Часть 4. Зоны действия источников тепловой энергии

ООО ИВК "Политех-Центр"
Обосновывающий материал к схеме теплоснабжения
Томинского сельского поселения
Сосновского района Челябинской области
Челябинск, 2015
Оглавление
Глава 1. Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии
для целей теплоснабжения .............................................................................................................................. 8
Часть 1. Функциональная структура теплоснабжения ................................................................................. 8
1.1.Зоны
действия
систем
централизованного
теплоснабжения
............................................................................................................................................................................ 9
1.2.Зоны
действия
индивидуальных
источников
тепловой
энергии
.......................................................................................................................................................................... 11
Часть 2. Источники теплоснабжения ........................................................................................................... 11
2.1. Структура основного оборудования...................................................................................................... 11
2.2. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования и
теплофикационной установки ....................................................................................................................... 11
2.3. Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности ...................... 12
2.4. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и
хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто ................................................................ 12
2.5. Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего
освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и
мероприятия по продлению ресурса ............................................................................................................ 13
2.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с
обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя .................................................... 13
2.7. Среднегодовая загрузка оборудования ................................................................................................. 14
2.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети .......................................................................... 14
2.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования источников тепловой энергии...................... 15
2.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников
тепловой энергии............................................................................................................................................ 15
Часть 3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты .............................................................. 16
3.1. Описание структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой энергии, от магистральных
выводов до ЦТП или до ввода в жилой или промышленный объект ....................................................... 16
3.2. Электронные и бумажные схемы тепловых сетей в зонах действия источников тепловой энергии
.......................................................................................................................................................................... 16
3.3. 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 ................................................................................................................ 16
3.4. Описание типов и количества секционирующей и регулирующей арматуры на тепловых сетях .. 19
3.5. Описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов ............................... 20
3.6. Описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их обоснованности
.......................................................................................................................................................................... 20
3.7. Фактические температурные режимы отпуска тепла в тепловые сети и их соответствие
утвержденным графикам регулирования отпуска тепла в тепловые сети. ............................................... 22
3.8. Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики ........................................... 22
2
3.9. Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов) за последние 5 лет ................................ 23
3.10. Статистика восстановления (аварийно-восстановительных ремонтов) тепловых сетей и среднее
время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых сетей, за последние 5 лет.......... 24
3.11. Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования капитальных
(текущих) ремонтов ....................................................................................................................................... 25
3.12. 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 ............................................................................... 26
3.13. Описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии (мощности),
теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии (мощности) и теплоносителя .. 26
3.14. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние 3 года при отсутствии приборов учета
тепловой энергии............................................................................................................................................ 28
3.15. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков тепловой
сети и результаты их исполнения ................................................................................................................. 31
3.16. Описание типов присоединений теплопотребляющих установок потребителей к тепловым сетям
с выделением наиболее распространенных, определяющих выбор и обоснование графика
регулирования отпуска тепловой энергии потребителям .......................................................................... 31
3.17. Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии, отпущенной из
тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов учета тепловой энергии и
теплоносителя................................................................................................................................................. 31
3.18. Анализ работы диспетчерских служб теплоснабжающих (теплосетевых) организаций и
используемых средств автоматизации, телемеханизации и связи ............................................................ 32
3.19. Уровень автоматизации и обслуживания центральных тепловых пунктов, насосных станций ... 32
3.20. Сведения о наличии защиты тепловых сетей от превышения давления ......................................... 32
3.21. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей ........................................................................ 33
Часть 4. Зоны действия источников тепловой энергии .............................................................................. 34
Часть 5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии, групп потребителей тепловой энергии в
зонах действия источников тепловой энергии ............................................................................................ 34
5.1. Значение потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при
расчетных температурах наружного воздуха .............................................................................................. 34
5.2. Случаи (условия) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с
использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии ....................................... 38
5.3. Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления за
отопительный период и за год в целом ........................................................................................................ 38
5.4. Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха в зонах
действия источника тепловой энергии ......................................................................................................... 40
5.5. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее
водоснабжение................................................................................................................................................ 41
Часть 6. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой
энергии ............................................................................................................................................................ 43
3
6.1. Описание балансов установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой мощности
нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной тепловой нагрузки по каждому
источнику тепловой энергии ......................................................................................................................... 43
6.2. Описание резервов и дефицитов тепловой мощности нетто по каждому источнику тепловой
энергии и выводам тепловой мощности от источников тепловой энергии .............................................. 44
6.3. Описание гидравлических режимов, обеспечивающих передачу тепловой энергии от источника
тепловой энергии до самого удаленного потребителя и характеризующих существующие
возможности (резервы и дефициты по пропускной способности) передачи тепловой энергии от
источника к потребителю .............................................................................................................................. 45
6.4. Описание причин возникновения дефицитов тепловой мощности и последствия влияния
дефицитов на качество теплоснабжения...................................................................................................... 46
6.5. Описание резервов тепловой мощности нетто источников тепловой энергии и возможностей
расширения технологических зон действия источников с резервами тепловой мощности нетто в зоны
действия с дефицитом тепловой мощности................................................................................................. 47
Часть 7. Балансы теплоносителя................................................................................................................... 48
7.1. Утвержденный баланс производительности водоподготовительных установок теплоносителя для
тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в теплоиспользующих установках
потребителей в перспективных зонах действия систем теплоснабжения и источников тепловой
энергии, в том числе работающих на единую тепловую сеть ................................................................... 48
7.2. Утвержденный баланс производительности водоподготовительных установок теплоносителя для
тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в аварийных режимах систем
теплоснабжения .............................................................................................................................................. 49
Часть 8. Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом ............ 49
8.1. Описание видов и количества используемого основного топлива для каждого источника тепловой
энергии ............................................................................................................................................................ 49
8.2. Описание видов резервного и аварийного топлива и возможности их обеспечения в соответствии
с нормативными требованиями .................................................................................................................... 50
8.3. Описание особенностей характеристики топлив в зависимости от мест поставки .......................... 50
8.4. Анализ поставки топлива в периоды расчетных температур наружного воздуха ............................ 51
Часть 9. Надёжность теплоснабжения ......................................................................................................... 52
9.1. Описание показателей, определяемых в соответствии с методическими указаниями по расчету
уровня надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций,
осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче тепловой энергии ........................... 52
9.2. Анализ аварийных отключений потребителей ..................................................................................... 64
9.3. Анализ времени восстановления теплоснабжения потребителей после аварийных отключений .. 66
9.4. Графические материалы (карты-схемы тепловых сетей и зон ненормативной надежности и
безопасности теплоснабжения)..................................................................................................................... 67
Часть 10. Технико-экономические показатели теплоснабжающих и теплосетевых организаций ......... 67
Часть 11. Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения .................................................................................... 70
11.1. Анализ динамики утвержденных тарифов, устанавливаемых органами исполнительной власти
субъекта Российской Федерации в области государственного регулирования цен (тарифов) по
4
каждому из регулируемых видов деятельности и по каждой теплосетевой и теплоснабжающей
организации с учетом последних 3 лет ........................................................................................................ 70
11.2. Анализ структуры цен (тарифов), установленных на момент разработки схемы теплоснабжения
.......................................................................................................................................................................... 71
11.3. Анализ платы за подключение к системе теплоснабжения и поступлений денежных средств от
осуществления указанной деятельности ...................................................................................................... 73
11.4. Анализ платы за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том числе для
социально значимых категорий потребителей ............................................................................................ 73
Часть 12. Описание существующих технических и технологических проблем в системах
теплоснабжения поселения ........................................................................................................................... 73
12.1. Описание существующих проблем организации качественного теплоснабжения......................... 73
12.2. Описание существующих проблем организации надежного и безопасного теплоснабжения
поселения ........................................................................................................................................................ 74
12.3. Описание существующих проблем развития систем теплоснабжения ............................................ 74
12.4. Описание существующих проблем надежного и эффективного снабжения топливом
действующих систем теплоснабжения......................................................................................................... 74
12.5. Анализ предписаний надзорных органов об устранении нарушений, влияющих на безопасность
и надежность системы теплоснабжения ...................................................................................................... 74
Глава 2. Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения ................................. 75
2.1. Данные базового уровня потребления тепла на цели теплоснабжения ............................................. 75
2.2. Прогнозы приростов на каждом этапе площади строительных фондов, сгруппированных по
расчетным элементам территориального деления и по зонам действия источников тепловой энергии с
разделением объектов строительства на многоквартирные дома, жилые дома, общественные здания и
производственные здания промышленных предприятий........................................................................... 76
2.3. Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии на отопление, вентиляцию и
горячее водоснабжение, согласованных с требованиями к энергетической эффективности объектов
теплопотребления, устанавливаемых в соответствии с законодательством Российской Федерации ... 81
2.4. Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии для обеспечения
технологических процессов .......................................................................................................................... 84
2.5. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с
разделением по видам теплопотребления в каждом расчетном элементе территориального деления и в
зоне действия каждого из существующих или предлагаемых для строительства источников тепловой
энергии на каждом этапе ............................................................................................................................... 85
2.6. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя с
разделением по видам теплопотребления в расчетных элементах территориального деления и в зонах
действия индивидуального теплоснабжения на каждом этапе.................................................................. 86
2.7. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя
объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом возможных изменений
производственных зон и их перепрофилирования и приростов объемов потребления тепловой
энергии (мощности) производственными объектами с разделением по видам теплопотребления и по
видам теплоносителя (горячая вода и пар) в зоне действия каждого из существующих или
предлагаемых для строительства источников тепловой энергии на каждом этапе ................................. 87
5
2.8. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии отдельными категориями потребителей,
в том числе социально значимых, для которых устанавливаются льготные тарифы на тепловую
энергию (мощность), теплоноситель............................................................................................................ 87
2.9. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми заключены
или могут быть заключены в перспективе свободные долгосрочные договоры теплоснабжения ........ 87
2.10. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с которыми заключены
или могут быть заключены долгосрочные договоры теплоснабжения по регулируемой цене.............. 88
Глава 3. Электронная модель системы теплоснабжения поселения, городского округа ........................ 89
Глава 4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой
нагрузки........................................................................................................................................................... 90
4.1. Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой из
выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов (дефицитов)
существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой энергии ............................... 90
4.2. Балансы тепловой мощности источника тепловой энергии и присоединённой тепловой нагрузки в
каждой зоне действия источника тепловой энергии по каждому из магистральных выводов тепловой
мощности источника тепловой энергии....................................................................................................... 91
4.3. Гидравлический расчёт передачи теплоносителя для каждого магистрального вывода с целью
определения возможности (невозможности) обеспечения тепловой энергией существующих и
перспективных потребителей, присоединённых к тепловой сети от каждого магистрального вывода 93
4.4. Выводы о резервах (дефицитах) существующей системы теплоснабжения при обеспечении
перспективной тепловой нагрузки ............................................................................................................... 98
Глава 5. Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок и
максимального потребления теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей, в том
числе в аварийных режимах .......................................................................................................................... 99
Глава 6. Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению
источников тепловой энергии ..................................................................................................................... 101
Глава 7. Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей и сооружений на них ..... 102
Глава 8. Перспективные топливные балансы ............................................................................................ 104
8.1. Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных максимальных часовых и
годовых расходов основного вида топлива для зимнего, летнего и переходного периодов,
необходимого для обеспечения нормативного функционирования источников тепловой энергии на
территории поселения, городского округа ................................................................................................ 104
8.2. Расчеты по каждому источнику тепловой энергии нормативных запасов аварийных видов
топлива .......................................................................................................................................................... 106
Глава 9. Оценка надёжности теплоснабжения .......................................................................................... 107
9.1. Перспективные показатели надёжности ............................................................................................. 107
9.3. Предложения, обеспечивающие надёжность систем теплоснабжения ............................................ 111
Глава 10. Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
........................................................................................................................................................................ 121
10.1. Технико-экономическая информация по строительству новых тепловых сетей .......................... 121
10.2. Технико-экономическая информация по реконструкции тепловых сетей .................................... 122
6
10.3. Технико-экономическая информация по реконструкции и модернизации существующих
котельных...................................................................................................................................................... 123
10.4. Технико-экономическая информация по развитию системы диспетчерского контроля
потребляемой тепловой энергии ................................................................................................................. 124
10.5. Распределение финансовых затрат .................................................................................................... 125
10.7. Предложения по источникам инвестиций, обеспечивающих финансовые потребности............. 126
Глава 11. Обоснование предложения по определению единой теплоснабжающей организации ........ 128
Приложение 1 – Схема тепловых сетей в зоне действия источника тепловой энергии
Приложение 2 – Режимные карты работы водогрейных котлов
Приложение 3 – Гидравлический расчёт участков тепловой сети
7
Глава 1. Существующее положение в сфере производства, передачи и
потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения
Часть 1. Функциональная структура теплоснабжения
Томинское сельское поселение расположено в Сосновском районе Челябинской
области в 20 км от областного центра (г. Челябинск) и состоит из 4 населённых пунктов:
1) Административный центр – п. Томинский;
2) д. Мичурино;
3) д. Томино;
4) п. Томинский (ж/д разъезд).
Муниципальное образование представляет собой пенепленизированную холмистоувалистую равнину с абсолютными отметками поверхности от 230 до 296 метров.
Грунтовые воды залегают на глубине более 4,0 м от поверхности земли.
Общая площадь населённых пунктов составляет 231,6 га, из них п. Томинский – 88,6
га, д. Мичурино – 62 га, д. Томино – 41 га, п. Томинский (ж/д разъезд) – 40 га.
Численность населения в 2014 году составляет 1879 чел., в том числе: п. Томинский –
1300 чел., д. Мичурино – 318 чел., д. Томино – 122 чел. и п. Томинский (ж/д разъезд) – 102
чел.
Жилищный фонд Томинского сельского поселения представлен в основном
индивидуальными домами. Многоквартирные дома средней этажности (2-3 этажа)
расположены в п. Томинский в количестве 16 шт.
Большую часть территории поселения занимают земли сельскохозяйственного
назначения (более 65 % от общей площади земель).
Теплоснабжение потребителей Томинского сельского поселения осуществляется от
находящегося в муниципальной собственности источника тепловой энергии – газовой
котельной, находящейся на балансе теплоснабжающей организации ООО «Здоровый дух».
Таким образом, на территории Томинского сельского поселения функционирует одна
системы централизованного теплоснабжения, которая обеспечивает тепловой энергией
потребителей многоквартирных домов и общественных зданий п. Томинский.
Регулирование
отпуска
тепловой
энергии
от
источников
осуществляется
качественным способом, при котором температура в подающем и обратном трубопроводах
тепловой сети изменяется в соответствии с температурой наружного воздуха. Центральное
регулирование на источниках тепловой энергии выполняется путем установки современной
8
газосжигательной аппаратуры в комплекте с погодозависимой автоматикой, управляемой
электронным контроллером.
Системы
отопления
и
вентиляции
подключаемых
зданий
зависимые
с
непосредственным (без смешения) присоединением теплопотребляющих установок к
тепловым сетям. Система теплоснабжения по типу относится к закрытой. В качестве
отопительных приборов используются чугунные секционные радиаторы. В тепловых узлах
присоединение систем отопления и вентиляции осуществляется через дроссельные шайбы,
автоматическое регулирование параметров теплоносителя и гидравлическая балансировка
системы отопления отсутствует, что приводит к перетопам в переходные периоды
отопительного сезона и разбалансировке системы теплоснабжения потребителей и
внутридомовых систем отопления абонентов. Система централизованного ГВС отсутствует.
Районные и групповые тепловые пункты (ЦТП) в системе теплоснабжения не
используются.
Циркуляция
теплоносителя
осуществляется
сетевыми
насосами.
Подпитка
теплоносителя осуществляется подпиточными насосами. Все насосы установлены в газовой
котельной.
Тепловые
сети
п.
Томинский
функционируют
без
повысительных
и
понизительных насосных станций.
Теплоносителем
в системе отопления является вода, расчетные параметры
теплоносителя (при температуре наружного воздуха -34°С) 95/70 ºС, тепловые сети 2х
трубные.
Температура наружного воздуха для начала и конца отопительного периода
принимается равной среднесуточной температуре наружного воздуха +8 °С, а усреднённая
расчётная температура внутреннего воздуха жилых и общественных зданий принята равной
+20 °С.
1.1.
Зоны действия систем централизованного теплоснабжения
Зона действия системы централизованного теплоснабжения от газовой котельной
ООО
«Здоровый
дух»
охватывает
центральную
часть
п.
Томинский.
В
зону
эксплуатационной ответственности ООО «Здоровый дух» входят источник тепловой энергии
и тепловые сети от источника до вводов в здания потребителей.
Зона действия источников тепловой энергии показана на рисунке 1.1.
9
Рисунок 1.1 – Зона действия источника тепловой энергии
Удельный вес жилой площади, оборудованной центральным теплоснабжением
представлен в таблице 1.1.
Таблица
1.1
–
Удельный
вес
жилой
площади,
оборудованной
центральным
теплоснабжением
Наименование населенного
пункта
п. Томинский
п. Томинский (ж/д разъезд)
д. Мичурино
д. Томино
Удельный вес жилой площади, оборудованной (в %)
Центральным отоплением
Горячим водоснабжением
44
0
0
0
0
0
0
0
10
1.2.
Зоны действия индивидуальных источников тепловой энергии
Зоны действия индивидуального теплоснабжения расположены в южном, северном и
западном районах п. Томинский, а также в д. Мичурино, д. Томино и п. Томинский (ж/д
разъезд), в частном секторе, где преобладает 1 этажная застройка. В качестве источников
тепловой энергии в п. Томинский и п. Томинский (ж/д разъезд) используются
индивидуальные газовые котлы, а в д. Мичурино, д. Томино в основном используются
отопительные печи на твёрдом топливе.
Часть 2. Источники теплоснабжения
2.1. Структура основного оборудования
Структура основного оборудования газовой котельной п. Томинский приведена в
таблице 2.1.
Таблица 2.1 – Структура основного оборудования источника тепла п. Томинский
Источник
Газовая котельная
Наименование
оборудования
Водогрейный котел
Сетевой насос
Насос
циркуляции
котлового контура
Насос
рециркуляции
котлового контура
Насос подпитки котлового
контура
Насос подпитки сетевого
контура
Установка умягчения
Тип, марка
Количество, шт.
Unical ELLPREX 970
DAB CP 65/3250 T
DAB BPH 60/340.65T
3
3
3
DAB BPH 60/250.40T
3
DAB KPS 30/16 M
2
DAB K 30/70 M
3
WINNI-mat VFB 50
1
2.2. Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования
и теплофикационной установки
Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного оборудования
газовой котельной п. Томинский приведены в таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Параметры установленной тепловой мощности теплофикационного
оборудования источника тепла п. Томинский
Источник
Наименование
оборудования
Тип, марка
11
Кол-во,
шт.
Установленная тепловая
мощность, Гкал/ч
Газовая
котельная
Водогрейный котёл
Unical
970
ELLPREX
3
0,834
Суммарная установленная тепловая мощность газовой котельной п. Томинский
составляет 2,5 Гкал/ч (2,91 МВт).
2.3. Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности
Ограничение тепловой мощности связано с большим сроком эксплуатации котлов, в
результате которого происходит снижение расчетного КПД установок. Оптимальный режим
эксплуатации котлов определяется в процессе плановых тепловых испытаний, по
результатам которых составлены режимные карты для каждой котельной установки.
Ограничение и параметры располагаемой тепловой мощности теплогенерирующего
оборудования источника теплоснабжения при максимальном КПД по данным режимных
карт, приведены в таблице 2.3. Режимные карты представлены в Приложении 2.
Таблица 2.3 – Параметры располагаемой тепловой мощности теплофикационного
оборудования источника теплоснабжения п. Томинский
Источник
Наименование
оборудования
Установленная
тепловая мощность,
Гкал/ч
Располагаемая
тепловая мощность
котла, Гкал/ч
Ограничение
тепловой
мощности, Гкал/ч
0,834
0,78
0,054
0,834
0,814
0,02
0,834
0,82
0,012
2,5
2,414
0,086
Unical ELLPREX
970, котел №1
Газовая
Unical ELLPREX
котельная
970, котел №2
Unical ELLPREX
970, котел №3
ИТОГО
Таким образом, суммарная располагаемая тепловая мощность котельной составляет
2,414 Гкал/ч, а ограничение тепловой мощности – 0,086 Гкал/ч.
2.4. Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные
и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и
хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто для газовой котельной п.
Томинский сведены в таблицу 2.4.
12
Таблица 2.4 – Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на
собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
Источник
Располагаемая тепловая
мощность, Гкал/ч
Газовая котельная
2,414
На собственные и
хозяйственные нужды
Гкал/ч
0,008
Тепловая мощность
нетто, Гкал/ч
2,406
2.5. Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего
освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления
ресурса и мероприятия по продлению ресурса
Газовая котельная п. Томинский введена в эксплуатацию в 2009 году.
Даты ввода в эксплуатацию и сроки освидетельствования котлов источника тепловой
энергии п. Томинский сведены в таблице 2.5.
Таблица 2.5 – Даты ввода в эксплуатацию и сроки освидетельствования котлов и турбин
источников тепловой энергии п. Томинский
Источник
Наименование
оборудования
Газовая
котельная
Водогрейный
котёл
Тип, марка
Unical
ELLPREX
970
Год
ввода
в
экспл.
Возраст
%
на
износа
01.2015,
*
лет
2009
6
5
Дата
последнего
освидет.
Дата
очередного
освидет.
2014
2018
(*расчетное значение)
2.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с
обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя
Регулирование отпуска тепловой энергии от источника тепла осуществляется
качественным способом, при котором температура в подающем и обратном трубопроводах
тепловой сети изменяется в соответствии с температурой наружного воздуха. Центральное
регулирование на источниках тепловой энергии выполняется путем установки современной
газосжигательной аппаратуры в комплекте с погодозависимой автоматикой, управляемой
электронным контроллером.
Система централизованного ГВС отсутствует.
