руб.
|
146879,2
|
152732,7
|
162476,7
|
173723,8
|
183841,8
|
193272,3
|
202904,2
|
213014,7
|
222818,5
|
232806,9
|
241953,6
|
249735,3
|
256562,8
|
262865,0
|
268842,8
|
|
Необходимая выручка от
реализации тепловой энергии при включении в тариф ИС в размере 20% от всех
КВ, млн.руб.
|
146879,2
|
164267,2
|
174115,8
|
185542,7
|
195717,5
|
205148,0
|
214780,0
|
224890,5
|
234694,2
|
244682,7
|
253829,3
|
261611,1
|
268438,5
|
274740,7
|
280718,5
|
|
Тариф на тепловую энергию,
включающий ИС в размере 20% от всех КВ
|
1813,4
|
2010,3
|
2111,7
|
2216,0
|
2326,4
|
2438,5
|
2552,9
|
2673,1
|
2789,7
|
2908,4
|
3017,1
|
3109,6
|
3190,7
|
3265,7
|
3336,7
|
|
Необходимая выручка от
реализации тепловой энергии при включении в тариф ИС в размере 30% от всех
КВ, млн.руб.
|
146879,2
|
171270,3
|
181182,4
|
192718,4
|
202927,8
|
212358,3
|
221990,2
|
232100,7
|
241904,5
|
251892,9
|
261039,6
|
268821,3
|
275648,8
|
281951,0
|
287928,8
|
|
|
Тариф на тепловую энергию,
включающий ИС в размере 30% от всех КВ
|
1813,4
|
2096,0
|
2197,4
|
2301,7
|
2412,1
|
2524,2
|
2638,6
|
2758,8
|
2875,4
|
2994,1
|
3102,8
|
3195,3
|
3276,5
|
3351,4
|
3422,4
|
|
|
Необходимая выручка от
реализации тепловой энергии при включении в тариф ИС в размере 40% от всех
КВ, млн.руб.
|
146879,2
|
177449,5
|
187417,6
|
199050,0
|
209289,8
|
218720,3
|
238462,7
|
248266,5
|
258254,9
|
267401,6
|
275183,3
|
282010,8
|
288313,0
|
294290,8
|
|
|
Тариф на тепловую энергию,
включающий ИС в размере 40% от всех КВ
|
1813,4
|
2171,6
|
2273,0
|
2377,4
|
2487,7
|
2599,8
|
2714,3
|
2834,4
|
2951,0
|
3069,7
|
3178,4
|
3270,9
|
3352,1
|
3427,0
|
3498,0
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 3.4 - Ценовые последствия для абонентов МУП «Комбинат
благоустройства» при введении в тариф инвестиционной составляющей (от 20% до
40%)
|
Источник т/с
|
Значения показателей в
течение рассматриваемого периода реализации схемы теплоснабжения
|
|
|
|
|
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
2025
|
2026
|
2027
|
2028
|
2029
|
|
|
Полезный отпуск тепловой
энергии, Гкал
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
1092,9
|
|
|
Всего капиталовложений,
тыс.руб. (с НДС)
|
912,3
|
14542,3
|
1561,3
|
1639,5
|
1716,5
|
1783,1
|
1853,6
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
0,0
|
|
|
Тариф на тепловую энергию в
случае отказа от проведения мероприятий (0 вариант), руб/Гкал
|
1871,2
|
1934,8
|
2042,2
|
2154,2
|
2272,8
|
2393,6
|
2512,5
|
2637,2
|
2761,2
|
2884,4
|
2997,4
|
3099,3
|
3186,6
|
3264,7
|
3338,8
|
|
|
Тариф на тепловую энергию
после проведения мероприятий без ИС, руб./Гкал
|
1871,2
|
1393,1
|
1452,3
|
1531,3
|
1560,8
|
1576,9
|
1661,8
|
1751,3
|
1845,5
|
1944,2
|
2034,1
|
2114,8
|
2182,3
|
2250,3
|
2292,3
|
|
|
Выручка от реализации
тепловой энергии по тарифу без ИС, тыс.руб.
|
2045,1
|
1522,5
|
1587,3
|
1673,7
|
1705,8
|
1723,5
|
1816,3
|
1914,1
|
2017,1
|
2124,9
|
2223,2
|
2311,3
|
2385,1
|
2459,5
|
2505,4
|
|
Необходимая выручка от
реализации тепловой энергии при включении в тариф ИС в размере 20% от всех
КВ, млн.руб.