Районные и групповые тепловые пункты (ЦТП) в системе теплоснабжения не
используются.
13
Циркуляция
теплоносителя
осуществляется
сетевыми
насосами.
Подпитка
теплоносителя осуществляется подпиточными насосами. Все насосы установлены в газовой
котельной.
Тепловые
сети
п.
Томинский
функционируют
без
повысительных
и
понизительных насосных станций.
Теплоносителем
в системе отопления является вода, расчетные параметры
теплоносителя (при температуре наружного воздуха -34°С) 95/70 ºС, что обусловлено
непосредственной схемой (без смешения) присоединения систем отопления жилых зданий к
тепловым сетям и не позволяет увеличивать температуру подающего теплоносителя.
Температура наружного воздуха для начала и конца отопительного периода
принимается равной среднесуточной температуре наружного воздуха +8 °С, а усреднённая
расчётная температура внутреннего воздуха жилых и общественных зданий принята равной
+20 °С.
Продолжительность отопительного сезона – 218 суток.
2.7. Среднегодовая загрузка оборудования
Среднегодовая загрузка газовой котельной п. Томинский определяется из отношения
фактической (присоединённой) среднегодовой тепловой мощности к располагаемой
мощности теплофикационных установок.
Среднегодовая загрузка газовой котельной п. Томинский в базовом 2014 году сведена
в таблицу 2.6.
Таблица 2.6 – Среднегодовая загрузка газовой котельной п. Томинский
Наименование
источника тепла
Газовая котельная
Располагаемая
тепловая мощность,
Гкал/ч
2,414
Расчетная среднегодовая
тепловая мощность,
Гкал/ч
1,1
Среднегодовая загрузка
оборудования, %
46
Следует отметить, что в таблице указана среднегодовая загрузка при полном
использовании располагаемой мощности, т.е. при работе всех имеющихся на источнике
котлоагрегатов в режиме номинальной теплопроизводительности.
2.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети
Учёт тепла, отпущенного в тепловые сети, ведётся на основании данных, полученных
с приборов учёта. Данные по приборам учета тепловой энергии сведены в таблицу 2.7.
14
Таблица 2.7 – Приборы учета тепла в газовой котельной п. Томинский
Наименование
источника тепла
Дата
установки
Приборы учета тепла
Тепловычислитель Multidata WR3
Счетчик ВМГ-100
Газовая котельная
Комплект термопреобразователей
КТСПТВХ-В
2013
2009
2009
Способ учёта
Технический
Подключение
к
диспетчерской
нет
Дата последней гос. поверки расходомеров ВМГ-100 – 15.09.2007 г., межповерочный
интервал- 4 года.
Дата последней гос. поверки термопреобразователей – 3.07.2007 г., межповерочный
интервал- 4 года.
Коммерческий учет вырабатываемой тепловой энергии в газовой котельной не
предусмотрен.
2.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования источников тепловой энергии
Серьезных отказов оборудования источников тепловой энергии сотрудниками
теплоснабжающей организации не зафиксировано. Перерывов в теплоснабжении в
отопительный период из-за отказов оборудования не возникало (в соответствии с
информацией об основных потребительских характеристиках регулируемых товаров и услуг
регулируемых организаций и их соответствии государственным и иным утверждённым
стандартам качества).
2.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации
источников тепловой энергии
Предписания
надзорных
органов
по
источников тепловой энергии не представлены.
15
запрещению
дальнейшей
эксплуатации
Часть 3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты
3.1. Описание структуры тепловых сетей от каждого источника тепловой энергии, от
магистральных выводов до ЦТП или до ввода в жилой или промышленный объект
Балансодержателем тепловых сетей является ООО «Здоровый дух».
От муниципальной газовой котельной п. Томинский проложены двухтрубные
(подающий и обратный трубопровод) закрытые тупиковые сети без резервирования
подающие тепло на системы отопления и вентиляции, при этом централизованное ГВС не
предусмотрено, в качестве теплоносителя используется вода.
Общая
протяжённость
тепловых
сетей
Томинского
сельского
поселения
в
двухтрубном исчислении согласно данным теплосетевой организации составляет 2,4 км.
Теплоснабжение посёлка Томинский от источника тепловой энергии осуществляется по
магистрали 2dy300 мм.
3.2. Электронные и бумажные схемы тепловых сетей в зонах действия источников
тепловой энергии
Схема тепловой сети в зоне действия источника тепловой энергии представлена в
Приложении 1.
3.3. 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
Основной тип прокладки тепловых сетей – подземная бесканальная, под проезжей
частью трубы уложены в лотки, несколько участков проложены надземным способом.
Компенсация температурных расширений трубопроводов осуществляется за счёт Побразных компенсаторов.
В
качестве
тепловой
изоляции
трубопроводов
тепловой
сети
в
основном
используются плиты из минеральной ваты. В качестве гидроизоляции используется
рубероид, бикрос и битум. Степень надёжности участков зависит от года начала
эксплуатации трубопровода и применяемых строительных конструкций.
Параметры тепловых сетей представлены в таблице 3.1.
16
Таблица 3.1 – Параметры тепловых сетей от газовой котельной до потребителей п.
Томинский
Наименование участка
Наружный
диаметр
трубопроводов
на участке
,м
1
Котельная-Т2-Т3-Т4-Т6
Т2.1-проезжая часть, Т6Т9-Т11
Т2.1 (после дороги)-Т19
Т6-Т7, Т15-Т16, Т9-Т10,
Т12-Т12.1-Т13
Т7-Т8
Т8-ул. Молодежная 6,
Т19-Т20, Т11-Т12-ул.
Школьная, 3
Т10-ул. Мира, 6, Т10-ул.
Мира 10, Т11- ул. Мира,
10а
Т4.1-Т4.2-Т5,
Т14-ул. Новоселов 2,
Т17-ул. Новоселов 4,
Т18-ул. Новоселов 6,
Т19-ул. Новоселов 8,
Т20-ул. Мира 2, Т16-к 4
домам, Т13-ул. Мира 12,
Т12.1-ул. Мира 12а,
Т4.1-Т4.2, Т4.1-ул.
Школьная 16, Т4.2-ул.
Школьная 12
Т20-ул. Мира 4, Т10-ул.
Мира 6-ул. Мира 8,
Т13-ул. Мира 14
Т8- ул. Молодежная, 15
Таким
образом,
2
0,325
Длина
участка
(в двухтрубном
исчислении)
L, м
3
652
Теплоиз.
Материал
4
167
0,219
248
370
0,108
42
311
0,089
82
261
Тип
прокладки
Год ввода
Материв эксплуаальная
тацию
харак-ка, м2
(перекладки)
5
6
Бесканальн 1959-1989
ая
г.г.
Бесканальн 1959-1989
ая
г.г.
Надземная
с 2004 г
1959-1989
Бесканальн
г.г.
ая
с 2004 г
Надземная 1959-1989
г.г.
7
211,90
Бесканальн 1959-1989
ая
г.г.
7,30
Маты
минераловатные
36,57
54,31
44,50
33,59
1959-1989
г.г.
Бесканальн
ая
19,49
0,057
с 2004 г
81
0,038
169
Надземная
1959-1989
г.г.
9,63
20
Бесканальн 1959-1989
ая
г.г.
0,76
материальная
характеристика
системы
централизованного
теплоснабжения потребителей п. Томинский равна 418,05 м2.
Распределение протяженности тепловых сетей по диаметрам представлено на рисунке
3.1.
17
Рисунок 3.1 – Распределение протяженности тепловых сетей по диаметрам в
двухтрубном исчислении
Из рисунка 3.1 видно, что протяженность тепловых сетей условным диаметром Ø300
составляет 27,1% от общей протяжённости сетей, диаметром Ø200 – 17,3%, диаметром Ø100
– 30,1%, диаметром Ø80– 3,4%, диаметром Ø50– 21,3%, диаметром Ø32– 0,8%.
Распределение протяженности тепловых сетей Томинского сельского поселения по
способам прокладки в двухтрубном исчислении представлено на рисунке 3.2.
Рисунок 3.2 – Распределение протяженности тепловых сетей по способам
прокладки в двухтрубном исчислении
18
Из рисунка 3.2 видно, что надземная прокладка составляет 30% от общей
протяжённости тепловых сетей п. Томинский, а подземная прокладка в непроходных каналах
– 70%.
Универсальным показателем, позволяющим сравнивать системы транспортировки
теплоносителя, отличающиеся масштабом теплофицируемого района, является удельная
материальная характеристика сети, равная
где
µ – удельная материальная характеристика сети, м2/Гкал/ч;
M – материальная характеристика сети, м2;
Qприсоед – присоединённая тепловая нагрузка, Гкал/ч;
di – диаметр i-го участка трубопровода тепловых сетей, м;
li – протяжённость i-го участка трубопровода тепловых сетей, м.
Сравнительные характеристики тепловых сетей п. Томинский представлены в таблице
3.3.
Таблица 3.3 – Характеристики тепловых сетей п. Томинский
Наименование
источника тепла
Газовая
котельная п.
Томинский
Передаваемая макс.
тепловая мощность,
Гкал/ч
Материальная
характеристика, м2
Уд. материальная
характеристика, м2/Гкал/ч
1,58
418,05
264,6
3.4. Описание типов и количества секционирующей и регулирующей арматуры на
тепловых сетях
На трубопроводах, проложенных как надземным, так и подземным способом
установлена необходимая стальная и чугунная запорная арматура для секционирования
тепловых сетей на участки, дренирования сетевой воды, выпуска воздуха из трубопроводов,
а также на вводе/выводе тепловых узлов и на трубопроводах ответвлений к потребителям
тепловой энергии.
Запорная арматура в основном установлена в тепловых камерах, за исключением
дренажей и воздушников. Кроме этого есть переходные камеры для перехода трубопроводов
из подземной прокладки в надземную. В качестве запорной арматуры используются
чугунные задвижки с ручным приводом.
19
Электроприводы на запорно-регулирующей арматуре не установлены.
Всего на тепловых сетях устроено 23 тепловые камеры, общее количество арматуры
составляет около 70 единиц.
3.5. Описание типов и строительных особенностей тепловых камер и павильонов
Строительные конструкции тепловых камер и павильонов, выполнены из стандартных
железобетонных конструкций: фундаментные блоки и плиты перекрытия. Толщина стен
составляет 300-400 мм. Высота камер и павильонов в свету от уровня пола до низа
выступающих конструкций составляет не менее 1,8 м. Все камеры оборудованы люками. В
основном, в перекрытиях камер применяются не менее двух люков, расположенных по
диагонали. Под люками установлены лестницы или скобы. Тепловые камеры и павильоны
снабжены водосборным приямком, через который предусмотрен отвод сточных вод в
сбросные колодцы или дренаж.
3.6. Описание графиков регулирования отпуска тепла в тепловые сети с анализом их
обоснованности
Способ регулирования отпуска тепла в тепловые сети по месту его осуществления
является центральным, т.е. только на источнике тепла.
Регулирование
отпуска
тепловой
энергии
в
тепловые
сети
осуществляется
качественным способом, при котором температура в подающем и обратном трубопроводах
тепловой сети изменяется в соответствии с температурой наружного воздуха.
Температура наружного воздуха начала и конца отопительного периода принимается
равной среднесуточной температуре наружного воздуха +8 °С, а усреднённая расчётная
температура внутреннего воздуха жилых и общественных зданий принята равной +20 °С.
Расчетные параметры теплоносителя (при температуре наружного воздуха -34°С)
приняты: Т1-Т2=95-70°С, что обусловлено непосредственной схемой (без смешения)
присоединения систем отопления жилых зданий к тепловым сетям и не позволяет
увеличивать температуру подающего теплоносителя. Температурный график для источника
тепловой энергии п. Томинский показан в таблице 3.4.
Таблица 3.4 – График регулирования отпуска тепла в тепловые сети
Т наружного
воздуха
8
95-70
Т1 температура подающей
магистрали
Т2 температура обратной
магистрали
41
37
20
7
6
5
4
3
2
1
0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
-7
-8
-9
-10
-11
-12
-13
-14
-15
-16
-17
-18
-19
-20
-21
-22
-23
-24
-25
-26
-27
-28
-29
-30
-31
-32
-33
-34
43
44
45
47
48
49
50
52
53
54
56
57
58
59
60
62
63
64
66
67
68
69
71
72
73
74
76
77
78
79
81
82
83
84
86
87
88
90
91
92
93
95
38
39
39
40
41
42
43
43
44
45
46
47
47
48
49
50
51
52
52
53
53
54
55
56
57
57
58
59
60
61
62
62
63
64
65
66
67
67
67
68
69
70
21
3.7. Фактические температурные режимы отпуска тепла в тепловые сети и их
соответствие утвержденным графикам регулирования отпуска тепла в тепловые сети.
Фактический отпуск тепла в газовой котельной осуществляется строго в соответствии
с утвержденным температурным графиком.
3.8. Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики
Существующие гидравлические режимы тепловых сетей Томинского сельского
поселения и пьезометрические графики обеспечиваются оборудованием источника тепловой
энергии с учетом рельефа местности и в соответствии со следующими нормативными
показателями:
 достаточный напор у последних (расчетному направлению сети) абонентов для
подключения местной системы отопления принят, согласно существующей схеме
отопления - зависимой без смешения, равным 5 м. вод. ст.;
 нормативные удельные потери давления на магистральных участках тепловых сетей
приняты в пределах 3-8 мм.вод.ст на 1 метр (согласно рекомендации СНиПа 41-022003 «Тепловые сети»);
 нормативные удельные потери давления на ответвлениях тепловых сетей приняты не
более 30 мм.вод.ст на 1 метр.
Гидравлический конструкторский расчёт участков тепловой сети представлен в
Приложении 3. Расчёт выполнен по методике, описанной в справочнике проектировщика
«Проектирование тепловых сетей», Николаев А.А (см. стр. 117-133).
По результатам гидравлического расчёта потери давления на участка тепловой сети
значительно ниже нормативных, увеличения диаметра трубопроводов не требуется. С целью
сокращения тепловых потерь и снижения затрат на строительные работы рекомендуется при
проведении ремонтных работ уменьшать диаметры труб в соответствии с Приложением 3.
Пьезометрический график системы теплоснабжения от источника до самого удаленного
абонента (ул. Мира, 14) представлен на рисунке 6.2.
22
Рисунок 6.2 – Пьезометрический график существующей системы
Пьезометрический график изображает линии изменения давления в узлах сети по
выбранному маршруту.
3.9. Статистика отказов тепловых сетей (аварий, инцидентов) за последние 5 лет
Отказов магистральных и распределительных трубопроводов тепловых сетей и
оборудования источников тепловой энергии, повлекших к снижению температуры внутри
отапливаемых помещений ниже минимально допустимого значения за последние 5 лет не
выявлено, что отражено в таблице 3.5.
Таблица 3.5 – Информация об отказах тепловых сетей за последние 5 лет
№ п/п
1
2
3
Наименование показателя
Количество часов (суммарно за календарный год),
превышающих допустимую продолжительность перерыва
подачи тепловой энергии в отопительный период
Количество потребителей жилых домов и производственных/
офисных зданий, затронутых ограничениями подачи тепловой
энергии
Количество часов (суммарно за календарный год) отклонения
от нормативной температуры воздуха по вине регулируемой
организации в жилых и нежилых отапливаемых помещениях
Значение
0
0
0
Однако в системе теплоснабжения происходили различные повреждения тепловых
сетей, приводящие к утечкам передаваемого теплоносителя. Данные повреждения не
23
привели к снижению температуры в отапливаемых помещениях в период ликвидации
аварии, не более 54 ч:
- жилых и общественных зданий до 12 °С;
- промышленных зданий до 8 °С,
что соответствует требованиям СНиП 41-02-2003 "Тепловые сети".
3.10. Статистика восстановления (аварийно-восстановительных ремонтов) тепловых
сетей и среднее время, затраченное на восстановление работоспособности тепловых
сетей, за последние 5 лет
Перечень
участков
тепловых
сетей,
на
которых
проводились
аварийно-
восстановительные работы с целью ликвидации утечек и сокращения тепловых потерь
теплоносителя за последние 5 лет, представлен в таблице 3.6.
Таблица 3.6 – Статистика восстановления тепловых сетей п. Томинский за последние 5
лет
№
Характеристика
Протяженность
Диаметр, мм
,м
Наименование участка
2012г.
1
Т7-Т8
100
42
50
44
200
20
2013 г.
1
Т4.1-Т5
1
Т6-Т9
2014 г.
Динамика аварийно-восстановительных работ на тепловых сетях за последние 5 лет
приведена на рисунке 3.3.
24
Рисунок 3.3 – Динамика аварийно-восстановительных работ на тепловых сетях
Зависимость среднего времени устранения утечек в тепловых сетях от диаметра
трубопровода представлена в таблице 3.7.
Таблица 3.7 – Среднее время устранения утечек в тепловых сетях в зависимости от
диаметра трубопровода
Условный диаметр трубопровода, мм
50-70
80
100
150
200
300
400
Среднее время на восстановление сети, час
2
3
4
5
6
7
8
Время выполнения аварийного ремонта, указанное в таблице 3.7, приведено без учёта
времени обнаружения аварии, вскрытия канала и локализации дефекта.
Среднее время устранения утечек не превышает нормативный показатель.
3.11. Описание процедур диагностики состояния тепловых сетей и планирования
капитальных (текущих) ремонтов
К процедурам диагностики состояния тепловых сетей, используемых организацией
ООО «Здоровый дух» относятся:
 испытания трубопроводов на прочность и плотность;
 диагностика состояния тепловой изоляции визуальным способом с регистрацией
температур на поверхности изоляции;
Планирование капитальных ремонтов тепловых сетей производится по следующим
критериям:
 по результатам диагностики тепловых сетей;
 по сроку эксплуатации трубопроводов;
 по количеству аварийно-восстановительных работ в тепловых сетях.
25
3.12. 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
Летние ремонты производятся в соответствии с главой 9 «Ремонт тепловых сетей»
типовой инструкции по технической эксплуатации систем транспорта и распределения
тепловой энергии (тепловых сетей) РД153-34.0-20.507-98.
К методам испытаний тепловых сетей относятся:
1) гидравлические испытания, которые должны производиться ежегодно до начала
отопительного сезона в целях проверки плотности и прочности трубопроводов и
установленной запорной арматуры. Минимальное значение пробного давления
составляет 1,25 рабочего давления;
2) испытания на максимальную температуру теплоносителя;
3) испытания на определение тепловых потерь.
Теплоснабжающая компания ООО «Здоровый дух» выполняет опрессовку тепловых
сетей насосным оборудованием источников тепловой энергии. Для повышения качества
опрессовки,
гидравлические
испытания
трубопроводов
проводятся
на
участках
секционирования стационарными насосами опрессовочных узлов или передвижными
опрессовочными помпами.
Ежегодно проводятся температурные испытания на тепловых сетях.
Расчёт тепловых потерь не осуществляется. Испытания тепловых сетей на тепловые
потери не проводятся.
3.13. Описание нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии
(мощности), теплоносителя, включаемых в расчет отпущенных тепловой энергии
(мощности) и теплоносителя
Расчет нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии выполнен
в соответствии с Инструкцией по организации в Минэнерго России работ по расчету и
обоснованию нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии,
утвержденной
приказом
Минэнерго
России
от
30
декабря
2008
года
№
325,
информационным письмом от 28 декабря 2009 года «О повышении качества подготовки
расчетов и обоснования нормативов технологических потерь при передаче тепловой
энергии».
К нормативным технологическим потерям, при передаче тепловой энергии, относятся
потери и затраты энергетических ресурсов, обусловленные техническим состоянием
теплопроводов и оборудования, техническими решениями по надежному обеспечению
26
потребителей тепловой энергией и созданию безопасных условий эксплуатации тепловых
сетей, а именно:
1) потери и затраты теплоносителя (пар, конденсат, вода);
2) потери тепловой энергии при теплопередаче через теплоизоляционные конструкции
теплопроводов;
3) затраты электрической энергии на передачу тепловой энергии.
К нормируемым технологическим потерям теплоносителя относятся:
 технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии
потери теплоносителя с его утечкой через неплотности в арматуре и трубопроводах
тепловых сетей в пределах, установленных правилами технической эксплуатации
электрических станций и сетей, а также правилами технической эксплуатации
тепловых энергоустановок;
 затраты теплоносителя, обусловленные вводом в эксплуатацию трубопроводов
тепловых сетей, как новых, так и после плановых ремонтов или реконструкции,
принимаемые в размере 1,5-кратной емкости соответствующих трубопроводов;
 затраты теплоносителя при проведении плановых эксплуатационных испытаний
тепловых сетей и других регламентных работ, включающие в себя потери
теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участков
трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении.
Потери
теплоносителя
при
авариях
и
других
нарушениях
нормального
эксплуатационного режима, а также сверхнормативные потери в нормируемую утечку не
включаются.
Определение нормативных значений часовых потерь тепловой энергии производится
в следующем порядке:
 для всех участков тепловых сетей, на основании сведений о конструктивных
особенностях теплопроводов (тип прокладки, год проектирования, наружный диаметр
трубопроводов, длина участка) и норм тепловых потерь (теплового потока), с
пересчетом табличных значений удельных норм на среднегодовые (среднесезонные)
условия
эксплуатации,
теплопередачей
через
определяются
значения
теплоизоляционные
часовых
конструкции
тепловых
потерь
трубопроводов,
эксплуатируемых теплосетевой организацией;
 для участков тепловой сети, характерных для нее по типам прокладки и видам
изоляционной конструкции и подвергавшимся испытаниям на тепловые потери, в
качестве
нормативных
принимаются
27
полученные
при
испытаниях
значения
фактических часовых тепловых потерь, пересчитанные на среднегодовые условия
эксплуатации тепловой сети;
 для участков тепловой сети, аналогичных подвергавшимся тепловым испытаниям по
типам прокладки, видам теплоизоляционных конструкций и условиям эксплуатации, в
качестве
нормативных
принимаются
значения
часовых
тепловых
потерь,
определенные по соответствующим нормам тепловых потерь (теплового потока) с
введением поправочных коэффициентов, определенных по результатам испытаний;
 для участков тепловой сети, не имеющих аналогов среди участков, подвергавшихся
тепловым испытаниям, а также вводимых в эксплуатацию после монтажа,
реконструкции или капитального ремонта с изменением типа или конструкции
прокладки и изоляционной конструкции трубопроводов, в качестве нормативных
принимаются значения часовых тепловых потерь, определенные теплотехническим
расчетом.
К нормативным затратам электрической энергии на передачу тепловой энергии
относят расходы электроэнергии на работу оборудования, расположенного на тепловых
сетях (насосные станции, ЦТП) и обеспечивающего передачу тепловой энергии с учётом
соблюдения нормативной температуры сетевой воды в подающем трубопроводе и
нормативной разности давлений сетевой воды в подающем и обратном трубопроводах. Так
как в системе теплопередачи п. Томинский отсутствуют насосные станции и ЦТП, то данный
показатель технологических потерь не включается в расчёт отпущенной тепловой энергии и
теплоносителя.
3.14. Оценка тепловых потерь в тепловых сетях за последние 3 года при отсутствии
приборов учета тепловой энергии
Рассчитаем величину тепловых потерь в тепловых сетях п. Томинский в соответствии
«Инструкцией по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию
нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии», утвержденной
приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 года № 325.
Нормативные значения потерь теплоносителя за год с его нормируемой утечкой, м3,
определяются по формуле:
,
где а - норма среднегодовой утечки теплоносителя, установленная правилами
технической эксплуатации электрических станций и сетей, а также правилами технической
28
эксплуатации тепловых энергоустановок, в пределах 0,25% среднегодовой емкости
трубопроводов тепловых сетей в час,
, м3 - среднегодовая емкость трубопроводов тепловых сетей, эксплуатируемых
теплосетевой организацией,
, ч - продолжительность функционирования тепловых сетей в году,
, м3/ч - среднегодовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой.
Значение среднегодовой емкости трубопроводов тепловых сетей, м , определяется из
выражения:
,
где
и
, м3 - емкость трубопроводов тепловых сетей в отопительном и
неотопительном периодах,
и
, ч - продолжительность функционирования тепловых сетей в отопительном
и неотопительном периодах.
Емкость трубопроводов тепловых сетей определяется по формуле:
,
где
, м – длина участка наружной тепловой сети,
, м2 - площадь внутреннего сечения трубы.
Потери тепла, обусловленные нормативными годовыми потерями теплоносителя
определяются в соответствии с выражением:
где
, оС – средняя температура сетевой воды в системе отопления,
5, оС – температура исходной холодной воды.
Определение
нормативных
значений
часовых
теплоизоляционные
конструкции
трубопроводов,
тепловых
Гкал/ч,
для
потерь
через
среднегодовых
(среднесезонных) условий эксплуатации трубопроводов тепловых сетей производится по
формуле:
,
29
где
- удельные часовые тепловые потери трубопроводами каждого диаметра,
определенные пересчетом табличных значений норм удельных часовых тепловых потерь на
среднегодовые (среднесезонные) условия эксплуатации, ккал/чм;
L - длина участка трубопроводов тепловой сети, м;
- коэффициент местных тепловых потерь, учитывающий тепловые потери запорной
и другой арматурой, компенсаторами и опорами (принимается 1,2 при диаметре
трубопроводов до 150 мм и 1,15 - при диаметре 150 мм и более, а также при всех диаметрах
трубопроводов бесканальной прокладки, независимо от года проектирования).
- поправочный коэффициент для определения нормативных часовых тепловых
потерь, полученный по результатам испытаний на тепловые потери (принимается равным
1,2).
Расчётные значения нормативных тепловых потерь представлены в таблице 3.8.
Таблица 3.8 – Данные по тепловым потерям в тепловых сетях п. Томинский
Наименование показателя
Нормативные потери теплоносителя с его утечкой:
Gут.н = (a ∙ Vтс ∙ nгод) / 100 = 0,25 ∙ 139,93 ∙ 5232 / 100 =
Потери теплоносителя, связанные с заполнением тепловых сетей:
Gзап = 1,5 ∙ Vтс = 1,5 ∙ 139,93 =
Потери теплоносителя, связанные с плановыми испытаниями
тепловых сетей:
Gисп = 0,5 ∙ Vтс = 0,5 ∙ 139,93 =
Потери теплоносителя, обусловленные сливами средств
автоматического регулирования и защиты:
Gа.н. =
Итого нормативные годовые потери теплоносителя: Gн.п.теп. =
Потери тепла, обусловленные нормативными годовыми потерями
теплоносителя:
Qгод.утеч.= Gн.п.теп.∙ (tср-5) ∙ n/1000 =
Годовой расход тепловой энергии с нормативными потерями через
изоляцию трубопроводов наружных тепловых сетей:
Значение Ед.изм.
Qиз.н.ср.сез. = ∑ qиз.н.ср.сез ∙ L ∙ β ∙ K
Итого нормативные годовые тепловые потери в ТС:
1609,815 Гкал/год
1736,514 Гкал/год
1831,592
210,045
м3
-
-
70,015
-
м3
м3
-
-
0
2111,652
м3
м3
-
-
126,699 Гкал/год
-
-
Фактическую величину тепловых потерь определить не возможно по причине
отсутствия приборов учёта в тепловых пунктах потребителей.
30
3.15. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации
участков тепловой сети и результаты их исполнения
Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации участков
тепловой сети не предоставлены.
3.16. Описание типов присоединений теплопотребляющих установок потребителей к
тепловым сетям с выделением наиболее распространенных, определяющих выбор и
обоснование графика регулирования отпуска тепловой энергии потребителям
Системы
отопления
и
вентиляции
подключаемых
зданий
зависимые
с
непосредственным (без смешения) присоединением теплопотребляющих установок к
тепловым сетям. Система теплоснабжения по типу относится к закрытой, централизованная
система ГВС отсутствует. В качестве отопительных приборов используются чугунные и
биметаллические секционные радиаторы. В тепловых узлах присоединение систем
отопления и вентиляции осуществляется через дроссельные шайбы, автоматическое
регулирование параметров
теплоносителя и
гидравлическая
балансировка системы
отопления отсутствует, что приводит к перетопам в переходные периоды отопительного
сезона и разбалансировке системы теплоснабжения потребителей и внутридомовых систем
отопления абонентов.
Отсутствие модулей регулирования в системах отопления потребителей и тип систем
определяют график отпуска тепловой энергии потребителям 95-70°С.
3.17. Сведения о наличии коммерческого приборного учета тепловой энергии,
отпущенной из тепловых сетей потребителям, и анализ планов по установке приборов
учета тепловой энергии и теплоносителя
Сведения о наличии общедомовых приборов учёта тепловой энергии для
многоквартирных жилых домов (МЖД) представлены в таблице 3.9.
Таблица 3.9 – Сведения о наличии общедомовых приборов учёта тепловой энергии для МЖД
Зона теплоснабжения
п. Томинский
Общее
количество
МЖД, шт.
16
Количество МЖД,
оснащённых ПУ тепла,
шт.
0
Степень
оснащённости ПУ
тепла, %
0
Из таблицы видно, что в МЖД отсутствуют приборы учёта тепловой энергии.
31
Бюджетные учреждения (учебные заведения, детские сады и больницы) на
территории п. Томинский не оснащены ПУ тепловой энергии, что не соответствует
требованиям ФЗ №261.
Коммерческий учёт тепловой энергии, отпущенной в тепловые сети, отсутствует.
Осуществляется
технический
учет
выработанной
тепловой
энергии
с
помощью
тепловычислителя Multidata, установленного в котельной (см. п. 2.8 данной Главы).
3.18.
Анализ
работы
диспетчерских
служб
теплоснабжающих
(теплосетевых)
организаций и используемых средств автоматизации, телемеханизации и связи
Режим работы тепловых сетей и взаимодействие с источником ведет дежурно диспетчерская служба и руководство ООО «Здоровый дух» сельского поселения.
Взаимодействие операторов котельных с диспетчерской службой организовано посредством
телефонной связи. Контроль работы газовой котельной и тепловых сетей осуществляет
дежурная бригада. Средства автоматизации системы диспетчерского контроля отсутствуют.
3.19. Уровень автоматизации и обслуживания центральных тепловых пунктов,
насосных станций
Системы централизованного теплоснабжения Томинского сельского поселения
функционируют без повысительных и понизительных насосных станций. Районные и
групповые тепловые пункты (ЦТП) в системах теплоснабжения не используются.
3.20. Сведения о наличии защиты тепловых сетей от превышения давления
Регулирующая аппаратура для защиты тепловых сетей от превышения давления
установлена в газовой котельной. В шкафу управления собрана схема управления насосами
для обеспечения оптимального давления в тепловой сети. Насосы подпитки включаются в
работу при падении давления в соответствующих контурах по сигналу реле минимального
давления FF4-4 и датчика давления 3051S_TA. Контроль максимального давления воды
осуществляется на выходе из котлов с помощью ограничителя верхнего уровня давления
DSH146F001 путем автоматического отключения питания котловых модулей КМ2 и,
следовательно, самих котлов. Также включается световая сигнализация на щите
автоматизации и звуковая сигнализация на входе в операторную.
32
3.21. Перечень выявленных бесхозяйных тепловых сетей
Бесхозяйных тепловых сетей на территории Томинского сельского поселения не
выявлено. Ответственной организацией за эксплуатацию тепловых сетей является ООО
«Здоровый дух».
33
Часть 4. Зоны действия источников тепловой энергии
Зона действия источника тепловой энергии соответствует зоне действия системы
централизованного теплоснабжения п. Томинский, описанной в п. 1.1 данной Главы.
Зона действия газовой котельной п. Томинский распространяется на центральную
часть поселка. Зона действия источника ограничена ул. Молодежная, ул. Пионерская, ул.
Мира, ул. Новоселов и составляет ≈ 0,25 км2.
Часть 5. Тепловые нагрузки потребителей тепловой энергии,
групп
потребителей
тепловой
энергии
в
зонах
действия
источников тепловой энергии
5.1. Значение потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального
деления при расчетных температурах наружного воздуха
Томинское сельское поселение расположено в I климатической зоне Челябинской
области, для которой расчётные температуры по СНиП 23-01 и СНиП 23-02 следующие:
 расчётная температура воздуха в холодный период года tНРО = -34 °С;
 средняя температура воздуха за отопительный период tСРП = -6,5 °С;
 продолжительность отопительного периода N = 218 суток = 5232 часов.
Расчётная внутренняя температура воздуха (усреднённая)
для административных
и общественных зданий принимается равной 18 °С.
Расчётная внутренняя температура воздуха (усреднённая) для жилых зданий
принимается равной 20 °С.
Максимальная часовая тепловая нагрузка на отопление здания определяется по
формуле:
где α = 0,96 – поправочный коэффициент для здания, находящегося в I климатической
зоне
Челябинской
области
с
расчетной
температурой
проектирования отопления tнро = -34 оС;
, м3 – наружный строительный объём здания;
34
наружного
воздуха
для
qо, ккал/м3·ч·оС – удельная отопительная характеристика здания;
, оС – проектная расчетная внутренняя температура для здания;
β – поправочный коэффициент, учитывающий расход теплоты на подогрев
инфильтрационного воздуха;
g = 9,8 м/с2 – ускорение свободного падения;
L= 3 м – свободная высота здания;
= 4,5 м/с – расчётная для Челябинской области скорость ветра в отопительный
период.
Результаты расчетов максимальных тепловых нагрузок потребителей п. Томинский
представлены в таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Результаты расчетов максимальных тепловых нагрузок потребителей п.
Томинский
№
п/п
Адрес
потребителя
Расчетные
тепловые
нагрузки
потребителей
на отопление,
Гкал/ч
Данные для расчетов
Tвнутр,
о
С
Уд.
отопит.
хар-ка,
ккал/м3·
ч·оС
КИ
Общая
площадь
, м2
Этажность
Высота,
м
Объем,
м3
Жилые дома
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
ул. Новоселов, 2
ул. Новоселов, 4
ул. Новоселов, 6
ул. Новоселов, 8
ул. Новоселов, 9
ул. Новоселов, 11
ул. Мира, 2
ул. Мира, 4
ул. Мира, 6
ул. Мира, 12
ул. Мира, 14
ул. Молодежная, 4
ул. Молодежная, 6
ул. Школьная, 9
ул. Школьная, 11
ул. Школьная, 16
ул. Мира, 8
ул. Мира, 10
ул. Молодежная,
15
0,055
0,055
0,049
0,054
0,008
0,015
0,051
0,063
0,065
0,058
0,061
0,071
0,074
0,064
0,064
0,021
0,006
0,008
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
20
0,53
0,53
0,55
0,53
0,82
0,74
0,53
0,52
0,52
0,53
0,52
0,52
0,52
0,52
0,52
0,54
0,82
0,82
0,065
0,065
0,065
0,065
0,065
0,065
0,065
0,065
0,065
0,065
0,065
0,073
0,073
0,065
0,065
0,065
0,056
0,065
624,1
625,9
534,1
620,8
59,2
121,9
584,4
730,3
749,9
658,6
707,6
812,7
857,4
738,6
742,3
233,4
44,3
58,3
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
3
3
2
2
2
1
2
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
9
9
6
6
6
3
6
1872,3
1877,7
1602,3
1862,4
177,6
365,7
1753,2
2190,9
2249,7
1975,8
2122,8
2438,1
2572,2
2215,8
2226,9
700,2
132,9
174,9
0,006
20
0,82 0,056
41
1
3
123
123,95
Общественные здания
1
2
МКУК "МЦБС", ул.
Мира, 10а
МБОУ ДОД ДШИ,
ул. Мира, 10а
0,005
18
0,71 0,055
41,3
1
3
0,035
18
0,39 0,064
35
557,2
1
6 1671,46
3
4
5
6
7
МДОУ детский сад
№6, ул. Мира, 12а
МОУ Томинская
СОШ, ул. Мира, 10
МПРО Природа
храма, ул.
Школьная, 3
Администрация
ТСП, ул.
Школьная, 3
Магазин
ИТОГО
0,084
20
0,38 0,065
1342,0
2
6
4026
0,221
18
0,33 0,072
4166,7
3
9
12500
0,01
18
0,63 0,064
103,8
2
6
311,4
0,012
0,027
1,242
18
15
0,43 0,064
0,38 0,055
169,2
479,7
16404,6
2
1
6
3
507,5
1439,1
49213,8
Значения расчётных тепловых нагрузок, соответствующие величине потребления
тепловой энергии при расчетных температурах наружного воздуха в расчетных элементах
территориального деления за 2014 год, представлены в таблице 5.2.
Таблица 5.2 – Значения расчётных тепловых нагрузок при расчётных температурах
наружного воздуха
Максимальная расчётная часовая тепловая нагрузка, Гкал/ч
Расчетный элемент
МЖД п. Томинский
Общественные здания п.
Томинский
Частный сектор п.
Томинский
Итого для газовой
котельной
Отопление
Технология
Тепловые
потери
Итого
0,828
-
0,221
1,049
0,394
-
0,106
0,5
0,02
-
0,005
0,025
1,242
-
0,332
1,574
Распределение тепловых мощностей на источнике п. Томинский между различными
потребителями представлено на рисунке 5.1.
36
Рисунок 5.1 – Распределение тепловых нагрузок на источнике по потребителям
На рисунке 5.1 видно, что основной нагрузкой для газовой котельной п. Томинский
является нагрузка на отопление многоквартирных жилых домов п. Томинский, которая
составляет 66,65 % от общей присоединённой нагрузки, тепловая мощность на
общественные здания составляет 31,77 %, на частные дома – 1,58 %.
Распределение тепловых мощностей на источнике п. Томинский между различными
видами нагрузок представлено на рисунке 5.2.
Рисунок 5.2 – Распределение тепловых нагрузок на источнике по видам нагрузок
37
На рисунке 5.2 видно, что доля расчетных тепловых потерь п. Томинский составляет
21 % от общей присоединённой нагрузки.
5.2. Случаи (условия) применения отопления жилых помещений в многоквартирных
домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии
Не выявлены случаи применения индивидуальных квартирных источников тепловой
энергии для отопления жилых помещений в многоквартирных домах.
5.3. Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах территориального
деления за отопительный период и за год в целом
Годовой расход тепловой энергии на отопление зданий (за отопительный период)
определяется по следующей формуле:
где
, Гкал/ч – максимальная часовая нагрузка на отопление;
n, ч/год – число часов работы системы отопления в год (продолжительность
отопительного периода);
k – коэффициент пересчёта на среднюю температуру периода.
Коэффициент пересчёта на среднюю температуру периода рассчитывается по
формуле:
Значения потребления тепловой энергии в расчётных элементах территориального
деления за отопительный период и за 2014 год в целом представлены в таблице 5.3.
Таблица 5.3 – Значения потребления тепловой энергии в расчетных элементах
территориального деления за отопительный период и за год в целом
Расчетный элемент
МЖД п. Томинский
Общественные здания п.
Томинский
Частный сектор п.
Томинский
Расчётная годовая тепловая нагрузка, Гкал/год
Тепловые
Отопление Технология
Итого
потери
2125,936
1160,997
3286,933
1002,497
-
547,475
1549,972
51,35
-
28,043
79,393
38
Итого для газовой
котельной
-
3179,783
1736,514
4916,297
Расчет нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии был
выполнен ООО «Здоровый дух» в соответствии с:
 «Инструкцией по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию
нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии», утвержденной
приказом Минэнерго России от 30 декабря 2008 года № 325;
 информационным письмом от 28 декабря 2009 года «О повышении качества
подготовки расчетов и обоснования нормативов технологических потерь при
передаче тепловой энергии».
Результаты расчёта тепловых потерь в сетях приведены в п. 3.14 Части 3
Обосновывающих материалов.
Распределение потребления тепловой энергии на источнике п. Томинский между
различными видами нагрузок представлено на рисунке 5.3.
Рисунок 5.3 – Распределение потребления тепловой энергии на источнике по видам нагрузок
На рисунке 5.3 видно, что основной нагрузкой для газовой котельной п. Томинский
является нагрузка на отопление, которая составляет % от общей присоединённой нагрузки.
Распределение потребления тепловой энергии по потребителям за 2014 год
представлено на рисунке 5.4.
39
Рисунок 5.4 – Распределение потребления тепловой энергии на источнике по видам
потребителей п. Томинский
5.4. Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах наружного
воздуха в зонах действия источника тепловой энергии
Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах наружного
воздуха в зонах действия источника тепловой энергии за 2014 год представлены в таблице
5.3.
Таблица 5.3 – Значения потребления тепловой энергии при расчетных температурах
наружного воздуха в зонах действия источника тепловой энергии
Наименование
источников
тепловой
энергии
Газовая
котельная п.
Томинский
Максимальная расчётная часовая
тепловая нагрузка, Гкал/ч
Тепловые
Отопление
Итого
потери
1,242
0,332
1,574
40
Расчетная годовая тепловая нагрузка,
тыс. Гкал/год
Тепловые
Отопление
Итого
потери
3179,783
1736,514
4916,297
5.5. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на
отопление и горячее водоснабжение
Физические и юридические лица за потребленную тепловую энергию и горячую воду
рассчитываются в соответствии с утверждёнными нормами ЕТО и тарифами для населения
по Сосновскому муниципальному району Челябинской области. Нормативы потребления
тепловой энергии на отопление представлены на рисунке 5.5.
41
Рисунок 5.5 – Нормативы потребления тепловой энергии на отопление
42
Часть 6. Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах
действия источников тепловой энергии
6.1. Описание балансов установленной, располагаемой тепловой мощности и тепловой
мощности нетто, потерь тепловой мощности в тепловых сетях и присоединенной
тепловой нагрузки по каждому источнику тепловой энергии
Баланс тепловых мощностей и их потерь в тепловых сетях по каждому источнику
тепловой энергии представлен в таблице 6.1.
Таблица 6.1 – Баланс тепловых мощностей и их потерь в тепловых сетях по каждому
источнику тепловой энергии
Источник
Установленная
тепловая
мощность,
Гкал/ч
Располагаемая
тепловая
мощность,
Гкал/ч
Тепловая
мощность
нетто,
Гкал/ч
Потери
тепловой
мощности в
тепловых сетях,
Гкал/ч
Присоединённая
тепловая
мощность,
Гкал/ч
Газовая
котельная п.
Томинский
2,5
2,414
2,406
0,332
1,242
Баланс тепловой энергии от газовой котельной с учётом тепловых потерь представлен
на рисунке 6.1.
43
Рисунок 6.1 – Баланс тепловой энергии от газовой котельной в 2014 году
6.2. Описание резервов и дефицитов тепловой мощности нетто по каждому источнику
тепловой энергии и выводам тепловой мощности от источников тепловой энергии
Дефицитов тепловой мощности источников тепловой энергии не выявлено, газовая
котельная имеют определенный запас по мощности, что отражено в таблице 6.2.
Таблица 6.2 – Резерв тепловой мощности нетто по каждому источнику тепловой энергии
Наименование источника
Газовая котельная п. Томинский
Резерв тепловой мощности нетто, Гкал/ч
0,832
Таким образом, резерв тепловой мощности нетто по источнику тепловой энергии п.
Томинский
составляет
0,832
Гкал/ч.
Данного
резерва
будет
достаточно
для
функционирования системы теплоснабжения с учётом перспективного увеличения тепловой
нагрузки с 2015 до 2029 г без учета 87% резервирования.
44
6.3. Описание гидравлических режимов, обеспечивающих передачу тепловой энергии
от источника тепловой энергии до самого удаленного потребителя и характеризующих
существующие возможности (резервы и дефициты по пропускной способности)
передачи тепловой энергии от источника к потребителю
Гидравлический конструкторский расчёт участков тепловой сети представлен в
Приложении 3. Расчёт выполнен по методике, описанной в справочнике проектировщика
«Проектирование тепловых сетей», Николаев А.А.