|
2045,1
|
1822,6
|
1887,4
|
1973,8
|
2005,9
|
2023,6
|
2116,4
|
2214,2
|
2317,2
|
2425,0
|
2523,3
|
2611,4
|
2685,2
|
2759,6
|
2805,5
|
|
Тариф на тепловую энергию,
включающий ИС в размере 20% от всех КВ
|
1871,2
|
1667,7
|
1726,9
|
1805,9
|
1835,4
|
1851,5
|
1936,4
|
2025,9
|
2120,1
|
2218,8
|
2308,7
|
2389,4
|
2456,9
|
2524,9
|
2566,9
|
|
Необходимая выручка от
реализации тепловой энергии при включении в тариф ИС в размере 30% от всех
КВ, млн.руб.
|
2045,1
|
1972,7
|
2037,4
|
2123,8
|
2156,0
|
2173,7
|
2266,4
|
2364,3
|
2467,2
|
2575,0
|
2673,3
|
2761,5
|
2835,3
|
2909,6
|
2955,5
|
|
Тариф на тепловую энергию,
включающий ИС в размере 30% от всех КВ
|
1871,2
|
1804,9
|
1864,2
|
1943,2
|
1972,6
|
1988,8
|
2073,7
|
2163,2
|
2257,4
|
2356,0
|
2446,0
|
2526,7
|
2594,2
|
2662,2
|
2704,2
|
|
Необходимая выручка от
реализации тепловой энергии при включении в тариф ИС в размере 40% от всех
КВ, млн.руб.
|
2045,1
|
2122,8
|
2187,5
|
2273,9
|
2306,0
|
2323,7
|
2416,5
|
2514,3
|
2617,3
|
2725,1
|
2823,4
|
2911,6
|
2985,3
|
3059,7
|
3105,6
|
|
Тариф на тепловую энергию,
включающий ИС в размере 40% от всех КВ
|
1871,2
|
1942,2
|
2001,5
|
2080,5
|
2109,9
|
2126,1
|
2211,0
|
2300,5
|
2394,7
|
2493,3
|
2583,3
|
2664,0
|
2731,5
|
2799,5
|
2841,5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3.4 Перспективные балансы тепловой
мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки
3.4.1 Балансы тепловой энергии
(мощности) и перспективной тепловой нагрузки, существующей располагаемой
тепловой мощности источников тепловой энергии
Все источники централизованного теплоснабжения располагаются в городе
Подпорожье:
1. котельная №1 ул. Свирская;
2. котельная №3 ул. Культуры;
3. котельная №4 ул. Комсомольская;
4. котельная №6 ул. Некрасова;
5. БМК №8 ул. Свирская;
6. БМК №9 ул. Исакова;
7. БМК №18 ул. Гражданская;
8. БМК с наружными сетями и подводящим газопроводом мощностью 308 кВт,
пер.Металлистов, д.5-а;
9. БМК на сжиженном газе ул. Клубная
10. котельная ДРСУ ул. Паромная.
Для обеспечения теплоснабжения части перспективных объектов
застройки необходимо строительство новых источников теплоснабжения:
. КОС на ул. Физкультурная, планируется строительство
новой котельной в 2017 году;
. ФОК по адресу ул. Волкова, 28, планируется
строительство новой котельной в 2017 году;
. Центральной Районной Больницы г. Подпорожье по
адресу пр. Кирова, 25, планируется строительство новой котельной в 2018 году.
Для перераспределения тепловой нагрузки из зон с дефицитом
тепловой мощности планируется строительство:
котельной №7 между ул. Строителей, ул. Красноармейской. К
котельной №7 будет производится переподключение потребителей после ТК-4(7) от
котельной №1, а также потребителей от котельной №8 после ТК-21 за ул. Исакова.
Графически информация представлена на рисунке 3.3 и 3.4.
Балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и
перспективной тепловой нагрузки на территории Подпорожского городского
поселения на расчетный срок до 2029 года представлены в таблицах 3.5-3.18.
При составлении балансов были учтены мероприятия по реконструкции тепловых
сетей, подлежащих замене, в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса.