По результатам гидравлического расчёта потери давления на участках тепловой сети
значительно ниже нормативных, увеличения диаметра трубопроводов не требуется.
Рекомендуемые диаметры трубопроводов приведён в Приложении 3.
Для определения максимальных потерь давления в системе, выбирается расчётная
магистраль,
являющаяся
линией
соединяющей
котельную
с
наиболее
удалённым
потребителем.
Рассчитанные потери давления в расчётной магистрали (от источника тепловой
энергии до самого удаленного потребителя- ул. Мира, 14) составляют 1,6 м. вод. ст.,
суммарные тепловые потери в подающем трубопроводе равны 3,3 м. вод. ст.
Анализ расчетных и фактических режимов работы газовой котельной представлен в
таблице 6.3.
Таблица 6.3 – Результаты анализа расчетных и фактических режимов тепловых сетей
Фактическое давление
на выходе из
источника,м.вод.ст
на подающем
трубопроводе
на
обратном
трубопроводе
Фактический
напор
сетевого
насоса,
м.вод.ст
Располагаемый
напор в
сети по
результатам
расчета,
м.вод.ст
Разница
между
фактическим и
располагаемым
напорами,
м.вод.ст
Выводы и рекомендации
Имеется резерв пропускной способности,
т.к. диаметры некоторых участков сети
38
28
10
6,6
+3,4
завышены. Рекомендуется установить
регуляторы давления у последних
абонентов или при ремонтах заменить
диаметры труб на меньший.
Примечание: + избыток фактического напора; - недостаток фактического напора
Из таблицы 6.3 видно, что в системе теплоснабжения п. Томинский обеспечивается
достаточный напор для подключения наиболее удаленных абонентов по принятой схеме
(зависима без смешения). Резерв располагаемого напора составляет 3,4 м.вод.ст. Результаты
анализа гидравлический режимов:
45
1. Сетевые насосы имею резерв рабочего давления относительно расчетных потерь
давления в сети. Запас вызван тем, что удельные потери давления большинства
участков сети значительно ниже нормативных, что говорит о экономически
нецелесообразном
завышении
диаметров
трубопроводов
и
существовании
определенного резерва пропускной способности.
2. Давление в обратной магистрали во всех системах безопасно для эксплуатации
наименее прочных отопительных приборов – чугунных радиаторов;
3. Давление в обратной магистрали во всех системах не создает опасности опорожнения
приборов верхних этажей;
4. Давление в обратной магистрали во всех системах достаточно для исключения
кавитации насосов;
5. Давление в подающей магистрали во всех системах не опасно для эксплуатации
трубопроводов и оборудования на источниках.
6.4. Описание причин возникновения дефицитов тепловой мощности и последствия
влияния дефицитов на качество теплоснабжения
Дефицита
тепловой
мощности
нетто
источников
тепловой
энергии
нет,
соответственно влияния на качество теплоснабжения нет.
Однако расчетный резерв тепловой мощности складывается из:
1. Ремонтного резерва,
предназначенного для
возмещения тепловой
мощности
выводимого в плановый (средний, текущий и капитальный) ремонт оборудования
источников тепла;
2. Оперативного резерва, необходимого для компенсации аварийного снижения
тепловой мощности вследствие отказов теплового оборудования источников;
3. Стратегического резерва, предназначенного для компенсации нарушений баланса
мощности из-за непредвиденных отклонений его составляющих от прогноза прироста
тепловой нагрузки с учетом инерционности энергетического строительства;
4. Расчетный резерв определяется исходя из схемы связности тепловых сетей,
определяющих зоны действия отдельных источников тепла.
Расчет резерва для обеспечения надежности представлен в Главе 9 Обосновывающих
материалов.
46
6.5. Описание резервов тепловой мощности нетто источников тепловой энергии и
возможностей расширения технологических зон действия источников с резервами
тепловой мощности нетто в зоны действия с дефицитом тепловой мощности
В настоящее время наблюдается резерв тепловой мощности нетто. Однако
возможности расширения технологических зон действия источника нет, т.к. не будет
выполняеться нормативный уровень резервирования, который в соответствии с СП
89.13330.2012 должен обеспечить 87%-ное резервирование (при Tнар=-30оС) от расчетной
нагрузки систем отопления всех потребителей второй и третье категории. Подробный расчет
уровня резервирования представлен в Главе 9 Обосновывающих материалов.
47
Часть 7. Балансы теплоносителя
7.1. Утвержденный баланс производительности водоподготовительных установок
теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в
теплоиспользующих установках потребителей в перспективных зонах действия систем
теплоснабжения и источников тепловой энергии, в том числе работающих на единую
тепловую сеть
Все тепловые сети п. Томинский – водяные, закрытые. Источником воды для
тепловых сетей является вода, поставляемая из существующего водопровода п. Томинский.
Согласно СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» качество исходной воды для систем
теплоснабжения должно отвечать требованиям СанПиН 2.1.4.1074 и правилам технической
эксплуатации электрических станций и сетей Минэнерго России.
Подготовка воды для тепловых сетей и потребителей включает в себя процесс
умягчения на установке WINNI-mat VFB 50 со встроенным устройством дезинфекции.
Баланс производительности водоподготовительных установок (ВПУ) теплоносителя
для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в теплоиспользующих
установках потребителей в зонах действия источников тепловой энергии за 2014 год
представлен в таблице 7.1.
Таблица
7.1
–
Баланс
производительности
водоподготовительных
установок
теплоносителя для тепловых сетей за 2014 год
Источник
Газовая
котельная
Установленная
Располагаемая
Фактическая
производительность производительность производительность
ВПУ, м3/ч
ВПУ, м3/ч
ВПУ, м3/ч
2
2
1
Резерв (+) или
дефицит (-),
т/ч
+1
Как видно из таблицы 7.1 дефицита в хим. водоподготовке не выявлено,
существующего резерва достаточно для перспективного баланса производительности
водоподготовительных установок.
48
7.2. Утвержденный баланс производительности водоподготовительных установок
теплоносителя для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в
аварийных режимах систем теплоснабжения
Баланс производительности водоподготовительных установок (ВПУ) теплоносителя
для тепловых сетей и максимального потребления теплоносителя в аварийных режимах не
утверждён.
Часть 8. Топливные балансы источников тепловой энергии и
система обеспечения топливом
8.1. Описание видов и количества используемого основного топлива для каждого
источника тепловой энергии
Основным видом используемого топлива для котельной является природный газ.
Для каждого котлоагрегата утверждена собственная режимная карта при сжигании
природного газа, которые приведены в Приложении 2.
Количество используемого природного газа в 2014 году для газовой котельной
представлено в таблице 8.1.
Таблица 8.1 – Количество используемого природного газа и условного топлива в 2014 году
для газовой котельной
Наименование источника
Газовая котельная
Расход природного газа,
тыс. м3
678,163
Расход условного топлива,
тыс. усл. т.
782,6
Динамика потребления котельно-печного топлива источниками тепловой энергии в
период с 2008 по 2012 год представлена в таблице 8.2 и на рисунке 8.1.
Таблица 8.2 – Динамика потребления котельно-печного топлива
Наименование
источника
Вид топлива
Газовая котельная
Природный газ
Ед.
измерения
тыс. м3
тыс. тут
49
Расход котельно-печного топлива
2010
2011
2012
2013
2014
753,31 703,172 683,357 608,563 678,163
869,32 811,46 788,594 702,282 782,6
Рисунок 8.1 – Динамика потребления котельно-печного топлива
Увеличение или снижение объемов потребления природного газа связано с
фактической продолжительностью отопительного периода и с температурой наружного
воздуха в отопительный период.
8.2. Описание видов резервного и аварийного топлива и возможности их обеспечения в
соответствии с нормативными требованиями
Резервное и аварийное топливо в газовой котельной не используется. Таким образом,
источники не обеспечиваются резервным топливом в соответствии с нормативными
требованиями.
8.3. Описание особенностей характеристики топлив в зависимости от мест поставки
Основные характеристики топлива (основного и резервного), поставляемого на
источники тепла, представлены в таблице 8.3.
Таблица 8.3 – Основные характеристики топлива, поставляемого на источник тепла
Наименование
источника
Газовая
котельная
Вид топлива
Показатель
Значение
Природный
газ
Низшая теплота сгорания топлива Qнр
Плотность топлива P
7972
0,6872
50
Размерность
ккал/нм3
кг/м3
8.4. Анализ поставки топлива в периоды расчетных температур наружного воздуха
Томинское сельское поселение расположено в I климатической зоне Челябинской
области, для которой расчётная температура воздуха в холодный период года t НРО = -34 °С.
Периоды с температурами наружного воздуха близкими к расчетным наблюдаются в декабре
и январе.
Максимальная тепловая нагрузка на газовую котельную п. Томинский составляет
1,574 Гкал/ч тепловой энергии.
Анализ поставки природного газа в январе и феврале 2014 года представлен в таблице
8.4.
Таблица 8.4 – Анализ поставки природного газа
Параметр
Расчетный расход
тепловой энергии
Общее потребление
природного газа
Среднесуточное
потребление природного
газа
Размерность
Гкал
2012 год
декабрь январь
914
826
тыс. куб. м. 135,344 133,529
тыс. куб. м.
4,37
4,31
Газовая котельная
2013 год
2014 год
декабрь
январь
декабрь январь
668,66
664,71
704,52
660,25
100,000 124,838 111,726 101,597
3,23
4,03
3,60
3,28
Ограничений поставок топлива в период расчётных температур наружного воздуха не
выявлено.
51
Часть 9. Надёжность теплоснабжения
9.1. Описание показателей, определяемых в соответствии с методическими указаниями
по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг
для организаций, осуществляющих деятельность по производству и (или) передаче
тепловой энергии
Под надежностью системы теплоснабжения понимают способность проектируемых и
действующих источников тепловой энергии, тепловых сетей и в целом системы
централизованного теплоснабжения обеспечивать в течение заданного времени требуемые
режимы, параметры и качество теплоснабжения.
Системы теплоснабжения п. Томинский были запроектированы и построены в
соответствии с действовавшими на период проектирования нормативно-техническими
документами (НТД), в том числе: СНиП 11-35-76, СНиП11-Г.10-62, СНиП 11-36-73, СНиП
2.04-86, ВНТП-81 и др.
В соответствии с данными НТД котельная запроектирована и построена как котельная
второй категории по надежности отпуска тепловой энергии, т.е. она не может гарантировать
бесперебойную подачу тепловой энергии потребителям первой категории. При выходе из
строя одного котла количество тепловой энергии, отпускаемой потребителям второй
категории, не нормировалось, и принято равным 50% от общей располагаемой мощности
котлов, отпускающих нагрузку для систем отопления и вентиляции. Тепловые сети, согласно
требованиям СНиП 11-Г.10-62, введенным в действие с 01.01.1964, проектировались, без
резервных связей.
В соответствии с приказом Министерства регионального развития РФ «Об
утверждении Методических
указаний по расчету уровня надёжности и качества
поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих деятельность
по производству и (или) передаче тепловой энергии» к показателям уровня надежности
относятся следующие:
1) показатели, определяемые числом нарушений в подаче тепловой энергии;
2) показатели, определяемые приведенной продолжительностью прекращений подачи
тепловой энергии;
3) показатели, определяемые приведенным объемом неотпуска тепла в результате
нарушений в подаче тепловой энергии;
52
4) показатели, определяемые средневзвешенной величиной отклонений температуры
теплоносителя,
соответствующие
отклонениям
параметров
теплоносителя
в
результате нарушений в подаче тепловой энергии.
Для дифференциации по видам нарушений в подаче тепловой энергии при
определении характеристик для показателей уровня надежности используется коэффициент
вида нарушения в подаче тепловой энергии (Кв):
 внезапное нарушение в подаче тепловой энергии из-за несоблюдения регулируемой
организацией
регламентов
теплофикационного
и
(или)
эксплуатации
объектов
теплосетевого
хозяйства,
и
оборудования
происходящее
без
предварительного уведомления в установленном порядке потребителя товаров и услуг
и приводящее к прекращению подачи тепловой энергии на срок более 8 часов в
отопительный сезон или более 24 часов в межотопительный период в силу
организационных
или
технологических
причин,
вызванных
действиями
(бездействием) данной регулируемой организации, что подтверждается Актом
расследования по форме, утверждённой федеральным органом исполнительной
власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной
политики и нормативно-правовому регулированию в сфере топливно-энергетического
комплекса, в том числе по вопросам теплоэнергетики, либо оформленным в порядке,
предусмотренном договором теплоснабжения, Актом о фактах и причинах нарушения
договорных обязательств по качеству услуг теплоснабжения и режиму отпуска
тепловой
энергии,
Актом
о
непредоставлении
коммунальных
услуг
или
предоставлении коммунальных услуг ненадлежащего качества либо другими,
предусмотренными договорными отношениями между регулируемой организацией и
соответствующим потребителем товаров и услуг Актами, – Кв = 1,0;
 внезапное прекращение подачи тепловой энергии на срок не более 8 часов в
отопительный сезон или не более 24 часов в межотопительный период или иное
нарушение в подаче тепловой энергии с предварительным уведомлением потребителя
товаров и услуг в срок, не меньший установленного, в том числе условиями договора
теплоснабжения либо другими договорными отношениями между регулируемой
организацией и соответствующим потребителем товаров и услуг, вызванное
проведением на оборудовании данной регулируемой организации не относимых к
плановым
ремонтам
и
профилактике
технологических нарушений, – Кв = 0,5.
53
работ
по
предотвращению
развития
Для периода 2009-2012 гг. при расчете значений показателей надежности
используется значение Кв=1,0 независимо от вида нарушения. Расчет фактических значений
Кв первоначально осуществляется по результатам 2013 года.
Описание показателей, определяемых в соответствии с методическими указаниями по
расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров, оказываемых услуг
представлено в таблице 9.1.
Таблица 9.1 – Описание показателей уровня надёжности
Наименование показателя
Описание
Показатель,
определяемый Определяется числом нарушений в подаче тепловой энергии за
числом нарушений в подаче отопительный период в расчете на единицу объема тепловой
тепловой
энергии
за мощности и длины тепловой сети регулируемой организации,
отопительный период, Рч
исчисляется по формуле:
где Мо – число нарушений в подаче тепловой энергии по договорам с
потребителями товаров и услуг в течение отопительного сезона
расчетного
периода
регулирования
согласно
данным,
подготовленным регулируемой организацией;
L – произведение суммарной тепловой нагрузки по всем
договорам с потребителями товаров и услуг данной организации (в
Гкал – в отсутствие нагрузки принимается равной 1) и суммарной
протяженности линий тепловой сети (в км – в отсутствие тепловой
сети принимается равной 1) данной регулируемой организации.
Показатель,
определяемый Рассчитывается, начиная с 2012 года. Для расчета его значений
числом нарушений в подаче рассматриваются лишь нарушения, не затрагивающие отопительный
тепловой
энергии
в сезон.
межотопительный период, Рчм
Показатель,
определяемый Рассчитывается, начиная с 2012 года. Исчисляется по формуле:
приведенной
продолжительностью
прекращений
подачи
тепловой
энергии
в
отопительный период, РП
где Тjпр – продолжительность j-ого прекращения подачи тепловой
энергии за отопительный сезон в течение расчетного периода
регулирования (в часах);
МПО – общее число прекращений подачи тепловой энергии за
отопительный
сезон
согласно
данным,
подготовленным
регулируемой организацией.
Продолжительность j-ого прекращения подачи тепловой энергии в
отопительный период в расчетном периоде регулирования (Тjпр)
54
определяется по формуле:
где
– продолжительность (с учетом коэффициентов Кв вида
нарушений с 2013 года) для i-ого договора с потребителями товаров
и услуг j-ого прекращения подачи тепловой энергии в отопительном
сезоне расчетного периода регулирования у данной регулируемой
организации.
Показатель,
определяемый
приведенной
продолжительностью
прекращений
подачи
тепловой
энергии
в
межотопительный
период,
РПМ
Показатель,
определяемый
приведенной
продолжительностью
прекращений
подачи
тепловой
энергии
для
потребителей товаров и услуг
1-й категории, РП(1)
Рассчитывается, начиная с 2013 года. Для расчета его значений
рассматриваются лишь нарушения, не затрагивающие отопительный
сезон.
Рассчитывается, начиная с 2013 года. Для его расчета
продолжительность
j-ого
прекращения
определяется
как
максимальная
из
продолжительностей
прекращений,
зафиксированных у потребителей товаров и услуг только в
отношении потребителей тепловой энергии, имеющих 1-ую
категорию надежности.
Показатель,
определяемый Рассчитывается, начиная с 2012 года. Исчисляется по формуле:
приведенным
объемом
неотпуска тепла в результате
нарушений в подаче тепловой
энергии
в
отопительный
период, РО
где
– объем недоотпущенной/ недопоставленной тепловой
энергии при j-м нарушении в подаче тепловой энергии за
отопительный сезон расчетного периода регулирования (в Гкал);
L – произведение суммарной тепловой нагрузки по всем
договорам с потребителями товаров и услуг данной организации (в
Гкал – в отсутствие нагрузки принимается равной 1) и суммарной
протяженности линий тепловой сети (в км – в отсутствие тепловой
сети принимается равной 1) данной регулируемой организации.
Объем недоотпущенной и (или) недопоставленной тепловой
энергии ( ) определяется на основании данных, подготовленных
регулируемой организацией, по формуле:
где N – число договоров с потребителями товаров и услуг данной
регулируемой организации;
Qij – объем недоотпущенной или недопоставленной тепловой
энергии при j-ом нарушении в подаче тепловой энергии по i-ому
договору с потребителями товаров и услуг, зафиксированный
надлежаще оформленным Актом или рассчитанный на основе
55
показаний приборов учета тепловой энергии за аналогичный период
(без нарушений в ее подаче) с корректировкой на изменения
температуры наружного воздуха. При отсутствии приборов учета
тепловой энергии или непредставлении их показаний потребителем
товаров и услуг регулируемая организация применяет расчетный
способ в соответствии с законодательством или договором с
потребителями товаров и услуг, но без применения повышающих
коэффициентов к нормативу потребления коммунальных услуг.
Показатель,
определяемый Рассчитывается, начиная с 2013 года. Для его расчета
приведенным
объемом рассматриваются лишь соответствующие нарушения в расчетном
неотпуска тепла в результате периоде регулирования.
нарушений в подаче тепловой
энергии в межотопительный
период, РОМ
Показатель,
определяемый Вычисляется, начиная с 2013 года. Рассчитывается по формуле:
средневзвешенной величиной
отклонений
температуры
воды
в
подающем
трубопроводе в отопительный
период, RB
где
– среднее за отопительный сезон расчетного периода
регулирования зафиксированное по i-ому договору с потребителем
товаров и услуг значение отклонения среднечасовой величины
отнесенного на данную регулируемую организацию надлежаще
оформленными Актами отклонения температуры воды в подающем
трубопроводе над договорным значением отклонения (для
отклонений как вверх, так и вниз);
– число договоров с потребителями товаров и услуг данной
регулируемой организации, для которых теплоносителем является
вода;
– присоединенная тепловая нагрузка по i-ому договору в
части, где теплоносителем является вода, Гкал/час.
определяется на основании данных, подготовленных
регулируемой организацией, по формуле:
где
– число нарушений в подаче тепловой энергии, вызванных
отклонениями температуры воды в подающем трубопроводе (без
прекращения ее подачи), по i-ому договору с потребителями товаров
и услуг в течение отопительного сезона расчетного периода
регулирования согласно данным, подготовленным регулируемой,
шт.;
– сумма по всем часам j-ого нарушения в подаче тепловой
энергии в отопительный сезон положительных частей разностей
56
между среднечасовой величиной зафиксированного в течение этого
часа отклонения температуры воды в подающем трубопроводе и
договорным значением отклонения, в градусах Цельсия;
hо - общее число часов в отопительном сезоне расчетного периода
регулирования.
Показатель,
определяемый
средневзвешенной величиной
отклонений
температуры
воды
в
подающем
трубопроводе
в
межотопительный
период,
RBM
Показатель,
определяемый
средневзвешенной величиной
отклонений температуры пара
в подающем трубопроводе в
расчётный период, RП
Вычисляется, начиная с 2013 года. Для расчета рассматриваются
лишь соответствующие нарушения, потребители товаров и услуг и
их присоединенная тепловая нагрузка по воде.
Вычисляется, начиная с 2013 года. Для расчета рассматриваются
лишь соответствующие нарушения, потребители товаров и услуг и
их присоединенная тепловая нагрузка по пару.
В соответствии с приказом Министерства регионального развития РФ «Об
утверждении Методических
указаний по расчету уровня надёжности и качества
поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих деятельность
по производству и (или) передаче тепловой энергии» к показателям уровня качества
относятся следующие:
1) показатели, характеризующие уровень качества оказания услуг по подключению, т.е.
степень выполнения требований потребителей товаров и услуг по подключению
строящихся, реконструируемых или построенных, но не подключенных объектов
капитального строительства к тепловым сетям или к коллекторам теплоисточников,
относящихся к данной организации, а также строящихся (реконструируемых)
объектов
теплосетевого
хозяйства
и
строящихся
(реконструируемых)
теплоисточников к тепловым сетям (объектам) соответствующей регулируемой
организации, в том числе в части выдачи технических условий на подключение,
наличия (отсутствия) технической возможности подключения;
2) показатель клиентоориентированности, характеризующий степень выполнения
требований потребителей товаров и услуг по аспектам взаимодействия в процессе
производства и (или) оказания услуг по передаче тепловой энергии и (или)
осуществлению подключения регулируемой организацией, в т.ч. результативность
обратной связи с потребителями товаров и услуг, позволяющей в установленные
сроки рассматривать и принимать решения по обращениям потребителей товаров и
услуг.
57
Описание показателей, определяемых в соответствии с методическими указаниями по
расчёту уровня качества поставляемых товаров, оказываемых услуг представлено в таблице
9.2.