Таблица 3.5 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
котельной №1
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
8,944
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0,179
|
0,179
|
0,179
|
0,179
|
0,179
|
0,179
|
0,179
|
|
то же в %
|
%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
8,765
|
8,765
|
8,765
|
8,765
|
8,765
|
8,765
|
8,765
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
1,625
|
0,874
|
0,770
|
0,667
|
0,563
|
0,460
|
0,460
|
|
то же в %
|
%
|
17,0%
|
15,2%
|
13,4%
|
11,6%
|
9,8%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
9,559
|
5,750
|
5,750
|
5,750
|
5,750
|
5,750
|
5,750
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-2,419
|
2,141
|
2,245
|
2,348
|
2,452
|
2,555
|
2,555
|
Таблица 3.6 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
котельной №3
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
8,041
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0,161
|
0,161
|
0,161
|
0,161
|
0,161
|
0,161
|
0,161
|
|
то же в %
|
%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
7,880
|
7,880
|
7,880
|
7,880
|
7,880
|
7,880
|
7,880
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
1,098
|
1,007
|
0,578
|
0,520
|
0,463
|
0,405
|
0,405
|
|
то же в %
|
%
|
13,7%
|
12,6%
|
11,4%
|
10,3%
|
9,1%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
8,017
|
8,017
|
5,062
|
5,062
|
5,062
|
5,062
|
5,062
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-1,235
|
-1,144
|
2,241
|
2,298
|
2,356
|
2,414
|
2,414
|
Таблица 3.7 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
котельной №4
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
14,531
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0,291
|
0,291
|
0,291
|
0,291
|
0,291
|
0,291
|
0,291
|
|
то же в %
|
%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
14,240
|
14,240
|
14,240
|
14,240
|
14,240
|
14,240
|
14,240
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
0,952
|
1,077
|
1,061
|
1,063
|
1,017
|
0,971
|
0,971
|
|
то же в %
|
%
|
9,9%
|
9,5%
|
9,1%
|
8,8%
|
8,4%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
9,612
|
11,318
|
11,609
|
12,133
|
12,133
|
12,133
|
12,133
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
3,677
|
1,845
|
1,570
|
1,045
|
1,091
|
1,137
|
1,137
|
Таблица 3.8 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
котельной №6
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
|
то же в %
|
%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
0,549
|
0,378
|
0,358
|
0,338
|
0,318
|
0,297
|
0,297
|
|
то же в %
|
%
|
10,7%
|
10,2%
|
9,6%
|
9,1%
|
8,5%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
5,130
|
3,719
|
3,719
|
3,719
|
3,719
|
3,719
|
3,719
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-1,448
|
0,134
|
0,154
|
0,174
|
0,194
|
0,214
|
0,214
|
Таблица 3.9 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
БМК №8
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
4,317
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
0,086
|
|
то же в %
|
%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
4,231
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
0,596
|
0,414
|
0,381
|
0,347
|
0,328
|
0,292
|
0,292
|
|
то же в %
|
%
|
12,9%
|
11,9%
|
10,9%
|
10,0%
|
9,0%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
4,620
|
3,473
|
3,486
|
3,486
|
3,652
|
3,652
|
3,652
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-0,985
|
0,344
|
0,363
|
0,397
|
0,287
|
0,287
|
Таблица 3.10 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки БМК №9
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
1,187
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0,024
|
0,024
|
0,024
|
0,024
|
0,024
|
0,024
|
0,024
|
|
то же в %
|
%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
1,163
|
1,163
|
1,163
|
1,163
|
1,163
|
1,163
|
1,163
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
0,123
|
0,112
|
0,101
|
0,089
|
0,078
|
0,067
|
0,067
|
|
то же в %
|
%
|
14,8%
|
13,4%
|
12,1%
|
10,7%
|
9,4%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
0,832
|
0,832
|
0,832
|
0,832
|
0,832
|
0,832
|
0,832
|
|
Резерв ("+") / Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
0,208
|
0,219
|
0,231
|
0,242
|
0,253
|
0,265
|
0,265
|
Таблица 3.11 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки БМК №18
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
0,808
|
0,808
|
0,808
|
0,808
|
0,808
|
1,462
|
1,462
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
0,808
|
0,808
|
0,808
|
0,808
|
0,808
|
1,462
|
1,462
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0,016
|
0,016
|
0,016
|
0,016
|
0,016
|
0,029
|
0,029
|
|
то же в %
|
%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
0,792
|
0,792
|
0,792
|
0,792
|
0,792
|
1,433
|
1,433
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
0,285
|
0,245
|
0,206
|
0,166
|
0,127
|
0,088
|
0,088
|
|
то же в %
|
%
|
26,0%
|
22,4%
|
18,8%
|
15,2%
|
11,6%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
1,095
|
1,095
|
1,095
|
1,095
|
1,095
|
1,095
|
1,095
|
|
Резерв("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-0,588
|
-0,548
|
-0,509
|
-0,470
|
-0,430
|
0,250
|
0,250
|
Таблица 3.12 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки БМК с наружными сетями и подводящим газопроводом мощностью 308 кВт,
пер.Металлистов, д.5-а
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
0.265
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0.005
|
0.005
|
0.005
|
0.005
|
0.005
|
0.005
|
0.005
|
|
то же в %
|
%
|
2.00%
|
2.00%
|
2.00%
|
2.00%
|
2.00%
|
2.00%
|
2.00%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
0.260
|
0.260
|
0.260
|
0.260
|
0.260
|
0.260
|
0.260
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
0.041
|
0.04
|
0.039
|
0.038
|
0.024
|
0.01
|
0.01
|
|
то же в %
|
%
|
15.48%
|
15.10%
|
14.73%
|
14.35%
|
9.06%
|
3.78%
|
3.78%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
0.132
|
0.132
|
0.132
|
0.132
|
0.132
|
0.132
|
0.132
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
0.0865
|
0.0875
|
0.0885
|
0.0895
|
0.1035
|
0.1175
|
0.1175
|
Таблица 3.13 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки БМК на сжиженном газе
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
0,923
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
0,018
|
|
то же в %
|
%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
0,905
|
0,905
|
0,905
|
0,905
|
0,905
|
0,905
|
0,905
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
0,333
|
0,274
|
0,215
|
0,156
|
0,096
|
0,037
|
0,037
|
|
то же в %
|
%
|
71,3%
|
46%
|
33%
|
21%
|
8%
|
8%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
0,467
|
0,467
|
0,467
|
0,467
|
0,467
|
0,467
|
0,467
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
0,105
|
0,164
|
0,223
|
0,282
|
0,341
|
0,400
|
0,400
|
Таблица 3.14 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной КОС
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,260
|
0,260
|
0,260
|
0,260
|
0,260
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,260
|
0,260
|
0,260
|
0,260
|
0,260
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,005
|
0,005
|
0,005
|
0,005
|
0,005
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,255
|
0,255
|
0,255
|
0,255
|
0,255
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,016
|
0,016
|
0,016
|
0,016
|
0,016
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
8%
|
8%
|
8%
|
8%
|
8%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,199
|
0,199
|
0,199
|
0,199
|
0,199
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,040
|
0,040
|
0,040
|
0,040
|
0,040
|
Таблица 3.15 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной ФОК
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,430
|
0,430
|
0,430
|
0,430
|
0,430
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,430
|
0,430
|
0,430
|
0,430
|
0,430
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
0,009
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,421
|
0,421
|
0,421
|
0,421
|
0,421
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,024
|
0,024
|
0,024
|
0,024
|
0,024
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
8%
|
8%
|
8%
|
8%
|
8%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,306
|
0,306
|
0,306
|
0,306
|
0,306
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,091
|
0,091
|
0,091
|
0,091
|
0,091
|
Таблица 3.16 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной ЦРБ
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
-
|
3,095
|
3,095
|
3,095
|
3,095
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
-
|
3,095
|
3,095
|
3,095
|
3,095
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
-
|
0,062
|
0,062
|
0,062
|
0,062
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
-
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
-
|
3,033
|
3,033
|
3,033
|
3,033
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
-
|
0,183
|
0,183
|
0,183
|
0,183
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
-
|
8%
|
8%
|
8%
|
8%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
-
|
2,285
|
2,285
|
2,285
|
2,285
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
-
|
0,565
|
0,565
|
0,565
|
0,565
|
Таблица 3.17 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной №7
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
10,230
|
10,230
|
10,230
|
10,230
|
10,230
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
10,230
|
10,230
|
10,230
|
10,230
|
10,230
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,205
|
0,205
|
0,205
|
0,205
|
0,205
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
10,025
|
10,025
|
10,025
|
10,025
|
10,025
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,636
|
0,556
|
0,476
|
0,396
|
0,396
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
12,8%
|
11,2%
|
9,6%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
4,956
|
4,956
|
4,956
|
4,956
|
4,956
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
4,433
|
4,513
|
4,593
|
4,673
|
4,673
|
|
%
|
-
|
-
|
44,2%
|
45,0%
|
45,8%
|
46,6%
|
46,6%
|
Таблица 3.18 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной №11
|
Параметр
|
Ед. измерения
|
Расчетный срок (на конец
рассматриваемого периода)
|
|
год
|
2015
|
2016
|
2017
|
2018
|
2019
|
2020-2024
|
2025-2029
|
|
Установленная мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
|
Располагаемая мощность
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
12,900
|
|
Собственные нужды
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,258
|
0,258
|
0,258
|
0,258
|
0,258
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
2,0%
|
|
Тепловая мощность нетто
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
12,642
|
12,642
|
12,642
|
12,642
|
12,642
|
|
Потери в тепловых сетях
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
0,338
|
0,304
|
0,270
|
0,236
|
0,236
|
|
то же в %
|
%
|
-
|
-
|
11,4%
|
10,3%
|
9,1%
|
8,0%
|
8,0%
|
|
Присоединенная нагрузка
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
2,955
|
2,955
|
2,955
|
2,955
|
2,955
|
|
Резерв ("+") /
Дефицит("-")
|
Гкал/час
|
-
|
-
|
9,349
|
9,383
|
9,416
|
9,450
|
9,450
|
Рисунок 3.3 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
котельной №1
Рисунок 3.4 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
котельной №3
Рисунок 3.5 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
котельной №4
Рисунок 3.6 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
котельной №6
Рисунок 3.7 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
БМК №8
Рисунок 3.8 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
БМК №9
Рисунок 3.9 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой нагрузки
БМК №18
Рисунок 3.10 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки БМК с наружными сетями и подводящим газопроводом мощностью 308 кВт,
пер.Металлистов, д.5-а
Рисунок 3.11 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки БМК на сжиженном газе
Рисунок 3.12 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной ДРСУ
Рисунок 3.13 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной КОС
Рисунок 3.14 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной ФОК
Рисунок 3.15 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной ЦРБ
Рисунок 3.16 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной №7
Рисунок 3.17 - Балансы тепловой мощности и перспективной тепловой
нагрузки котельной №11
Как видно из диаграмм на рисунках 3.3-3.17, на настоящий
момент на котельных №№1,
3, 6, БМК№8 и №18 существует дефицит тепловой мощности нетто до 74,2%. На
котельной №№4, БМК пер.Металлистов, ДРСУ, БМК№9 и на сжиженном газе
присутствует резерв мощности от 17,9% до 86,3%.