Таблица 9.2 – Описание показателей уровня качества
Наименование показателя
Описание
Показатель
исполнения Определяется как отличие от 1 доли числа исполненных без
договоров на осуществление нарушений договоров в общем числе запланированных
подключения, ВЧ
подключений со сроком исполнения в течение расчетного периода
регулирования, вычисляется по формуле:
где
– число договоров о подключении, осуществление
подключения по которым запланировано в течение расчетного
периода регулирования, шт.;
– число таких договоров, обязательства по которым
исполнены без нарушения сроков, шт.
Показатель
средней Вычисляется, начиная с 2012 года. Рассчитывается по формуле:
продолжительности
рассмотрения заявлений на
подключение, ВП
где
–
продолжительность
рассмотрения
регулируемой
организацией k-ого заявления на подключение, поданного со сроком
рассмотрения в течение расчетного периода регулирования в
соответствии с действующими нормативными правовыми актами,
дн.;
– нормативная продолжительность рассмотрения
регулируемой организацией такого заявления (за исключением
увеличения продолжительности сроков рассмотрения заявлений,
вызванных повторной подачей заявителем несоответствующих
требованиям заявлений), дн.;
– число указанных заявлений, шт.
Показатель
клиентоориентированности,
Применяется начиная с 2013 года.
58
ВКЛ
Определяется исходя из степени соблюдения регулируемой
организацией требований нормативных правовых актов в отношении
потребителей товаров и услуг, а также оперативности реагирования
на обращения (жалобы) потребителей товаров и услуг, т.е.
эффективности взаимодействия с ними, и рассчитывается по
следующей формуле:
и
r
И РЕМ 
 max{t
i 1
факт
i откл
норм
-t iнорм
откл , 0}/ t i откл
r
,
где
– составляющая несоблюдения регулируемой организацией
установленных нормативными правовыми актами требований,
определяется как число нарушений установленных требований в
расчете на единицу объема тепловой мощности и длины тепловой
сети регулируемой организации;
–
составляющая
неэффективности
взаимодействия
с
потребителями товаров и услуг;
,
– относительные веса составляющих. Для
теплоисточников К1=0,6, К2=0,4; для теплосетевых организаций
К1=0,4, К2=0,6; для регулируемых организаций, распоряжающихся и
теплоисточниками и тепловыми сетями К1=0,5, К2=0,5;
–
число установленных вступившим в законную силу
решением суда нарушений регулируемой организацией требований
законодательства Российской Федерации, в том числе по фактам
дискриминации потребителей товаров и услуг по доступу к товарам
и услугам регулируемой организации, а также по порядку оказания
услуг, шт.;
L – произведение суммарной тепловой нагрузки по всем
договорам с потребителями товаров и услуг данной организации (в
Гкал – в отсутствие нагрузки принимается равной 1) и суммарной
протяженности линий тепловой сети (в км – в отсутствие тепловой
сети принимается равной 1) данной регулируемой организации.
–
коэффициент
оперативности
реагирования
на
обращения потребителей товаров и услуг, характеризующий
соблюдение сроков рассмотрения обращений (жалоб) потребителей
товаров и услуг и реагирования на обращения (жалобы), если
59
содержание обращения (жалобы) требует (в соответствии с
нормативными
правовыми
актами,
соглашениями
между
регулируемой организацией и потребителями товаров и услуг или
иными документами регулируемой организации) выполнения
регулируемой организацией мероприятий по отработке предмета
обращения (жалобы);
– коэффициент соблюдения объема и сроков ремонтных
работ, характеризующий соблюдение регулируемой организацией
объемов и сроков плановых работ по ремонту и техническому
обслуживанию оборудования ее объектов теплофикационного и
(или) теплосетевого хозяйства,
t iнорм
рассм
– установленный нормативными правовыми
актами, договорами между регулируемой организацией и
потребителями товаров и услуг, иными документами регулируемой
организации срок рассмотрения и ответа (письменного или устного)
потребителю товаров и услуг на обращение (жалобу), час;
t факт
i рассм
– фактическое время рассмотрения письменного
или устного обращения (жалобы) потребителя товаров и услуг с
момента регистрации в установленном порядке поступившего
обращения (жалобы) до момента ответа на обращение (жалобу),
зарегистрированного в установленном порядке, час;
t iнорм
устр
– установленный нормативными правовыми актами,
договорами между регулируемой организацией и потребителями
товаров и услуг, иными документами регулируемой организации,
техническими регламентами срок выполнения мероприятий,
необходимых для устранения причины обращения (жалобы), час;
t факт
i устр
– фактическое время, затраченное регулируемой
организацией, на выполнение мероприятий, необходимых для
устранения предмета обращения (жалобы) потребителя товаров и
услуг, если содержание жалобы (обращения) требует в соответствии
с нормативными правовыми актами, договорами между
регулируемой организацией и потребителями товаров и услуг,
иными документами регулируемой организации выполнения ею
мероприятий, необходимых для устранения причины обращения
(жалобы), час;
l – суммарное число обращений (жалоб) потребителей
товаров и услуг, поступивших в регулируемую организацию
(письменно или устно) в течение расчетного периода регулирования,
шт.;
m – суммарное число обращений (жалоб), требующих в
соответствии с нормативными правовыми актами, договорами
60
между регулируемой организацией и потребителями товаров и
услуг, иными документами регулируемой организации выполнения
ею мероприятий, необходимых для устранения причины обращения
(жалобы) в течение расчетного периода регулирования, шт.;
t iнорм
откл
– установленные нормативными правовыми
документами, техническими регламентами, правилами нормативные
сроки проведения ремонтных работ, работ по техническому
обслуживанию оборудования объектов теплофикационного и (или)
теплосетевого хозяйства регулируемой организации по видам работ
с отключением оборудования в течение расчетного периода
регулирования, час;
t факт
i откл
–
фактически
затраченное
регулируемой
организацией время на выполнение плановых работ по ремонту,
техническому
обслуживанию
оборудования
объектов
ее
теплофикационного и (или) теплосетевого хозяйства по видам работ
с отключением оборудования в течение расчетного периода
регулирования, час;
r – суммарное число ремонтных работ, работ по
техническому обслуживанию с отключением оборудования
регулируемой организации, осуществлявшихся в течение расчетного
периода регулирования, шт.
На основе анализа представленной информации была произведена оценка уровня
надежности и качества теплоснабжения осуществляемого ООО «Здоровый дух» в 2014 году.
Основные показатели приведены в таблице 9.3.
Таблица 9.3 – Значения показателей уровня надежности и качества ООО «Здоровый дух»
для за 2014 год
Наименование показателя
Значение
Показатель, определяемый числом нарушений в
подаче тепловой энергии за отопительный
период, Рч
0
Показатель, определяемый числом нарушений в
подаче тепловой энергии в межотопительный
период, Рчм
0
Показатель,
определяемый
приведенной
продолжительностью прекращений подачи
тепловой энергии в отопительный период, РП
0
Показатель,
определяемый
приведенной
продолжительностью прекращений подачи
0
Примечание
Нарушений в подаче
энергии не выявлено.
61
тепловой
Потребителей жилых домов и
производственных/
офисных
зданий, затронутых ограничениями
подачи тепловой энергии, не
зафиксировано.
тепловой энергии в межотопительный период,
РПМ
Показатель,
определяемый
приведенным
объемом неотпуска тепла в результате
нарушений в подаче тепловой энергии в
отопительный период, РО
0
Показатель,
определяемый
приведенным
объемом неотпуска тепла в результате
нарушений в подаче тепловой энергии в
межотопительный период, РОМ
0
Показатель, определяемый средневзвешенной
величиной отклонений температуры воды в
подающем трубопроводе в отопительный
период, RB
-
Показатель, определяемый средневзвешенной
величиной отклонений температуры воды в
подающем трубопроводе в межотопительный
период, RBM
-
Показатель
исполнения
договоров
осуществление подключения, ВЧ
0
Акты отклонения температуры воды
в подающем трубопроводе над
договорным значением не
предоставлены
на
Показатель
средней
продолжительности
рассмотрения заявлений на подключение, ВП
Все поступившие заявления на
подключение рассмотрены в срок
без нарушений.
-
Показатель клиентоориентированности, ВКЛ
Время фактического рассмотрения
жалоб и выполнения ремонтных
работ не превышает установленные
нормативные сроки.
0
Другим
вариантом
общей
оценки
надежности
систем
коммунального
теплоснабжения, могут использоваться частные и общие критерии, характеризующие
состояние электроснабжения, водоснабжения, топливоснабжения источников теплоты,
соответствие мощности теплоисточников и пропускной способности тепловых сетей
расчетным тепловым нагрузкам, техническое состояние и резервирование тепловых сетей.
Расчет указанных критериев выполнен, согласно методике [Кокорин «Эксплуатация
тепловых энергоустановок и тепловых сетей», М- 2004г.],
в
средних значениях для
Томинского сельского поселения.
Надежность
электроснабжения
источников
теплоты
(Kэ)
характеризуется
наличием или отсутствием резервного электропитания:
— при отсутствии резервного электропитания при мощности отопительной котельной
до 5,8 МВт (5,0 Гкал/ч)
Kэ = 0,8;
62
св. 5,8 до 23,3 МВт (5,0 до 20 Гкал/ч)
Kэ = 0,7;
св. 23,3 МВт (20 Гкал/ч)
Kэ = 0,6.
Средний для п. Томинский Kэ = 0,8.
Надежность водоснабжения источников теплоты (Kв) характеризуется наличием
или отсутствием резервного водоснабжения:
— при отсутствии резервного водоснабжения при мощности отопительной котельной
до 5,8 МВт (5 Гкал/ч)
Kв = 0,8;
св. 5,8 до 23,3 МВт (св. 5 до 20 Гкал/ч)
Kв = 0,7;
св. 23,3 МВт (ев 20 Гкал/ч)
Kв = 0,6.
Средний для п. Томинский Kв = 0,8.
Надежность топливоснабжения источников тепла (Kт) характеризуется наличием
или отсутствием резервного топливоснабжения:
— при отсутствии резервного топлива при мощности отопительной котельной
до 5,8 МВт (5,0 Гкал/ч)
Kт = 1,0;
св. 5,8 до 23,3 МВт (5,0 до 20 Гкал/ч)
Kт = 0,7;
св. 23,3 МВт (20 Гкал/ч)
Kт = 0,5.
Средний для п. Томинский Kт = 1,0.
Соответствие тепловой мощности источников теплоты и пропускной способности
тепловых сетей расчетным тепловым нагрузкам потребителей (Kб), т.е. размером дефицита.
Величина этого показателя определяется размером дефицита:
до 10%
Kб = 1,0;
св. 10 до 20%
Kб = 0,8;
св. 20 до 30 %
Kб = 0,6;
св. 30 %
Kб = 0,3;
Средний для п. Томинский Kб = 1,0.
Одним из важнейших направлений повышения надежности систем коммунального
теплоснабжения является резервирование источников теплоты и элементов тепловой сети
путем их кольцевания или устройства перемычек.
Уровень резервирования (Kр) определяется отношением резервируемой на уровне
центрального теплового пункта (квартала; микрорайона) расчетной тепловой нагрузки к
сумме
расчетных
тепловых
нагрузок
подлежащих
резервированию
подключенных к данному тепловому пункту:
Резервирование
св. 90 до 100% нагрузки
Kр = 1,0;
» 70 »
Kр = 0,7;
» 50 »
Kр = 0,5;
63
потребителей,
» 30 »
Kр = 0,3;
менее 30 %
Kр = 0,2.
Средний для п. Томинский Kр = 0,7.
Уровень технического состояния тепловых сетей, характеризуемый наличием
ветхих, подлежащих замене трубопроводов (Kс):
при доле ветхих сетей
до 10%
Kс =1,0;
св. 10 до 20 %
Kс = 0,8;
св. 20 до 30 %
Kс = 0,6;
св. 30 %
Kс = 0,5.
Средний для п. Томинский Kс = 0,5.
Показатель надежности системы теплоснабжения (Кнад) п. Томинский определен как
средний по частным показателям Кэ, Кв, Кт, Кб, Кр, Кс:
Кнад = (Кэ + Кв + Кт + Кб + Кр + Кс)/n,
где n – число показателей учтенных в числителе.
Кнад = (0,8 + 0,8 + 1,0 + 1,0 + 0,7 + 0,5)/6 =0,8
Для случая, когда система централизованного коммунального теплоснабжения едина
для всего населенного пункта, обобщенный показатель совпадает с коэффициентом,
характеризующим надежность системы.
В зависимости от полученных показателей надежности отдельных систем и системы
коммунального теплоснабжения населенного пункта они с точки зрения надежности могут
быть оценены как:
высоконадежные при Кнад – более 0,9;
надежные при Кнад – от 0,75 до 0,89;
малонадежные при Кнад – от 0,5 до 0,74;
ненадежные при Кнад – менее 0,5.
Таким образом, на основе полученных показателей система теплоснабжения п.
Томинский оценена как: надежная.
9.2. Анализ аварийных отключений потребителей
Анализ аварийных отключений потребителей составлен на основании данных
предоставленных ООО «Здоровый дух» об устранении утечек из трубопроводов тепловых
сетей п. Томинский в период с 2010 по 2014 год. Таблица с указанием места аварии и
диаметра трубопроводов представлена в п. 3.10 данной главы. На рисунке 9.1 показана
динамика количества отключённых абонентов в период с 2012 по 2014 года.
64
Рисунок 9.1 – Динамика количества отключённых абонентов в период с 2012 по 2014
года
Количество отключенных абонентов, зависит от места возникновения аварии.
В ряде случаев аварийное отключение участков тепловых сетей не приводит к прекращению
поставки тепловой энергии на абонентские ввода, которые продолжают работать в
аварийном режиме. Однако резервирование тепловых сетей не предусмотрено и во время
серьезной аварии на распределительных трубопроводах все подсоединённые к данному
участку потребители временно остаются без тепловой энергии.
Подающий
трубопровод
в
большей
степени
подвержен
появлению
утечек
теплоносителя, так как работает в более неблагоприятных условиях: температура
теплоносителя и абсолютное давление превышают аналогичные параметры для обратного
трубопровода.
Средний срок эксплуатации тепловых сетей составляет 40 лет, что превышает
расчётный срок службы стальных трубопроводов, равный 25 годам. Поэтому для снижения
числа аварийных ситуаций и тепловых потерь необходимо проводить капитальный ремонт
тепловых сетей. Объём и график капитального ремонта ежегодно разрабатываются
теплосетевой организацией и утверждаются директором ООО «Здоровый дух».
В основном аварии (утечки) происходят на подземных трубопроводах тепловых сетей,
что вызвано менее благоприятными условиями эксплуатации трубопроводов, приводящих к
электрохимической наружной коррозии металла, а именно:
 затопление канала грунтовыми водами;
 повышенная влажность воздуха внутри канала;
 соприкасание с грунтом.
65
Интенсивность наружной коррозии трубопроводов зависит от следующих факторов:
 способ прокладки тепловых сетей;
 материал труб и арматуры;
 наличие гидроизоляции и состояние облицовочного защитного слоя;
 материал и толщина теплоизоляции;
 коррозионная активность грунта и грунтовых вод.
9.3. Анализ времени восстановления теплоснабжения потребителей после аварийных
отключений
Время,
затраченное
на
восстановление
теплоснабжения
потребителей
после
аварийных отключений, зависит от следующих факторов: диаметр трубопровода, тип
прокладки, объем дренирования и заполнения тепловой сети.
Среднее время, затраченное на восстановление теплоснабжения потребителей после
аварийных отключений в отопительный период, зависит от характеристик трубопровода
отключаемой теплосети, и соответствует установленным нормативам, представленным в
таблице 3.8 Главы 1.
С учётом времени обнаружения аварии, вскрытия канала и локализации дефекта
время восстановления теплоснабжения увеличивается примерно в 2,5 раза. В случае
отсутствия достоверных данных о времени восстановления теплоснабжения потребителей
используются данные норм времени на ликвидацию повреждений, разработанные ВНИПИ
Энергопромом и АКХ им. К. Д, Памфилова, а также в СНиП 41-02-2003 и представленные в
таблице 9.4.
Таблица 9.4 – Среднее время на восстановление теплоснабжения в зависимости от
диаметра трубопровода после локализации аварии
Условный диаметр трубопровода, мм
Среднее время на восстановление
теплоснабжения, час
7
9,5
10
11,3
12,5
15
18
50-70
80
100
150
200
300
400
Существенных отклонений от нормативного времени восстановления теплоснабжения
за 5-летний период не наблюдалось.
66
Время восстановления теплоснабжения после аварийных отключений подачи
тепловой энергии потребителям п. Томинский не приводило к снижению температуры
внутреннего воздуха в отапливаемых зданиях ниже нормативной по СНиП 41-02-2003
«Тепловые сети» (для жилых и общественных зданий не ниже 12°С, для промышленных
сооружений - +8°С).
9.4. Графические материалы (карты-схемы тепловых сетей и зон ненормативной
надежности и безопасности теплоснабжения)
Зон ненормативной надёжности и безопасности в системе теплоснабжения не
выявлено. Однако, в связи с тяжелыми режимами работы, выделяют несколько участков сети
с пониженным уровнем надёжности теплоснабжения:
1) Участок квартальной тепловой сети от ТК7 до ТК8.
2) Участок тепловой сети от ТК4 до ТК4.1.
3) Участок тепловой сети Т2-Т3.
4) Участок тепловой сети Т6-Т9.
Часть 10. Технико-экономические показатели теплоснабжающих
и теплосетевых организаций
Информация
об
основных
технико-экономических
показателях
деятельности
теплоснабжающей организации ООО «Здоровый дух» за 2014 год представлена в таблице
10.1.
Таблица 10.1 – Технико-экономические показатели деятельности теплоснабжающей
организации ООО «Здоровый дух»
№ п/п
Наименование показателя
1
2
1
2
3
Вид регулируемой деятельности (производство,
передача и сбыт тепловой энергии)
Выручка от регулируемой деятельности
Себестоимость
производимых
товаров
(оказываемых услуг) по регулируемому виду
67
Единица
измерения
3
Значение
4
x
Теплоснабжение
(производство,
передача и сбыт
тепловой
энергии)
тыс.руб.
5059,00
тыс.руб.
5278,58
деятельности, в том числе:
3.1
1
3.2
3.2.1
Расходы на покупаемую тепловую энергию
(мощность)
2
Расходы на топливо
Стоимость доставки
Объем
Стоимость 1-й единицы
Газ природный
объема
Способ приобретения
3.3
3.3.1
3.3.2
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.9
3.10
3.10.1
3.10.2
3.11
3.11.1
3.11.2
3.12
3.13
4
5
5.1
Расходы на покупаемую электрическую
энергию
(мощность),
потребляемую
оборудованием,
используемым
в
технологическом процессе:
Средневзвешенная стоимость 1 кВт*ч (с учетом
мощности)
Объем приобретенной электрической энергии
Расходы на приобретение холодной воды,
используемой в технологическом процессе
Расходы на химреагенты, используемые в
технологическом процессе
Расходы
на
оплату
труда
основного
производственного персонала
Отчисления на социальные нужды основного
производственного персонала
Расходы
на
амортизацию
основных
производственных средств, используемых в
технологическом процессе
Расходы на аренду имущества, используемого в
технологическом процессе
Общепроизводственные (цеховые) расходы, в
том числе:
Расходы на оплату труда
Отчисления на социальные нужды
Общехозяйственные (управленческие) расходы
Расходы на оплату труда
Отчисления на социальные нужды
Расходы на ремонт (капитальный и текущий)
основных производственных средств
Расходы
на
услуги
производственного
характера, выполняемые по договорам с
организациями на проведение регламентных
работ в рамках технологического процесса
Валовая прибыль от продажи товаров и услуг по
регулируемому
виду
деятельности
(теплоснабжение и передача тепловой энергии)
Чистая прибыль от регулируемого вида
деятельности, в том числе:
Чистая
прибыль
на
финансирование
68
тыс.руб.
0,00
3
тыс.руб.
тыс.руб.
тыс. м3
4
3301,14
493,18
678,16
тыс.руб.
4,14
x
Прямые
договоры без
торгов
тыс.руб.
458,67
руб.
3,97
тыс. кВт*ч
115,56
тыс.руб.
82,55
тыс.руб.
4,05
тыс.руб.
428,5
тыс.руб.
129,41
тыс.руб.
0,00
тыс.руб.
79,20
тыс.руб.
208,97
тыс.руб.
тыс.руб.
тыс.руб.
тыс.руб.
тыс.руб.
0,00
0,00
586,1
302,8
91,45
тыс.руб.
0,00
тыс.руб.
0,00
тыс.руб.
-219,58
тыс.руб.
-219,58
тыс.руб.
0,00
6
7
1
8
8.1
9
10
10.1
10.2
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
мероприятий,
предусмотренных
инвестиционной программой по развитию
системы теплоснабжения
Установленная тепловая мощность
Присоединенная нагрузка
2
Объем
вырабатываемой
регулируемой
организацией тепловой энергии
Справочно: объем тепловой энергии на
технологические нужды производства
Объем покупаемой регулируемой организацией
тепловой энергии
Объем
тепловой
энергии,
отпускаемой
потребителям, в том числе:
По приборам учета
По нормативам потребления
Технологические потери тепловой энергии при
передаче по тепловым сетям
Справочно: потери тепла, ВСЕГО (факт)
Протяженность
магистральных
сетей
и
тепловых вводов (в однотрубном исчислении)
Протяженность
разводящих
сетей
(в
однотрубном исчислении)
Количество теплоэлектростанций
Количество тепловых станций и котельных
Количество тепловых пунктов
Среднесписочная
численность
основного
производственного персонала
Удельный расход условного топлива на
единицу тепловой энергии, отпускаемой в
тепловую сеть
Удельный расход электрической энергии на
единицу тепловой энергии, отпускаемой в
тепловую сеть
Удельный расход холодной воды на единицу
тепловой энергии, отпускаемой в тепловую сеть
69
Гкал/ч
Гкал/ч
3
2,49
0,00
4
тыс. Гкал
4,7424
тыс. Гкал
тыс. Гкал
0,00
тыс. Гкал
4,2643
тыс. Гкал
тыс. Гкал
0,00
4,2643
%
0
тыс. Гкал
0,3554
км
4,8
км
ед.