На 2029 год на всех источниках присутствует резерв тепловой мощности
нетто от 5,1% до 74,8%.
3.5 Расчеты по каждому источнику
тепловой энергии нормативных запасов аварийных видов топлива
Расчет нормативного запаса топлива на тепловых электростанция
регламентирован приказом Министерства энергетики Российской Федерации №66 от
04.09.2008 (с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России №377 от 10
августа 2012 года) «Об организации в Министерстве энергетики Российской
Федерации работы по утверждению нормативов создания запасов топлива на тепловых
электростанциях».
В приказе определены три вида нормативов запаса топлива:
Общий нормативный запас топлива (ОНЗТ);
Неснижаемый нормативный запас топлива (ННЗТ);
Нормативный эксплуатационный запас топлива (НЭЗТ).
Общий нормативный запас топлива определяется суммой
неснижаемого нормативного запаса топлива и нормативного эксплуатационного
запаса топлива.
ННЗТ создается на электростанциях организаций
электроэнергетики для поддержания плюсовых температур в главном корпусе,
вспомогательных зданиях и сооружениях в режиме «выживания» с минимальной
расчетной электрической и тепловой нагрузкой по условиям самого холодного
месяца года.
ННЗТ восстанавливается в утвержденном размере после
прекращения действий по сохранению режима «выживания» электростанций
организаций электроэнергетики, а для отопительных котельных - после ликвидации
последствий непредвиденных обстоятельств.
ННЗТ определяется для котельных в размере, обеспечивающем
поддержание плюсовых температур в главном корпусе, вспомогательных зданиях и
сооружениях в режиме «выживания» с минимальной расчетной тепловой нагрузкой по
условиям самого холодного месяца года.
В расчете ННЗТ также учитываются следующие объекты:
объекты социально значимых категорий потребителей - в размере
максимальной тепловой нагрузки за вычетом тепловой нагрузки горячего
водоснабжения;
центральные тепловые пункты, насосные станции, собственные
нужды источников тепловой энергии в осенне-зимний период.
Для котельных, работающих на газе, ННЗТ устанавливается по
резервному топливу. НЭЗТ необходим для надежной и стабильной работы
электростанций и обеспечивает плановую выработку электрической и (или) тепловой
энергии. [19, 20, 21]
Определение нормативных запасов топлива осуществляется на
основании следующих данных:
) данные о фактическом основном и резервном топливе, его
характеристика и структура на 1 октября последнего отчетного года;
) способы и время доставки топлива;
) данные о вместимости складов для твердого топлива и объеме
емкостей для жидкого топлива;
) показатели среднесуточного расхода топлива в наиболее
холодное расчетное время года предшествующих периодов;
) технологическую схему и состав оборудования, обеспечивающие
работу котельных в режиме «выживания»;
) перечень неотключаемых внешних потребителей тепловой
энергии;
) расчетную тепловую нагрузку внешних потребителей (не
учитывается тепловая нагрузка котельных, которая по условиям тепловых сетей
может быть временно передана на другие электростанции и котельные);
) расчет минимально необходимой тепловой нагрузки для
собственных нужд котельных;
) обоснование принимаемых коэффициентов для определения
нормативов запасов топлива на котельных;
) размер ОНЗТ с разбивкой на ННЗТ и НЭЗТ, утвержденный на
предшествующий планируемому год;
) фактическое использование топлива из ОНЗТ с выделением НЭЗТ
за последний отчетный год.
ННЗТ рассчитывается и обосновывается один раз в три года.
Расчет НЭЗТ производится ежегодно для каждой котельной,
сжигающей или имеющей в качестве резервного твердое или жидкое топливо (уголь,
мазут, торф, дизельное топливо).
При сохранении всех исходных условий для формирования ННЗТ на
второй и третий год трехлетнего периода электростанция подтверждает объем ННЗТ,
включаемый в ОНЗТ планируемого года, без представления расчетов. В течение
трехлетнего периода ННЗТ подлежит корректировке в случаях изменения состава
оборудования, структуры топлива, а также нагрузки неотключаемых потребителей
электрической и тепловой энергии, не имеющих питания от других источников. [22, 23]
3.6 Экономическое окружение проекта
Для приведения финансовых параметров проекта к ценам
соответствующих лет применены индексы роста цен и тарифов на топливо и энергию,
приведенные в прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации
на период до 2030 года, разработанном Минэкономразвития РФ от 08.11.2013 г.
Прогноз социально-экономического развития Российской
Федерации на период до 2030 года базируется на сценарных условиях прогноза
долгосрочного социально-экономического развития Российской Федерации до 2030
года с учетом параметров прогноза социально-экономического развития Российской
Федерации на 2016 год и плановый период 2017 и 2018 годов, а также
подготовленных на их основе прогнозных материалах федеральных органов
исполнительной власти и органов исполнительной власти субъектов Российской
Федерации. [24, 25]
Рассмотрены три варианта сценария социально-экономического
развития в долгосрочной перспективе - консервативный, инновационный и целевой
(форсированный).
Консервативный сценарий (вариант 1) характеризуется
умеренными долгосрочными темпами роста экономики на основе активной
модернизации топливно-энергетического и сырьевого секторов российской экономики
при сохранении относительного отставания в гражданских высоко- и
среднетехнологичных секторах.
Инновационный сценарий (вариант 2) характеризуется усилением
инвестиционной направленности экономического роста. Сценарий опирается на
создание современной транспортной инфраструктуры и конкурентоспособного сектора
высокотехнологичных производств и экономики знаний наряду с модернизацией
энерго-сырьевого комплекса.
Целевой (форсированный) сценарий (вариант 3) разработан на
базе инновационного сценария, при этом он характеризуется форсированными
темпами роста, повышенной нормой накопления частного бизнеса, созданием
масштабного несырьевого экспортного сектора и значительным притоком
иностранного капитала.
Для оценки эффективности инвестиций в развитие системы
теплоснабжения Подпорожского городского поселения в расчеты заложены индексы
роста цен по консервативному сценарию (наихудший вариант).
Ставка дисконтирования принята в расчетах 10 %.
Вывод к главе 3:
В данной главе был проведен расчет показателей надежности системы
теплоснабжения Подпорожского городского поселения. Оценены финансовые
потребности для осуществления строительства, реконструкции и технического
перевооружения источников тепловой энергии и тепловых сетей.
Также были проведены расчеты эффективности инвестиций, ценовых последствий для потребителей
при реализации программ строительства, реконструкции и технического
перевооружения систем теплоснабжения. Представлены перспективные балансы тепловой мощности
источников тепловой энергии и тепловой нагрузки и даны расчеты по каждому
источнику тепловой энергии нормативных запасов аварийных видов топлива.
4. АВТОМАТИЗАЦИЯ ТЕПЛОВОГО
ПУНКТА
Внедрение комплексной автоматизации теплового пункта
предполагает автоматизацию всех систем с целью создания оптимальных
эксплуатационных режимов при одновременном поддержании требуемых температур
воздуха в отапливаемых зданиях и получения максимально возможной экономии
энергоресурсов.
Преимущества автоматизированного теплового пункта:
· Сокращение общей длина трубопроводов тепловой сети;
· Капиталовложения в тепловые сети, а
также расходы на строительные и теплоизоляционные материалы снижаются на
20-25%;
· Расход электроэнергии на перекачку
теплоносителя снижается на 20-40%;
· Экономия тепловой энергии составляет
около 20-30%;
· За счет автоматизации регулирования
отпуска тепла конкретному абоненту (зданию) экономится до 15% тепла на
отопление;
· Потери тепла при транспорте горячей
воды снижаются в два раза;
· Значительно сокращается аварийность
сетей, особенно за счет исключения из теплосети трубопроводов горячего
водоснабжения;
· Так как автоматизированные тепловые
пункты работают «на замке», значительно сокращается потребность в
квалифицированном персонале;
· Автоматически поддерживаются
комфортные условия проживания за счет контроля параметров теплоносителей:
температуры и давления сетевой воды, воды системы отопления и водопроводной
воды; температуры воздуха в отапливаемых помещениях (в контрольных точках) и
наружного воздуха;
· Оплата потребленного каждым зданием
тепла осуществляется по фактически измеренному расходу за счет использования
приборов учета;
· Появляется возможность существенно
снизить затраты на внутридомовые системы отопления за счет перехода на трубы
меньшего диаметра, применение неметаллических материалов. [26]
Автоматика АГАВА для автоматизации тепловых пунктов
[жилых зданий] обеспечивает:
1. Автоматическое регулирование подачи теплоты в
систему отопления и вентиляции по температурному графику (в зависимости от
температуры наружного воздуха) с возможностью суточной коррекции графика
(снижения температуры отопления в ночное время) и коррекцией для выходных и
праздничных дней. Возможность принудительной смены режимов отопления по сигналу
с дискретного входа. Ускоренный прогрев здания после энергосберегающего режима.