ед.
ед.
0
1
0
чел.
4
кг у.т./Гкал
165,74
кВт*ч/Гкал
24,37
куб. м/Гкал
1,47
Часть 11. Цены (тарифы) в сфере теплоснабжения
11.1.
Анализ
динамики
утвержденных
тарифов,
устанавливаемых
органами
исполнительной власти субъекта Российской Федерации в области государственного
регулирования цен (тарифов) по каждому из регулируемых видов деятельности и по
каждой теплосетевой и теплоснабжающей организации с учетом последних 3 лет
Регулирующим органом, принимающим решение об утверждении тарифов на
производство и передачу тепловой энергии, является Государственный комитет «Единый
тарифный орган Челябинской области» (ГК «ЕТО»).
Динамика утверждённых тарифов на тепловую энергию в горячей воде для населения
Томинского сельского поселения, установленных Государственным комитетом «ЕТО
Челябинской области», представлена в таблице 11.1.
Таблица 11.1 – Тарифы на тепловую энергию в горячей воде, поставляемую ООО «Здоровый
дух»
Период
Показатель
2010 2011
год
год
С
01.01
по
31.12
С
01.01
по
31.12
2012 год
С
01.01
по
30.06
С
01.07
по
31.08
2013 год
С
01.09
по
31.12
Тариф без
НДС,
889,3 1022,9 1022,9 1084,3 1144,6
руб/Гкал
Увеличение,
133,6
0
61,4
60,3
руб/Гкал
Увеличение,
15
0
6
5,6
%
2014 год
2015 год
С 01.01
по
30.06
С 01.07
по
31.12
С 01.01 С 01.07 С 01.01 С 01.07
по
по
по
по
30.06
31.12
30.06
31.12
1144,6
1270,8
1270,8
1322,1
1322,1
1444,1
0
126,2
0
51,3
0
122
0
11
0
4
0
9,2
Динамика тарифов на тепловую энергию, поставляемую ООО «Здоровый дух»
представлена на рисунке 11.1.
70
Рисунок 11.1 – Динамика тарифов на тепловую энергию
Таким
образом,
наблюдается
постепенный
рост
тарифа,
соответствующий
установленным ГК «ЕТО» индексам роста в соответствующий период. Из рисунка 11.1
видно, что в июле 2015 года тариф на тепловую энергию, производимую газовой котельной
увеличился на 62,4 % (554,8 руб/Гкал) по отношению к тарифу 2010 года.
11.2. Анализ структуры цен (тарифов), установленных на момент разработки схемы
теплоснабжения
Структура тарифа на тепловую энергию в полном объёме отражает структуру
необходимой валовой выручки (НВВ). Необходимая валовая выручка является итоговой
цифрой, которая утверждается государственным комитетом «Единый тарифный орган по
Челябинской области» для теплоснабжающей организации и определяет сумму, которую
должно получить предприятие за весь объём тепловой энергии, поставленной потребителям
в течение года.
Структура тарифа на тепловую энергию, поставляемую ООО «Здоровый дух»,
установленная на момент разработки схемы теплоснабжения, включает в себя статью
расходов, указанных в таблице 10.1 части 10 и сведена в таблицу 11.2.
Таблица 11.2 – Структура тарифа (НВВ) на тепловую энергию
№ п/п
Статья расходов
Сумма, тыс. руб.
71
% от общих затрат
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Топливо
Оплата труда и отчисления
Электроэнергия
Общехозяйственные расходы
Общепроизводственные расходы
Холодная вода
Химреагенты
Аренда имущества
Ремонт
Амортизация
Услуги производственного хар-ра
ИТОГО:
3301,14
557,91
458,67
586,1
208,97
82,55
4,05
79,2
0,00
0,00
0,00
5278,58
62,55
10,57
8,69
11,1
3,96
1,56
0,08
1,5
0,00
0,00
0,00
100
Структура тарифа (НВВ) на тепловую энергию, поставляемую ООО «Здоровый дух»
потребителям Томинского сельского поселения представлена на рисунке 11.2.
Рисунок 11.2 – Структура тарифа на тепловую энергию
Из рисунка 11.2 видно, что основной статьёй расхода являются затраты на природный
газ (62,5 %), далее идут общехозяйственные расходы (11,1%) и расходы на оплату труда и
отчисления на социальные нужды основного производственного персонала (10,6%). Расход
на электроэнергию, потребляемую оборудованием, используемым в технологическом
процессе, составляет 8,7 % от общего расхода при производстве тепловой энергии. При этом
затраты на ремонт, амортизацию и услуги производственного характера отсутствуют.
72
11.3. Анализ платы за подключение к системе теплоснабжения и поступлений
денежных средств от осуществления указанной деятельности
Для теплоснабжающих организаций, функционирующих на территории Томинского
сельского поселения, плата за подключение к системе теплоснабжения не установлена. При
подключении новых абонентов к тепловым сетям взимается плата за проводимые монтажные
и наладочные работы.
11.4. Анализ платы за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том
числе для социально значимых категорий потребителей
Плата за услуги по поддержанию резервной тепловой мощности, в том числе для
социально значимых категорий потребителей Томинского сельского поселения, не
установлена.
Часть
12.
Описание
существующих
технических
и
технологических проблем в системах теплоснабжения поселения
12.1. Описание существующих проблем организации качественного теплоснабжения
Существующие проблемы организации качественного теплоснабжения вызваны
рядом финансовых, технических и технологических причин:
1) Отсутствие приборов коммерческого учёта тепловой энергии на источнике и у
потребителей не позволяет получить реальную картину баланса потребляемой
тепловой энергии и оценить фактическое значение тепловых потерь в тепловых сетях
и с утечками теплоносителя.
2) В
тепловых
узлах
потребителей
отсутствует
автоматическое
регулирование
параметров теплоносителя и гидравлическая балансировка системы отопления, что
приводит
к
перетопам
в
переходные
периоды
отопительного
сезона
и
разбалансировке системы теплоснабжения потребителей и внутридомовых систем
отопления абонентов.
3) Из-за отсутствия системы централизованного ГВС, некоторые потребители берут
горячую воду из системы отопления.
4) Малый объём реконструкций и капитальных ремонтов тепловых сетей.
73
12.2. Описание существующих проблем организации надежного и безопасного
теплоснабжения поселения
Существующие проблемы организации надёжного и безопасного теплоснабжения
вызваны следующими факторами:
1) Малый
объем
реконструкции
тепловых
пунктов
зданий
и
оснащённости
противоаварийным оборудованием.
2) Малый объем реконструкций и капитальных ремонтов тепловых сетей.
3) Тепловые сети не имеют аварийных перемычек.
12.3. Описание существующих проблем развития систем теплоснабжения
Все проблемы развития систем теплоснабжения Томинского сельского поселения
связаны с финансовыми ограничениями, а также отсутствием фактических данных по
распределению тепловых потоков между абонентами.
12.4. Описание существующих проблем надежного и эффективного снабжения
топливом действующих систем теплоснабжения
Проблемой надёжного и эффективного снабжения топливом действующей системы
теплоснабжения является отсутствие резервного топлива. Газоснабжение осуществляется на
основании заключённого с поставщиком. Нарушений в поставке природного газа не
выявлено.
12.5. Анализ предписаний надзорных органов об устранении нарушений, влияющих на
безопасность и надежность системы теплоснабжения
Предписания
надзорных
органов
об
устранении
нарушений,
безопасность и надежность системы теплоснабжения, отсутствуют.
74
влияющих
на
Глава 2. Перспективное потребление тепловой энергии на цели
теплоснабжения
2.1. Данные базового уровня потребления тепла на цели теплоснабжения
Расход тепловой энергии на отопление в базовом 2014 году для потребителей п.
Томинский (жилые, общественные, административные здания) составил 4264,36 Гкал/год.
Основной нагрузкой для газовой котельной п. Томинский является нагрузка на отопление
многоквартирных жилых домов п. Томинский, которая составляет 66,65 % от общей
присоединённой нагрузки, тепловая мощность на общественные здания составляет 31,77 %,
на частные дома – 1,58 %.
Потребление тепловой энергии на отопление по месяцам за 2014 год представлено в
таблице 2.1 и на рисунке 2.1.
Таблица 2.1 – Потребление тепловой энергии по месяцам за 2014 год на отопление
абонентов
Месяц года
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Итого
Потребление тепловой энергии в горячей воде от газовой
котельной, Гкал
660,25
744,42
590,03
488,77
31,2
0
0
0
55
448,94
541,23
704,52
4264,36
75
Рисунок 2.1 – Потребление тепловой энергии на отопление по месяцам за 2014 год
На рисунке 2.1 видно, что наибольший расход тепловой энергии наблюдается в
феврале, когда среднемесячная температура наружного воздуха достигает минимальных
значений. В неотапливаемый период года тепловая энергия не потребляется, т.к. отсутствует
система ГВС.
2.2.
Прогнозы
приростов
на
каждом
этапе
площади
строительных
фондов,
сгруппированных по расчетным элементам территориального деления и по зонам
действия источников тепловой энергии с разделением объектов строительства на
многоквартирные дома, жилые дома, общественные здания и производственные здания
промышленных предприятий
Прогноз перспективной застройки на территории Томинского сельского поселения
(ТСП) формируется на основе материалов генерального плана развития п. Томинский.
За последние несколько лет, при уменьшающейся численности населения в целом по
области, Томинское сельское поселение имеет относительно стабильную численность
населения. Его близость к г. Челябинску способствует увеличению миграционного прироста.
Ожидаемый приток жителей из г. Челябинска обусловлен сформировавшимся, за последние
годы, устойчивым спросом на усадебные индивидуальные жилые дома, вызванным
желанием жить в пригородной зоне. Дополнительными факторами, вызывающими
повышенный
спрос,
являются:
строительство
76
горно-обоготительного
комбината
«Томинский» производительностью до 28 млн. тонн руды в год. Проект носит федеральное
значение и является самым крупным ГОК, построенным на постсоветском пространстве.
Проектный год ввода в эксплуатацию ГОК «Томинский» – 2016 г.
Динамика численности населения Томинского сельского поселения представлена в
таблице 2.2.
Таблица 2.2 – Динамика численности населения Томинского сельского поселения
Наименование
населенного пункта
п. Томинский
д. Мичурино
д. Томино
п. Томинский (ж/д
разъезд)
Итого по ТСП
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1325
304
136
96
1336
314
133
99
1337
317
132
101
1323
323
128
101
1300
320
119
100
1300
318
122
102
1861
1882
1887
1875
1839
1879
За последние годы в Томинском сельском поселении отмечается увеличение числа
родившихся и числа умерших. Несмотря на данную зависимость, в поселении наблюдается
небольшой естественный прирост.
Динамика естественного движения населения Томинского сельского поселения
представлена в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Динамика естественного движения населения
Год
2009
2010
2011
2012
2013
Численность
населения, чел.
1861
1888
1887
1875
1839
Число
родившихся, чел.
22
34
34
27
37
Число умерших,
чел.
17
20
27
23
36
Естественный
прирост/убыль, чел.
+5
+14
+7
+4
+1
Перспективная жилая и общественная застройка
В период с 2015 по 2029 гг. территорию поселения предполагается застраивать 2-3
этажными домами усадебного типа с возможностью строительства мансарды с участком для
ведения личного подсобного хозяйства, площадью земельных участков от 600 до 2000 кв. м.,
блокированными 1-2х этажными домами с придомовыми земельными участками, площадью
500 кв. м., а также многоквартирными домами средней этажности с придомовыми участками.
В течение 15 лет планируется строительство 3 многоэтажных жилых домов, 2 детских
сада, клуб и 2 средних школ в п. Томинский. Расширение частного сектора будет
происходить за счёт усадебной застройки индивидуальных жилых домов (примерно 1406
77
участков) на территории населённого пункта п. Томинский, отведённой под перспективную
застройку в соответствии с генеральным планом развития поселения.
На расчетный срок проектирования генерального плана (с 2013 по 2023 год), прирост
площади жилищного фонда составит порядка 430 тыс. кв. м. и предусматривается за счет
средств населения и муниципалитета.
Структура нового жилищного строительства представлена индивидуальными
жилыми домами с приусадебными земельными участками – 97 %, блокированными жилыми
домами — 1%, многоквартирными домами средней этажности – 1% и общественными
зданиями – 1%. Средняя обеспеченность населения жилищным фондом составит 67 кв. м/чел
– в застройке индивидуальными и блокированными домами, 30 кв. м/чел – в застройке
многоквартирными домами.
Прогнозируемые годовые объёмы прироста строительных фондов Томинского
сельского поселения на каждый из периодов с 2015 по 2029 гг. представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4 – Прогноз прироста строительных фондов Томинского сельского поселения
Территория
2015
Многоквартирные
жилые дома
п. Томинский
Индивидуальные
дома п. Томинский
Общественные
здания п. Томинский
Итого для
централизованного
теплоснабжения
Площадь вновь вводимых зданий, м2
2016
2017
2018
2019 2020-2024 2025-2029
0
0
1500
0
1500
1500
0
33110
33110
33110
33110
33110
165550
0
0
600
600
1200
0
1800
0
0
600
2100
1200
1500
3300
0
Перспективная производственная застройка
Долгосрочный план развития существующих промышленных предприятий не
предоставлен, поэтому прирост производственного фонда за расчётный период не
рассматривается,
предполагается, что развитие предприятий будет
направлено на
реконструкцию существующих производственных помещений.
В 2015 году планируется начало строительства Томинского ГОКа, включающего
комплекс по добыче медно-порфировых руд (участок «Томинский») и Калиновский участок
горнотранспортной части. Участок «Томинский» будет состоять из следующих объектов:
 карьер;
 склад окисленных руд;
78
 склад рыхлых вскрышных пород №1;
 склад окисленных руд;
 склад;
 отвал вскрышных пород №2;
 склад щебенистой коры выветривания;
 склад первичных руд.
Участок «Калиновский»у будет включать:
 карьер;
 отвал пустых пород №1;
 автодороги.
Также проектом предусмотрено строительство административно-бытового корпуса,
лабораторного корпуса и производственную лабораторию.
Томинское и Калиновское месторождения медно-порфировых руд находятся на
расстоянии друг от друга в 4,7 км. Месторождения будут разрабатываться открытым
способом. Срок эксплуатации Томинского карьера с учетом развития и затухания горных
работ составляет 27 лет, Калиновского – 17 лет.
Схема расположения Томинского ГОКа по отношению к ближайшим населенным
пунктам представлена на рисунке 2.2.
Ближайшим населенным пунктом к ГОКу является д. Томино, которая расположена в
центре от границ занимаемого землеотвода на расстоянии 270-800 м от границ землеотвода.
В северо-западном направлении от промплощадки на расстоянии 3,0-3,5 км расположен п.
Томинский. В западном направлении от промплощадки на расстоянии 5,0 км находится п.
Мичурино.
79
Рисунок 2.2 – Схема расположения Томинского ГОКа
Для теплоснабжения объектов Томинского ГОКа планируется ввод в эксплуатацию
собственной газовой котельной.
80
2.3. Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии на отопление,
вентиляцию
и
горячее
водоснабжение,
согласованных
с
требованиями
к
энергетической эффективности объектов теплопотребления, устанавливаемых в
соответствии с законодательством Российской Федерации
Показатели удельного расхода тепловой энергии утверждены приказом Министерства
регионального
развития
РФ
№224
«Об
утверждении
требований
энергетической
эффективности зданий, строений, сооружений» от 17 мая 2011 года.
В соответствии с приказом №224 необходимо обеспечить уменьшение показателей
удельного расхода тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение по
отношению к показателям базового уровня требований энергетической эффективности на:
 15% с 17 мая 2011 года;
 30% с 1 января 2016 года;
 40% с 1 января 2020 года.
Базовый
уровень
требований
энергетической
эффективности
определяется
нормируемым показателем суммарного удельного годового расхода тепловой энергии на
отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в соответствии с таблицами 2.5 и 2.6.
Таблица 2.5 – Базовый уровень нормируемого суммарного удельного расхода тепловой
энергии на отопление и вентиляцию qhred малоэтажных многоквартирных домов
и многоквартирных домов массового индустриального изготовления, Вт∙ч/(м2∙°С∙сут)
Отапливаемая площадь домов, м2
60 и менее
100
150
250
400
600
1000 и более
1
38,9
34,7
30,6
27,8
—
—
—
С числом этажей
2
3
—
—
37,5
—
33,3
36,1
29,2
30,6
25,0
26,4
22,2
23,6
19,4
20,8
4
—
—
—
31,9
27,8
25,0
22,2
Примечание к таблице 2.5:
1. При промежуточных значениях отапливаемой площади дома в интервале 60 - 1000 м2
значения qhred должны определяться по линейной интерполяции.
2. Под отапливаемой площадью малоэтажного многоквартирного дома понимают сумму
площадей отапливаемых помещений квартиры с расчетной температурой внутреннего
воздуха выше 12 °С, для блокированных домов - это площадь квартиры, а для
81
многоквартирных домов с общей лестничной клеткой - сумма площадей квартир без
летних помещений.
Таблица 2.6 – Базовый уровень нормируемого суммарного удельного расхода тепловой
энергии на отопление и вентиляцию жилых и общественных зданий за отопительный
период qhred
Типы зданий
1. Жилые, гостиницы, Общежития
2. Общественные, кроме перечисленных в поз.3-6*
(с односменным и 1,5 сменным
режимом работы)
3. Поликлиники и лечебные
учреждения** (с 1,5-сменным
режимом работы и круглосуточным)
4. Дошкольные учреждения,
Хосписы
5. Административного назначения
(офисы)
6. Сервисного обслуживания,
культурно- досуговой деятельности
и складов при
tint = 20 °С
tint = 18 °С
tint = 13-17 °С
1
2
Этажность зданий:
3
4,5 6,7 8,9
10, 11
12-25
23,6 22,2 21,1
20,0
19,4
34,6 30,8 28,9 26,3 23,9 22,3
38,6 34,8 33,0 30,3 27,9 26,3
21,4
25,5
20,2
24,1
33,8 32,8 31,8 30,8 29,3 28,3
37,8 36,8 35,8 34,8 33,4 32,4
27,7
31,8
26,9
31,0
-
-
18,6
18,4
-
-
По таблице 2.5
36
-
-
-
34,2 31,2 27,7 24,7 21,6 19,8
6,4
5,9
5,3
6,1
5,7
5,1
5,8
5,3
4,9
5,6
5,1
4,7
5,5
5,0
4,6
-
* Верхняя строка с односменным режимом работы. Нижняя строка с 1,5-сменным режимом работы.
** Верхняя строка с 1,5-сменным режимом работы. Нижняя строка с круглосуточным режимом
работы.
Примечание к таблице 2.6:
1. Нормируемый показатель в позиции 1 таблицы приведен в [Вт∙ч/(м2∙°С∙сут)].
2. Нормируемый показатель в позициях 2, 3, 4, 5 приведен в [Вт∙ч/(м2∙°С∙сут)]
при высоте этажа от пола до потолка 3,6 м.
3. Нормируемый показатель в позиции 6 таблицы приведен в [Вт∙ч/(м3∙°С∙сут)].
4. Для регионов, имеющих значение Dd = 8000 °С∙сут и более, нормируемые qhred
снижаются на 5 %.
82
Продолжительность отопительного периода zht для Томинского сельского поселения
принимается равной 218 сут., а средняя температура наружного воздуха в течение
отопительного периода tht равна -6,5°C. Величину градусо-суток Dd в течение отопительного
периода при расчётной температуре внутри помещения
равной 20 °С вычисляют по
формуле
Вновь строящиеся, проектируемые, реконструируемые или проходящие капитальный
ремонт здания должны соответствовать нормируемым уровням суммарного удельного
годового расхода тепловой энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение в
многоквартирных домах в соответствующих периодах на период до 2020 года согласно
таблице 2.7.
Таблица 2.7 – Нормируемые уровни суммарного удельного годового расхода тепловой
энергии на отопление, вентиляцию и горячее водоснабжение многоквартирных домов, в том
числе на отопление и вентиляцию отдельно, кВт∙ч/(м2∙год)
Наименование
удельного
показателя
Градусосутки
отопительно
го
периода,
°С-сут.
Базовое
значение
5 эт.
Удельное
теплопотребления на
отопление,
вентиляцию и горячее
водоснабжение в
многоквартирных
жилых домах 5-12
этажей
В том числе, удельный
расход тепловой
энергии на отопление
и вентиляцию в
многоквартирных
жилых домах 5-12
этажей
Нормируемое
значение,
устанавливаемое
со дня вступления
в силу требований
энергетической
эффективности
5 эт. и
5 эт.
12 эт. и
выше
выше
Нормируемое
значение,
устанавливаемое
с 01.01.2016
Нормируемое
значение,
устанавливаемое
с 01.01.2020
5 эт.
12 эт. и
выше
5 эт.
12 эт. и
выше
2000
4000
6000
8000
10000
168
216
264
312
360
158
196
234
272
310
142
182
222
262
302
135
168
201
134
267
117
150
183
216
249
112
140
168
196
224
100
128
156
184
212
95
118
141
164
187
12000
408
348
342
300
282
252
240
210
2000
4000
6000
8000
10000
12000
48
96
144
192
240
288
38
76
114
152
190
228
40
80
120
160
200
240
33
66
99
132
165
198
33
66
99
132
165
198
28
56
84
112
140
168
28
56
84
112
140
168
23
46
69
92
115
138
Примечание. Для зданий высотой с 6 по 11 этаж значение определяется по линейной
интерполяции.
83
Указанные в приведённых выше таблицах 2.5-2.7 значения принимаются для
дальнейшего расчёта перспективных удельных расходов тепловой энергии.
Значения удельных расходов тепловой энергии на отопление для зданий в
соответствии с требованиями энергетической эффективности представлены в таблице 2.8.