Регулирование режима теплопотребления с учетом аккумулирующей способности
здания и его ориентации по сторонам света. Возможность ручного регулирования.
2. Автоматическое поддержание температуры
контура горячего водоснабжения в соответствии с заданной установкой с возможностью
суточной коррекции. Возможность ручного управления.
. Управление циркуляционными насосами с защитой
от сухого хода. Контроль наличия потока в трубопроводе. Переключение между
насосами с заданным периодом для равномерной наработки.
. Управление подпиточным насосом для
автоматического поддержания давления в системе отопления. Автоматика производит
постоянное измерение давления в системе отопления, и в случае понижения
давления ниже заданной установки производит включение насоса подпитки. Возможность
ручного управления подпиткой.
. Автоматическое поддержание температуры
обратной воды. Отработка графика температуры обратной воды в зависимости от
температуры наружного воздуха или температуры прямой воды (защита от завышения
и занижения температуры обратной воды).
. Сигнализацию об аварийных и нештатных
ситуациях.
. Хранение в памяти контроллера нескольких
вариантов настройки под разные режимы работы.
. Ведение журнала действий персонала, архива
технологических параметров.
. Передачу технологических параметров теплового
пункта в системы диспетчеризации по проводным и беспроводным каналам связи.
. Встроенный электронный регистратор.
. «Черный ящик» - детальный архив событий,
предшествующих возникновению аварийной ситуации.
Экономическая эффективность автоматизации теплового
пункта. Основные факторы экономии:
· Снижение температуры воздуха в помещениях в часы
отсутствия там людей - ночное время и выходные дни (для административных и
производственных зданий). Это, примерно, 10-30% экономии.
· Снятие вынужденных избыточных
расходов тепла в переходные, межсезонные периоды (как для жилья, так и для
административных или производственных объектов отопления). Применение
регулирования температуры СО на АТП позволяет сэкономить от 30 до 40% в эти
периоды. С учетом кратковременности данных периодов доля экономии в годовом
теплопотреблении составляет порядка 2-6%.
· Снятие влияния на потери тепла
инерции ТС - данный фактор наиболее эффективен при подключении ТП к крупным ТС,
например, сетям от ТЭЦ (как для объектов ЖКХ, так и для административно -
промышленных объектов). Экономию по данному фактору можно оценить только
ориентировочно - порядка 3-5% от общего объема теплопотребления.
· Экономический эффект за счет
применения графика качественного регулирования и поддержания постоянства
расхода (постоянства перепада давления) в СО (как для жилых, так и для
административных и производственных объектов). Применение данного фактора
позволяет экономить около 4% годового теплопотребления.
· Учет при управлении температурой
отопления тепловых тепловыделений (для жилья). Применение специальных
алгоритмов для жилых зданий может позволить сэкономить до 7% общего
теплопотребления для этих зданий. Реализовать данный график возможно только на
индивидуальном АТП.
· Возможность нормированного снижения
нагрузки на отопление в часы максимальной нагрузки на горячее водоснабжение
(для жилья). Это позволяет дополнительно добиться 1-3% экономии.
· Коррекция температурного графика по
фактической производительности приборов отопления и с учетом мероприятий по
энергосбережению архитектурно - строительного характера (как для жилья, так и
для административно - производственных объектов). Эффект экономии от
автоматизации в данном случае может составить в пределах 7-15%.
· Суммарная средняя экономия от внедрения
АТП: для жилых зданий составляет от 20 до 40% от общего объема
теплопотребления, а для объектов административного и производственного
назначения от 25 до 60%.
При анализе окупаемости необходимо сравнить данные по
ожидаемой экономии со стоимостью оборудования АТП. Стоимость оборудования ТП в
значительной степени зависит от технических условий присоединения.
При оценке окупаемости необходимо учитывать тот факт,
что стоимость оборудования для автоматизации теплового пункта хотя и
увеличивается с увеличением мощности, однако не пропорционально. Следовательно,
наиболее актуальными с точки зрения сроков окупаемости являются более мощные
ТП. При прочих равных условиях наиболее выгодным, т. е. наименее дорогостоящим
является автоматизация объектов, присоединенных по зависимой схеме, работающих
по повышенному температурному графику в условиях бездефицитного теплоснабжения.
Кроме того, цены на узлы ввода, узлы учета тепловой энергии, узлы присоединения
систем отопления, вентиляции и ГВС не совсем корректно включать в расчет
окупаемости, поскольку они являются неотъемлемой частью любого теплового пункта
вне зависимости от того автоматизирован он или нет. [27, 28, 29]
Типовые схемы
Рисунок 4.1 - Одноступенчатая схема ГВС и отопление по независимой схеме
Рисунок 4.2 - Одноступенчатая схема ГВС и отопление по
зависимой схеме
Рисунок 4.3 - Двухступенчатая схема ГВС и отопление по
зависимой схеме с управлением подмесом
На рисунках 4.1-4.2 для движения теплоносителя в
системе используется циркуляционный насос. Его параметры (напор и расход) подбираются
под параметры системы, по ее сопротивлению и потере давления. Данный насос
работает в течении всего отопительного периода с постоянным потреблением
мощности на одной частоте вращения. Данные схемы являются наиболее надежными и
распространенными на практике, но одновременно не экономичными с точки зрения
потребления электрической энергии.
Отдельного внимания заслуживают схемы отопления, для
которых движение теплоносителя в системе происходит за счет перепада давления
теплосети, к которой присоединяется система отопления. Тепловой пункт по схеме,
изображенной на рисунке 4.3, работает следующим образом: контроллер, в
зависимости от температуры наружного воздуха, формирует установку температуры
частотному преобразователю, которую необходимо поддерживать на подаче в систему
отопления. Далее частотный преобразователь при помощи встроенного
ПИД-регулятора поддерживает эту температуру, снижая или увеличивая скорость
вращения насоса, установленного на линии подмеса. Для данной схемы необходимо
наличие обратного клапана на подаче из теплосети для обеспечения возможности
работы насоса с частотой вращения близкой к номинальной.
К явным плюсам схемы, изображенной на рисунке 4.3,
относительно остальных можно отнести следующие моменты:
1. Отсутствие дорогостоящего двухходового или
трехходового клапана, вместе с электроприводом;
2. Дополнительная экономия электрической энергии
при использовании частотного преобразователя, так как частота, с которой
работает насос в процессе эксплуатации, меньше или равна номинальной;
. Увеличение ресурса насоса;
. Большая свобода в выборе мощности насоса;
. Меньшая зависимость от перепада давления воды
на входе ТП;
. Стабилизация расхода теплоносителя в сети;
. Независимость давления в сети от температуры
подающей воды.
Состав комплекта:
1. Шкаф КИПиА;
2. Комплект термосопротивлений (Температура воды
на входе/выходе, температура наружного воздуха, температура теплоносителя в
систему отопления, температура воды в систему ГВС);
. Комплект датчиков давления (давление воды в
системе отопления, давление воды в системе ГВС);
. Возможна дополнительная комплектация
датчиками расхода, давления воды на входе, тепловычислителем. [30, 31, 32]
Таблица 4.1 Метрологическая карта средств измерения теплового пункта
|
№ п/п
|
Наименование оборудования
|
Пределы измерений
|
Диап. показания шкалы приб.
|
Длина шкалы
|
Цена деления прибора
|
Чувствительность прибора
|
Класс точности
|
Погрешность измерения
|
|
·
|
Термометр стеклянный
ртутный №5.
|
от 0 до 300 ºС
|
-
|
-
|
2°С
|
-
|
I
|
-
|
|
·
|
Комплект термосопротивлений
|
от 0 до 160 ºС
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
·
|
Манометр общего назначения.
|
от 0 до 4,0 кгс/см2
|
-
|
-
|
0,1 кгс/см2
|
-
|
I
|
0,05 кгс/см2
|
|
·
|
Преобразователь частоты
Danfoss VLT Micro Drive FC-51
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
·
|
Шкаф КИПиА
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
·
|
Датчики температуры с
клемной головкой ТСМ 100М
|
от -40 до +180 °С
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
±0,3°С
|
|
·
|
Подпиточный насос Grundfos
|
от 0 до +160 °С
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Тепловычислитель ВКТ-5
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
·
|
Двухходовой регулирующий
клапан RV102
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
·
|
Трехходовой регулирующий
клапан RV103.
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
|
·
|
Шумомер Testo 815
|
От 32 до 130дБ
|
-
|
-
|
0,1 дБ
|
0,1 дБ
|
II
|
±1дБ
|
Таблица 4.2 Спецификация средств измерения теплового
пункта
|
Позиция
|
Функция
|
Наименование
|
Кол-во
|
|
1
|
Измерение температуры
|
Термометр стеклянный
ртутный
|
2
|
|
2
|
Служит для расчета разности
температур между подающим и обратным трубопроводами
|
Комплект термосопротивлений
|
3
|
|
3
|
Показывает давление в
системе
|
Манометр общего назначения.
|
4
|
|
4
|
Служит для преобразования
частоты тока для приборов
|
Преобразователь частоты
Danfoss VLT Micro Drive FC-51
|
2
|
|
5
|