Таблица 2.8 – Значения удельных расходов тепловой энергии на отопление, вентиляцию и
горячее водоснабжение для жилых и общественных зданий
Тип здания
МЖД
Дошкольные учреждения
Общественные здания с 1,5
сменным режимом работы
Потребление тепловой энергии новыми зданиями, Гкал/м2∙год
2015
2016
2017
2018
2019
20202025-2029
2024
0,103 0,085 0,085 0,085 0,085
0,072
0,072
0,146 0,124 0,124 0,124 0,124
0,112
0,112
0,141
0,120
0,120
0,120
0,120
0,108
0,108
Для существующего жилищного фонда предусмотрено снижение фактических
объёмов
потребляемой
энергосбережению
и
тепловой
энергии
повышению
за
счёт
энергетической
выполнения
эффективности
мероприятий
по
существующих
инженерных систем на уровне 1% в год.
Для бюджетных учреждений, в соответствии с требованиями ФЗ №261, начиная с
2010 года необходимо обеспечить снижение объёмов потреблённой ими тепловой энергии в
течение 5 лет не менее чем на 15% от объёма фактически потреблённого ими в 2009 году с
ежегодным снижением такого объёма не менее чем на 3%.
2.4. Прогнозы перспективных удельных расходов тепловой энергии для обеспечения
технологических процессов
Численные значения перспективных удельных расходов тепловой энергии для
обеспечения технологических процессов не представлены, т.к. эти показатели не оказывают
влияние на теплоснабжение абонентов п. Томинский.
84
2.5. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в каждом расчетном
элементе территориального деления и в зоне действия каждого из существующих или
предлагаемых для строительства источников тепловой энергии на каждом этапе
Прогноз прироста объёмов потребления тепловой энергии на отопление, вентиляцию
и горячее водоснабжение для жилых и общественных зданий в соответствии с требованиями
энергетической эффективности представлены в таблице 2.9.
Таблица 2.9 – Ежегодное увеличение объёмов потребления тепловой энергии на отопление,
вентиляцию и горячее водоснабжение для жилых и общественных зданий
Место застройки
1. Томинское сельское
поселение (п. Томинский)
1.1. На отопление
1.2. На вентиляцию
1.3. На ГВС
Прогноз прироста потребления тепловой энергии новыми
зданиями, Гкал/год
202020252015
2016
2017
2018
2019
2024
2029
0
71,91
201,96 143,82
127,5
0
0
71,91
0
201,96 143,82 127,5
0
0
0
Не предусмотрено
309,042
0
309,042
0
0
0
Из таблицы 2.9 видно, что прирост объёмов потребления тепловой энергии за счёт
вновь вводимого строительного фонда для Томинского сельского поселения за 15 лет по
отношению к базовому 2014 году составит 869,922 Гкал.
Прогноз прироста годового потребления тепловой энергии для многоквартирных
жилых домов, административных и общественных зданий ТСП представлена на рисунке 2.3.
85
Рисунок 2.3 – Ежегодное увеличение объёмов потребления тепловой энергии абонентами
Томинского сельского поселения
2.6. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя с разделением по видам теплопотребления в расчетных элементах
территориального деления и в зонах действия индивидуального теплоснабжения на
каждом этапе
Планируется расширение зоны действия индивидуального теплоснабжения в
рассматриваемый период. В настоящее время и в будущем, в качестве источников тепловой
энергии в основном используются и планируется использовать водогрейные котлы на
природном газе.
Прогноз прироста объёмов потребления тепловой энергии на отопление, вентиляцию
и горячее водоснабжение для жилых и общественных зданий с индивидуальным
теплоснабжением
в
соответствии
с
требованиями
энергетической
эффективности
представлены в таблице 2.10.
Таблица 2.10 – Прогноз прироста объёмов потребления тепловой энергии на отопление
жилых домов с индивидуальным теплоснабжением
Место застройки
Прогноз прироста потребления тепловой энергии новыми зданиями,
Гкал/год
202020252015
2016
2017
2018
2019
2024
2029
86
п. Томинский (на
отопление)
4668,51 3968,234 3968,234 3968,234 3968,234 17857,05
0
Из таблицы 2.10 видно, что прирост объёмов потребления тепловой энергии за счёт
вновь вводимых индивидуальных домов для Томинского сельского поселения за 15 лет по
отношению к базовому 2014 году составит 38398,49 Гкал.
2.7. Прогнозы приростов объемов потребления тепловой энергии (мощности) и
теплоносителя объектами, расположенными в производственных зонах, с учетом
возможных изменений производственных зон и их перепрофилирования и приростов
объемов потребления тепловой энергии (мощности) производственными объектами с
разделением по видам теплопотребления и по видам теплоносителя (горячая вода и
пар) в зоне действия каждого из существующих или предлагаемых для строительства
источников тепловой энергии на каждом этапе
Изменения производственных зон и их перепрофилирование в рассматриваемый
период не планируется.
Годовые изменения потребления тепловой энергии и теплоносителя объектами,
расположенными в производственных зонах в период с 2015 до 2029 гг. связаны с объёмами
и видом выпускаемой продукции.
Выработка тепловой энергии для объектов планируемого к строительству Томинского
ГОКа будет производиться от собственных источников тепла и не повлияет на нагрузку
существующей газовой котельной.
2.8. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии отдельными категориями
потребителей, в том числе социально значимых, для которых устанавливаются
льготные тарифы на тепловую энергию (мощность), теплоноситель
Льготные тарифы на тепловую энергию (мощность) и теплоноситель в период
обследования не установлены.
2.9. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с
которыми заключены или могут быть заключены в перспективе свободные
долгосрочные договоры теплоснабжения
Потребителей, с которыми заключены или могут быть заключены в перспективе
свободные долгосрочные договоры теплоснабжения, не выявлено.
87
2.10. Прогноз перспективного потребления тепловой энергии потребителями, с
которыми
заключены
или
могут
быть
заключены
долгосрочные
договоры
теплоснабжения по регулируемой цене
Потребителей, с которыми заключены или могут быть заключены долгосрочные
договоры теплоснабжения по регулируемой цене, не выявлено.
88
Глава
3.
Электронная
модель
системы
теплоснабжения
поселения, городского округа
В соответствии с Постановлением Правительства РФ от 22 февраля 2012 г. №154 «О
требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» установлено,
что при составлении схем теплоснабжения поселений с численностью населения от 10 до 100
тыс. человек разработка данной главы не является обязательной.
В техническом задании на выполнение работ по разработке схемы теплоснабжения
Томинского сельского поселения Сосновского муниципального района Челябинской области
на период с 2015 до 2029 года данная глава не входит в состав схемы теплоснабжения.
Поэтому в рамках проводимых работ электронная модель системы теплоснабжения
сельского поселения не разрабатывается.
89
Глава
4.
Перспективные
балансы
тепловой
мощности
источников тепловой энергии и тепловой нагрузки
4.1. Баланс тепловой энергии (мощности) и перспективной тепловой нагрузки в каждой
из выделенных зон действия источников тепловой энергии с определением резервов
(дефицитов) существующей располагаемой тепловой мощности источников тепловой
энергии
Прогноз перспективного потребления тепловой энергии на цели теплоснабжения
Томинского
сельского
поселения
(ТСП),
зависит
от
объёмов
прироста
площади
строительного фонда и реализации мероприятий по повышению уровня энергетической
эффективности функционирования системы теплоснабжения.
В соответствии с Главой 2 (п.2.2 и 2.3) принято:
 в течение 15 лет планируется строительство 3 многоэтажных жилых домов, 2 детских
сада, клуб и 2 средних школ в п. Томинский.
 для существующего жилищного фонда предусмотрено снижение фактических
объёмов потребляемой тепловой энергии за счёт выполнения мероприятий по
энергосбережению и повышению энергетической эффективности существующих
инженерных систем на уровне 1% в год до 2024 года.
С учетом вышеизложенного, динамика перспективного потребления тепловой энергии
на период с 2014 по 2029 гг. представлена в таблице 4.1.
Таблица 4.1 – Прогноз объёмов потребления тепловой энергии абонентами Томинского
сельского поселения на период с 2014 по 2029 гг.
Населенный пункт
Прогноз объёмов потребления тепловой энергии абонентами,
Гкал/год
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2024
2029
Томинское сельское
4264,36 4221,72 4250,98 4410,3 4511,48 4596,33 4692,152 4692,152
поселение
Прогноз изменения потребления тепловой энергии абонентами Томинского сельского
поселения на период с 2014 до 2029 гг. с учётом требований энергоэффективности и
прироста строительного фонда представлен на рисунке 4.1.
90
Ри
сунок 4.1 – Динамика потребления тепловой энергии абонентами ТСП
Из рисунка 4.1 видно, что потребление тепловой энергии абонентами ТСП в течение
15 лет должно увеличиться на 427,8 Гкал (10 % по отношению к 2014 году).
На момент проведения обследования, не все теплогенерирующие установки имеют
запас по мощности. При увеличении нагрузки с 2017 года не будет выполняться
нормативный уровень резервирования, который в соответствии с СП 89.13330.2012 должен
обеспечить 87%-ное резервирование (при Tнар=-30оС) от расчетной нагрузки систем
отопления всех потребителей второй и третье категории.
4.2. Балансы тепловой мощности источника тепловой энергии и присоединённой
тепловой нагрузки в каждой зоне действия источника тепловой энергии по каждому из
магистральных выводов тепловой мощности источника тепловой энергии
Баланс тепловой мощности источников тепловой энергии и присоединённой тепловой
нагрузки по каждому из источников, с учетом обеспечения требований надежности
представлен в таблице 4.2.
91
Таблица 4.2 – Баланс тепловой мощности источников тепловой энергии и присоединённой
тепловой нагрузки с учетом обеспечения требований надежности
Год
Располагаемая
тепловая
мощность,
Гкал/ч
Тепловая
мощность
нетто,
Гкал/ч
Максимальная
присоединенна
я тепловая
нагрузка,
Гкал/ч
Резерв/дефицит (+/-)
мощности исходя из
оптимального КПД
котлов, Гкал/ч
Резерв/дефицит (+/-)
мощности с учетом
87% резервирования,
Гкал/ч
2015
2,414
2016
2,414
2,414
2,414
2,414
2,414
2,414
2,406
2,406
2,406
2,406
2,406
2,406
2,406
1,574
1,602
1,681
1,737
1,787
1,907
1,907
+0,832
+0,804
+0,725
+0,669
+0,619
+0,499
+0,499
+0,083
+0,031
-0,117
-0,221
-0,315
-0,539
-0,539
2017
2018
2019
2024
2029
Из таблицы 4.2 видно, что без учета 87% резервирования тепловой нагрузки,
мощности котельной будет достаточно для функционирования системы теплоснабжения с
учётом перспективного увеличения тепловой нагрузки с 2015 по 2029 гг, а с учетом
резервирования котельная перестанет удовлетворять нормативным требованиям после 2016
года.
Динамика изменения максимальной присоединённой тепловой нагрузки с учётом
потерь представлена на рисунке 4.2.
92
Рисунок 4.2 – Динамика изменения максимальной присоединённой тепловой нагрузки
с учётом потерь
Из рисунка 4.2 видно, что тепловая нагрузка в период с 2015 до 2029 гг.
увеличивается на 0,333 Гкал/ч.
4.3. Гидравлический расчёт передачи теплоносителя для каждого магистрального
вывода с целью определения возможности (невозможности) обеспечения тепловой
энергией существующих и перспективных потребителей, присоединённых к тепловой
сети от каждого магистрального вывода
Основной задачей гидравлического расчёта трубопроводов тепловых сетей является
определение оптимальных диаметров трубопроводов и потерь давления при заданных
расходах теплоносителя.
Гидравлический расчёт проводился в 3 этапа:
1. Расчёт часового расхода теплоносителя для тепловых сетей, подключенных к
котельной.
2. Конструкторский расчёт для фактических диаметров трубопроводов.
3. Перерасчёт с рекомендуемыми диаметрами трубопроводов.
Основные характеристики тепловой сети представлены в Главе 1 п.3.3.
Результаты расчёта часового расхода теплоносителя представлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3 – Результаты расчёта часового расхода теплоносителя для тепловых сетей
котельной
№
п/п
Адрес потребителя
Расчетные тепловые нагрузки
потребителей на отопление,
Гкал/ч
Расчетный расход
теплоносителя, м3/ч
Жилые дома
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
ул. Новоселов, 2
ул. Новоселов, 4
ул. Новоселов, 6
ул. Новоселов, 8
ул. Новоселов, 9
ул. Новоселов, 11
ул. Мира, 2
ул. Мира, 4
ул. Мира, 6
ул. Мира, 12
ул. Мира, 14
0,055
0,055
0,049
0,054
0,008
0,015
0,051
0,063
0,065
0,058
0,061
93
2,2
2,2
1,96
2,16
0,32
0,6
2,04
2,52
2,6
2,32
2,44
12
13
14
15
16
17
18
19
ул. Молодежная, 4
ул. Молодежная, 6
ул. Школьная, 9
ул. Школьная, 11
ул. Школьная, 16
ул. Мира, 8
ул. Мира, 10
ул. Молодежная, 15
0,071
0,074
0,064
0,064
0,021
0,006
0,008
0,006
2,84
2,96
2,56
2,56
0,84
0,24
0,32
0,24
Общественные здания
1
2
3
4
5
6
7
МКУК "МЦБС", ул. Мира, 10а
МБОУ ДОД ДШИ, ул. Мира, 10а
МДОУ детский сад №6, ул.
Мира, 12а
МОУ Томинская СОШ, ул. Мира,
10
МПРО Природа храма, ул.
Школьная, 3
Администрация ТСП, ул.
Школьная, 3
Магазин
ИТОГО
Расчёт
выполнен
по
0,2
1,4
3,36
0,005
0,035
0,084
8,84
0,221
0,4
0,01
0,48
0,012
0,027
1,08
49,68
1,242
методике,
описанной
в
справочнике
проектировщика
«Проектирование тепловых сетей», Николаев А.А (см. стр. 117-133). По результатам
гидравлического расчёта определен расчетный гидравлический режим работы тепловых
сетей, при котором соблюдаются основные рекомендации.
Удельные потери давления на трение в трубопроводах рекомендуется принимать:
 для участков расчётной магистрали от источника тепла до наиболее удалённого
потребителя - 3-8 кгс/м2м;
 для ответвления от расчётной магистрали – по располагаемому перепаду давлений, но
не более 30 кгс/м2м.
Для определения максимальных потерь давления в системе, выбирается расчётная
магистраль,
являющаяся
линией
соединяющей
котельную
с
наиболее
удалённым
потребителем. Результаты расчета потерь давления в расчётных магистралях сведены в
таблицах 4.4 и 4.5.
94
Таблица 4.4 – Потери давления в расчётной магистрали для существующих тепловых
сетей, подлежащих реконструкции с целью корректировки гидравлического режима
Источник
Газовая
котельная
Потери давления в расчётной Увеличение
магистрали H, м.в.ст.
потерь
Резерв
С рекомендуедавления, напора, м
Фактические
мыми
м.вод.ст
диаметрами
1,6
3,4
1,8
1,6
Вывод
Увеличение напора сетевого
насоса не требуется
Таблица 4.5 – Потери давления в расчётной магистрали для существующих тепловых
сетей, к которым планируется подключение новых абонентов
Источник
Газовая
котельная
Потери давления в расчётной
магистрали H, м.в.ст.
Увеличение
С рекомендуепотерь
Резерв
мыми
давления, напора, м
диаметрами
Фактические
м.вод.ст
после подкл.
новых
абонентов
1,6
5
3,4
0
Вывод
Увеличение напора сетевого
насоса не требуется
Таким образом, замена существующих трубопроводов на рекомендуемые с
оптимальными диаметрами позволит снизить тепловые потери в тепловой сети, а также
снизит затраты на реконструкцию сетей. Замена насосного оборудования с целью
повышения напора сетевых насосов не требуется.
На основании
этих данных построены пьезометрические графики
системы
теплоснабжения, представленные на рисунках 4.3 и 4.4.
Основные требования к режиму давлений водяных тепловых сетей из условия
надёжности работы системы теплоснабжения сводятся к следующему:
1) непревышение допустимых давлений в оборудовании источника, тепловой сети и
абонентских установок.
Для подающей линии допустимое избыточное давление в стальных трубопроводах и
арматуре тепловых сетей зависит от применяемого сортамента труб, оборудования
источника теплоты и в большинстве случаев составляет 1,6-2,5 МПа. Для обратной
линии максимальный напор из условия прочности отопительных установок и
арматуры при зависимой схеме присоединения для чугунных радиаторов составляет
0,6 МПа, при независимой схеме присоединения для водо-водяных подогревателей 1
МПа.
95
2) обеспечение избыточного давления во всех элементах системы теплоснабжения для
предупреждения кавитации насосов и защиты системы теплоснабжения от подсоса
воздуха. Невыполнение этого требования приводит к коррозии оборудования и
нарушению циркуляции воды. В качестве минимального значения избыточного
давления для обратной линии принимают 0,05 МПа.
3) обеспечение невскипания сетевой воды при гидродинамическом режиме работы
системы теплоснабжения, т.е. при циркуляции воды в системе.
В качестве
минимального значения избыточного давления для подающей линии принимают
давление из условия невскипания воды на тех участках системы теплоснабжения, где
температура воды превышает 100 0С. Температура насыщения водяного пара при
давлении 0,1 МПа равна 100 0С.
Желательно, чтобы при зависимой схеме присоединения линия действительных
полных гидродинамических напоров в подающем трубопроводе не пересекала линию
статического напора. Тогда в узлах присоединения отопительных установок к тепловой сети
не требуется сооружать повысительные насосные станции, что упрощает систему
теплоснабжения и повышает надёжность её работы.
Располагаемый напор, т.е. разность напоров в подающей и обратной линиях сети на
котельной был равен или даже несколько превышал максимальные потери напора в
абонентских установках и в тепловой сети. Рекомендуемое значение для принятой схемы
присоединения систем отопления и вентиляции (зависимая без смешения) равно 5 м.вод.ст.
В противном случае приходится устанавливать в тепловых пунктах насосные установки, что
усложняет эксплуатацию и снижает надёжность системы теплоснабжения.
96
Рисунок 4.3 – Пьезометрический график системы с рекомендуемыми диаметрами
труб
Рисунок 4.4 – Пьезометрический график системы с рекомендуемыми диаметрами
труб
97
На графиках видно, что линии напоров в подающем и обратном трубопроводе не
пересекают линию статического напора. Располагаемый напор на котельных превышает
потери напора в тепловых сетях и на вводе самого удалённого потребителя.
4.4. Выводы о резервах (дефицитах) существующей системы теплоснабжения при
обеспечении перспективной тепловой нагрузки
Существующая система теплоснабжения п. Томинский обеспечивает перспективной
тепловой нагрузкой потребителей, при этом наблюдается профицит мощности. На момент
составления схемы теплоснабжения ТСП, профицит мощности составляет 0,832 Гкал/ч без
учета резервирования или 0,083 Гкал/ч с учетом резервирования нагрузки. К 2027 году
резерв тепловой мощности при реализации варианта развития схемы теплоснабжения
составит 0,499 Гкал/ч без учета резервирования, однако будет наблюдаться дефицит 0,539
Гкал/ч при резервировании нагрузки.
98
Глава
5.
Перспективные
водоподготовительных
балансы
установок
и
производительности
максимального
потребления
теплоносителя теплопотребляющими установками потребителей, в том
числе в аварийных режимах
Прогноз производительности водоподготовительных установок и максимального
потребления теплоносителя для п. Томинский выполнен на основании перспективного плана
развития системы теплоснабжения потребителей, изложенного в Главе 2.
В соответствии с рекомендациями СНиП 41-02-2003, объём воды в системах
теплоснабжения при отсутствии данных по фактическим объемам воды допускается
принимать равным 65 м на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки при закрытой системе
теплоснабжения, 70 м
на 1 МВт - при открытой системе и 30 м
на 1 МВт средней
нагрузки - при отдельных сетях горячего водоснабжения.
В закрытых системах теплоснабжения расчётный часовой расход воды для
определения производительности водоподготовки равен 0,75% фактического объема воды в
трубопроводах тепловых сетей и присоединенных к ним системах теплопотребления.
Аварийный расход на компенсацию утечек принимается в размере 2% от объёма воды в
системе теплоснабжения.
Таким
образом,
производительность
водоподготовительных
установок
и
максимальное часовое потребление теплоносителя в базовом 2014 году представлено в
таблице 5.1.
Таблица 5.1 – Производительность водоподготовительных установок и максимальное
часовое потребление теплоносителя в базовом 2014 году
Источник
Газовая котельная
Закрытая система теплоснабжения
Расчётный часовой расход воды, м3/ч Аварийный часовой расход воды, м3/ч
0,892
2,379
Прогноз перспективной производительности водоподготовительных установок и
максимального потребления теплоносителя в период с 2015 до 2029 г. представлен в таблице
5.2 и на рисунке 5.1.
Таблица 5.2 – Прогноз производительности водоподготовительных установок и
максимального потребления теплоносителя для существующих источников
99
Источник
Газовая котельная
Закрытая система теплоснабжения
Период
Расчётный часовой расход
воды, м3/ч
Аварийный часовой
расход воды, м3/ч
2015
2016
2017
2018
2019
2024
2029
0,892
0,908
0,953
0,985
1,013
1,081
1,081
2,379
2,421
2,541
2,625
2,701
2,882
2,882
Динамика производительности водоподготовительных установок и максимального
потребления теплоносителя получена на основании прогноза объёмов потребления тепловой
энергии абонентами п. Томинский на период с 2015 до 2029 г., представленного в таблице
4.1 Главы 4.
Рисунок 5.1 – Прогноз производительности водоподготовительных установок и
максимального потребления теплоносителя для ТСП
Из рисунка 5.1 видно, что расчётный часовой расход воды при реализации варианта
развития Томинского сельского поселения увеличится на 0,189 м3/ч.
100
Глава 6. Предложения по строительству, реконструкции и техническому
перевооружению источников тепловой энергии
На сегодняшний день на территории Томинского сельского поселения функционирует
одна закрытая система централизованного теплоснабжения, для которой в качестве
теплоносителя используется вода. Система централизованного ГВС отсутствует.
От муниципальной газовой котельной п. Томинский проложены двухтрубные
(подающий и обратный трубопровод) закрытые тупиковые сети без резервирования
подающие тепло на системы отопления.
Для более надежного и бесперебойного теплоснабжения поселка предлагается
вариант развития теплоснабжения ТСП в период до 2029 года по следующим направлениям:
1) Организация коммерческого учёта тепловой энергии на источнике и у потребителей.
2) Внедрение
системы
диспетчерского
контроля
и
управления
параметрами
теплоснабжения.
3) Дооснастить котельную дополнительным котлом производительностью ≈ 0,6 Гкал/ч
для обеспечения нормативного резервирования перспективной нагрузки начиная с
2017 года.
4) Реконструкция ГРУ котельной для увеличения пропускной способности и замена
счетчика газа. Для выполнения данного мероприятия необходимо провести проектные
работы с расчетом требуемого диаметра газопровода и выбором оптимального
типоразмера счетчика газа.
Предлагаемый вариант предполагает подключение новых абонентов к существующей
котельной с организацией коммерческого учета выработанной и потребленной тепловой
энергии.
101
Глава 7. Предложения по строительству и реконструкции тепловых сетей
и сооружений на них
В
рамках
предлагаемого
варианта
развития
системы
теплоснабжения
ТСП
рекомендуется выполнить следующие мероприятия по реконструкции существующих и
строительству новых тепловых сетей:
1) Реконструкция и капитальный ремонт существующих тепловых сетей, срок
эксплуатации которых превышает 25 лет.
2) Перекладка аварийных участков тепловой сети (Т7-Т8 и Т4-Т4.1) в таблице 7.2.
3) Для теплоснабжения вновь построенных зданий выполнить прокладку новых
закрытых двухтрубных тепловых сетей. Перечень участков представлен в таблице 7.1.
Таблица 7.1 – Перечень участков тепловой сети планируемых к новому строительству
Начальный уел
Конечный узел
Т16.1
Жилой дом №1
Т16.2
Жилой дом №2
Школа №1
Т7.1
Детский садик №1
Т7.2
Школа №2
Т7.3
Жилой дом №3
Детский садик №2
Клуб
Т16
Т16.1
Т16.1
Т16.2
Т16.2
Т7
Т7.1
Т7.1
Т7.2
Т7.2
Т7.3
Т7.3
Т12
L по
Dу
плану, рекоменд,
м
мм
30
100
10
40
30
80
10
40
45
40
20
100
10
32
40
80
10
40
50
50
10
40
35
32
150
50
Таблица 7.2 – Перечень участков тепловой сети планируемых к реконструкции с заменой
диаметров трубопроводов
L по
Dу
плану, рекоменд,
м
мм
Т8
42
80
Т7
Т4.1
30
50
Т4
Зон ненормативной надёжности и безопасности в системе теплоснабжения не
Начальный узел
Конечный узел
выявлено, поэтому строительство резервных перемычек до 2029 года не предусмотрено.
102
103
Глава 8. Перспективные топливные балансы
8.1. Расчеты по каждому источнику тепловой энергии перспективных максимальных
часовых и годовых расходов основного вида топлива для зимнего, летнего и
переходного
периодов,
необходимого
для
обеспечения
нормативного
функционирования источников тепловой энергии на территории поселения, городского
округа
Расчёты перспективных максимальных часовых и годовых расходов природного газа
для зимнего, летнего и переходного периодов выполнены на основании данных о
среднемесячной температуре наружного воздуха, суммарной присоединённой тепловой
нагрузке, фактических годовых расходах тепловой энергии и удельных расходах условного
топлива по каждому источнику тепловой энергии.
Объёмы потребления природного газа для существующего источника тепловой
энергии для зимнего, летнего и переходного периодов представлены в таблице 8.1.
Таблица 8.1 – Объёмы потребления природного газа для газовой котельной п. Томинский
Потребление природного газа, тыс. куб. м.
Период
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Итого,
в том числе:
Зимний период
Переходный
период
Летний период
2010
158,8
132,3
113,6
65,0
0
0
0
0
0
63,8
93,6
126,2
2011
127,7
105,0
110,1
70,6
5,1
0
0
0
0
46,9
108,3
129,4
2012
133,5
126,4
96,8
39,8
0
0
0
0
4,0
59,8
87,6
135,3
2013
124,8
99,6
98,9
54,3
0
0
0
0
0
66,1
64,8
100,0
2014
101,6
109,8
84,5
70,0
4,6
0
0
0
16,6
79,9
99,4
111,7
753,3
703,1
683,2
608,5
678,1
417,3
362,1
395,2
324,4
323,1
336
341
288
284,1
355
0
0
0
0
0
104
Расчёты перспективных максимальных часовых и годовых расходов природного газа
для зимнего, летнего и переходного периодов выполнены на основании прогноза объёмов
потребления тепловой энергии абонентами п. Томинский на период с 2015 до 2029 г.
представленного в таблице 4.1 Главы 4.
Прогноз перспективных максимальных годовых расходов природного газа для
зимнего, летнего и переходного периодов представлен в таблице 8.2 и на рисунке 8.1.
Таблица 8.2 – Прогноз перспективных максимальных годовых расходов природного газа для
зимнего, летнего и переходного периодов для газовой котельной п. Томинский
Период
2015
2016
2017
2018
2019
2024
2029
За весь период
678,10
690,16
724,20
748,32
769,86
821,56
821,56
Потребление природного газа, тыс. куб. м.
Зимний период
Переходный период
323,10
355,00
328,85
361,32
345,06
379,13
356,56
391,76
366,82
403,04
391,46
430,10
391,46
430,10
Летний период
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Зимний период включает в себя расходы природного газа за декабрь, январь и
февраль, переходный период – сентябрь, октябрь, ноябрь, март, апрель и май, а летний
период – июнь, июль, август.
Рисунок 8.1 – Прогноз перспективных максимальных годовых расходов природного
газа для ТСП
105
Из рисунка 8.1 видно, что в период с 2015 до 2029 года наблюдается увеличение
объёмов потребления природного газа, связанное с перспективным развитием п. Томинский.
При этом перспективные расчеты учитывают реализацию мероприятий по повышению
уровня энергетической эффективности функционирования систем теплоснабжения.
8.2. Расчеты по каждому источнику тепловой энергии нормативных запасов аварийных
видов топлива
На газовой котельной отсутствует возможность для использования резервного
топлива.
106
Глава 9. Оценка надёжности теплоснабжения
9.1. Перспективные показатели надёжности
Перспективные (плановые) значения определённых в Главе 1 показателей надёжности
устанавливаются регулирующими органами на каждый расчётный период регулирования в
пределах долгосрочного периода регулирования начиная с:
 первого периода – для показателей Ps, соответствующих Pч;
 второго периода, но не ранее 2013 года – для показателей Ps, соответствующих Рчм, Рп
иРо;
 третьего, но не ранее 2014 года – для показателей Ps, соответствующих Rв, Rп, Rвм.
Здесь и далее Ps обозначает введённые ранее показатели уровня надёжности.
Плановые значения показателей надежности и качества определяются для каждой
теплоснабжающей организации исходя из:
 средних фактических значений показателей надежности за те расчетные периоды
регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования, по которым
имеются отчетные данные на момент установления плановых значений на следующий
долгосрочный период регулирования;
 динамики улучшения значений показателей (начиная с 2014 года);
 корректировки в текущем расчетном периоде регулирования (t) плановых значений
показателей, установленных на следующий расчетный период регулирования (t+1), с
учетом фактических значений показателей за предшествующий расчетный период
регулирования (t–1).
Плановые значения показателей надежности и качества на каждый расчетный период
регулирования в пределах долгосрочного периода регулирования (с учетом указаний для
первого долгосрочного периода регулирования и за исключением 2012 и 2013 годов, когда
сомножитель (1-р) не применяется), определяются по формуле:
,
где
– устанавливаемое регулирующим органом плановое значение по каждому
показателю надежности обслуживания на расчетный период регулирования t в рамках
долгосрочного периода регулирования, начинающегося в году d;
107
– плановое значение по каждому показателю надежности обслуживания на
период регулирования d;
p – коэффициент улучшения показателей надежности, определяющий (с 2014 года)
плановую динамику улучшения значений показателей, задается в соответствии с Таблицей
9.1.
n – число расчетных периодов регулирования в пределах предшествующего
долгосрочного периода регулирования, по которым имеются отчетные данные на момент
установления плановых значений на долгосрочный период регулирования, начинающийся в
году d (для первого долгосрочного периода регулирования n=1).
В случае отсутствия фактических данных у регулируемой организации, для первого
расчетного периода регулирования, на который устанавливаются плановые значения в
рамках
первого
долгосрочного
периода
регулирования,
плановое
значение
соответствующего показателя устанавливается по имеющимся фактическим данным за
неполный расчетный период, предшествующий первому расчетному периоду регулирования,
с приведением указанных данных до значений за полный период. При установлении
плановых значений на последующие расчетные периоды регулирования применяются
фактические отчетные данные за полный соответствующий расчетный период.
Таблица 9.1 – Коэффициент улучшения показателей надежности
Регулируемая организация
тепловой
энергии
(без
Производители
теплосетей)
Теплосетевые организации
источниками тепла)
(возможно,
с
Коэффициент улучшения
собственных
собственными
0,02
0,015
Корректировка плановых значений показателей, установленных на каждый расчетный
период регулирования (t+1), осуществляется по формуле:
где
– скорректированное плановое значение по каждому показателю
надежности на расчетный период регулирования t+1;
108
– фактические значения показателей надежности по отчетным данным
предыдущего расчетного периода регулирования (t-1).
Регулируемые организации подготавливают предложения по плановым значениям
показателей надежности на каждый расчетный период регулирования в пределах
долгосрочного периода регулирования.
Плановое
значение
показателя
уровня
надежности
считается
достигнутым
регулируемой организацией по результатам расчетного периода регулирования (t), если
фактическое значение показателя соответствует скорректированному плановому значению
этого показателя с коэффициентом (1+с), т.е.:
,
,
где
с – величина допустимого отклонения,
– определённые ранее в Главе 1 показатели из числа учитываемых в
рассматриваемом расчетном периоде регулирования.
Величина допустимого отклонения (с) устанавливается равной:
 0,5 на 2011-2013 годы и 0,25 с 2014 года – для показателей уровня надежности,
учитываемых в 2011 году;
 0,4 на 2012-2015 годы, 0,25 на 2016 – 2020 годы и 0,2 с 2021 года – для остальных
показателей уровня надежности.
Плановые значения показателей уровня надежности и (или) качества считаются
достигнутыми регулируемой организацией со значительным улучшением, если фактическое
значение показателя улучшает скорректированное плановое значение этого показателя с
коэффициентом (1-с), т.е.:
,
.
Определённые, в соответствии с приказом Министерства регионального развития РФ
«Об утверждении Методических указаний по расчету уровня надёжности и качества
поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих деятельность
по производству и (или) передаче тепловой энергии», показатели надёжности на 2014 год для
ООО «Здоровый дух» имеют нулевые значения (см. Главу 1, таблица 9.3), т.е. крупных
109
нарушений в подаче тепловой энергии не выявлено. Также, качество тепловых сетей,
рассчитанная в соответствии со СНиП 41-02-2003 (см. Главу 1, таблица 9.3) удовлетворяет
установленным требованиям.
Система теплоснабжения п. Томинский оценена как
«надежная» (фактический показатель надежности системы теплоснабжения Кнад=0,8 при
минимально необходимом значении для категории «надежные» Кнад=0,75).
Исходя из принципа совершенствования системы теплоснабжения рекомендуется в
течение долгосрочного периода (2015-2029 гг.) обеспечить повышение показателей
надежности
системы
теплоснабжения
путем
повышения
уровня
резервирования
(дооснащение котельной дополнительным котлом) и уровня технического состояния
тепловых сетей Кс (реконструкция ветхих участков тепловой сети):
Кнад = (Кэ + Кв + Кт + Кб + Кр + Кс)/n,
Кнад = (0,8+0,8+ 1,0+ 1,0+1,0+0,8)/6 =0,9,
что улучшит существующий на 2014 г. показатель на 12,5% и повысит категорию системы
теплоснабжения п. Томинский с «надежной» до «высоконадежной».
Расчёт
перспективных
показателей
надёжности
Pч
для
теплоснабжающей
организации в соответствии с приказом Министерства регионального развития РФ «Об
утверждении Методических
указаний по расчету уровня надёжности и качества
поставляемых товаров, оказываемых услуг для организаций, осуществляющих деятельность
по производству и (или) передаче тепловой энергии» на период до 2029 года представлены в
таблице 9.2.
Таблица 9.2 – Перспективные показатели надёжности Pч для ООО «Здоровый дух»,
рассчитанные в соответствии с приказом Министерства регионального развития РФ
Наименование показателя Pч
2014год
Плановое значение,
Скорректированное плановое значение,
Достигнутое плановое значение,
Достигнутое плановое значение со
значительным улучшением,
0
2015-2019
гг.
0
0
0
2020-2024
гг.
0
0
0
2025-2029
гг.
0
0
0
0
0
0
Приведённый в таблице 9.2 показатель надёжности Pч определяется числом
нарушений в подаче тепловой энергии. Количество нарушений в 2013 году составляло 0 шт.
Приведённая
продолжительность
прекращения
подачи
тепловой
энергии
потребителям п. Томинский по состоянию на 2014 год составляет 13 часов (в соответствии с
расчётным временем восстановления теплоснабжения по СНиП 41-02-2003).
110
Таким образом, для достижения перспективных показателей надёжности Pч
рекомендуется не допустить повышения аварий и времени восстановления теплоснабжения в
расчётный период 2015-2029 гг.
Динамика изменения количества аварий и времени восстановления теплоснабжения,
представлена в таблице 9.3.
Таблица 9.3 – Динамика изменения количества аварий и времени восстановления
теплоснабжения
Наименование
Количество аварий на тепловых сетях, шт.
Время восстановления теплоснабжения, ч
Расчёт
перспективных
20152019 гг.
1
13
2014год
1
13
показателей
надёжности
20202024 гг.
1
12
системы
20252029 гг.
1
12
централизованного
теплоснабжения в соответствии со СНиП 41-02-2003 на период до 2029 года для участков, на
которых наблюдались аварии в течение предшествующих обследованию 5 лет, представлен в
таблице 9.4.
Таблица 9.4 – Перспективные показатели надёжности системы централизованного
теплоснабжения, рассчитанные в соответствии со СНиП 41-02-2003
№
уч.
1
2
3
Участок тепловой сети
2014 год
Начало
ТК6
Т4.1
Т7
Рбс
1
1
1
Конец
ТК9
Т5
Т8
Рос
0
0
0
2015-2019 гг.
Рбс
1
1
1
Рос
0
0
0
2020-2024 гг.
Рбс
1
1
1
Рос
0
0
0
2025-2029 гг.
Рбс
1
1
1
Рос
0
0
0
Рассчитанные перспективные показатели надёжности в таблицах 9.2 и 9.4 зависят от
количества аварий на тепловых сетях и времени восстановления теплоснабжения и не
учитывают существующее состояние котельных (износ, уровень автоматизации) и
эффективность их функционирования.
9.3. Предложения, обеспечивающие надёжность систем теплоснабжения
Надёжность системы теплоснабжения зависит от:
 качества применяемых элементов и уровня химической коррозии;
 степени резервирования;
111
 уровня автоматизации управления технологическими процессами производства,
передачи и потребления тепловой энергии;
 организации эксплуатации системы.
Качество элементов систем теплоснабжения
Текущее состояние элементов тепловой сети зависит не только от качества
изготовления элементов систем теплоснабжения, но и от качества их эксплуатации,
используемых методов контроля и защиты от внешних воздействий.
Обследование систем теплоснабжения Томинского сельского поселения показало, что
средний срок эксплуатации тепловых сетей составляет более 30 лет, что превышает
расчётный срок службы стальных трубопроводов, равный 25 годам. Также, часть
трубопроводной арматуры находится в ветхом состоянии и нуждается в модернизации.
На некоторых участках тепловых сетей наблюдаются нарушения теплоизоляционного
слоя и видно коррозионное воздействие на металл трубопроводов.
Для контроля состояния трубопроводов тепловых сетей и определения признаков
опасности наружной коррозии оперативным персоналом, должны производиться наружные
осмотры трубопроводов по графику, составленному лицом, ответственным за исправное
состояние и безопасную эксплуатацию. График наружного осмотра должен предусматривать
осуществление
контроля
состояния
как
оперативным
персоналом,
так
и
лицом,
ответственным за исправное состояние и безопасную эксплуатацию трубопроводов тепловых
сетей.
При наружном осмотре трубопроводов тепловых сетей в местах доступа обследуются:
а) изменения в планировке и состоянии поверхности земли по всей трассе (для
предотвращения
затопления
трубопроводов
поверхностными
водами
производится
своевременная подсыпка земли и ремонт наружного покрытия);
б) наличие и уровень затопления водой тепловых камер и каналов - уровень воды в
камерах ни при каких обстоятельствах не должен быть выше основания канала,
примыкающего к камере, а при бесканальной прокладке - не выше отметки, отстоящей на
400 мм от теплоизоляционной конструкции теплопровода (скапливающаяся вода должна
периодически или непрерывно удаляться с помощью передвижных или стационарных
насосных установок);
в) наличие капели с плит перекрытий в тепловых камерах и проходных каналах (при
появлении необходимо впредь до устранения причин капели сделать защитное покрытие над
трубопроводами и оборудованием и отвод воды в приямок);
112
г)
наличие
участков
трубопроводов
с
разрушенной
тепловой
изоляцией,
антикоррозионным и гидроизоляционным покрытиями (для защиты от наружной коррозии
должны быть восстановлены);
д) состояние попутного дренажа (ежегодно после окончания отопительного сезона
трубопроводы попутного дренажа должны подвергаться прочистке механическим способом).
Смотровые дренажные колодцы попутного дренажа должны осматриваться и очищаться от
заносов по мере необходимости;
е) вентиляция каналов и тепловых камер (при запаривании каналов и тепловых камер
и при отсутствии приточно-вытяжной вентиляции, непредусмотренной проектом или
несмонтированной, снижение температуры воздуха до 32 °С необходимо производить
передвижными вентиляционными установками);
ж) состояние строительных металлических конструкций (окраска в доступных местах
металлических конструкций тепловых сетей антикоррозионными покрытиями производится
не реже одного раза в два года).
Результаты наружного осмотра рекомендуется заносить в рапорт оперативного
персонала (см. РД 153-34.0-20.518, приложение 16), а затем лицом, ответственным за
исправное состояние и безопасную эксплуатацию, в паспорт трубопровода (см. РД 153-34.020.518, приложение 15) и журнал учета осмотров.
Для повышения уровня технического обслуживания трубопроводов тепловых сетей и
для разработки мероприятий по защите от наружной коррозии вновь сооружаемых и
действующих трубопроводов должны быть организованы подразделения по защите от
коррозии (ПЗК). В зависимости от местных условий и производственной необходимости
такими подразделениями могут быть служба, отдел, производственная лаборатория, группа.
При необходимости может быть заключен договор со специализированной организацией,
выполняющей данные виды работ.
Каждое ПЗК должно быть оснащено специальными контрольно-измерительными
приборами и аппаратурой, необходимыми для проведения коррозионных измерений в
полевых и лабораторных условиях, а также приборами контроля качества антикоррозионных
покрытий и приборами для обследования коррозионного состояния трубопроводов. В
крупных организациях (предприятиях) рекомендуется иметь специальные передвижные
лаборатории по защите от коррозии.
Для
контроля
состояния
подземных
трубопроводов,
теплоизоляционных
и
строительных конструкций следует периодически производить контрольные вскрытия на
тепловых сетях.
113
Вскрытие для наружного осмотра теплопроводов, проложенных в непроходных
каналах и бесканально, следует производить в первую очередь в местах, где имеются
признаки опасности наружной коррозии трубопроводов.
Кроме этих участков вскрытие подземных теплопроводов для наружного осмотра
следует также производить в указанных ниже неблагоприятных местах, где возможно
возникновение процессов наружной коррозии трубопроводов:
 вблизи мест, где при эксплуатации наблюдались коррозионные повреждения
трубопроводов;
 на участках, расположенных вблизи линий канализаций и водопровода или в местах
пересечения с этими сооружениями;
 в
местах,
где
по результатам
тепловизионного обследования
наблюдаются
повышенные тепловые потери;
 в местах, где по результатам технического обследования и инженерной диагностики
коррозионного состояния трубопроводов тепловых сетей обнаружены участки с
максимальным утонением стенки трубопровода.
Для защиты труб от наружной коррозии предусматриваются конструктивные решения
в соответствии с требованиями РД 153-34.0-20.518 «Типовая инструкция по защите
трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии».
Методы защиты трубопроводов тепловых сетей от наружной коррозии должны
выбираться в зависимости от:
 способа прокладки тепловых сетей (подземная канальная, подземная бесканальная,
надземная);
 максимальной температуры теплоносителя (за которую принимается расчетная
температура сетевой воды в подающем трубопроводе по температурному графику
тепловой сети, принятому для данной системы централизованного теплоснабжения);
 вида тепловой изоляции и типа теплоизоляционной конструкции;
 условий эксплуатации, определяемых по результатам периодических наружных
осмотров и технического обследования коррозионного состояния (для канальной
прокладки - подверженность каналов затоплению, заносу грунтом, подверженность
теплоизоляционной конструкции увлажнению капельной влагой; для бесканальной
прокладки - коррозионная агрессивность грунтов, опасное влияние блуждающих
токов);
 срока эксплуатации и типа коррозионных повреждений (для действующих тепловых
сетей).
114
В качестве средств защиты от наружной коррозии трубопроводов тепловых сетей, а
также их элементов (участков сварных соединений, углов поворотов, тройников и др.),
должны применяться защитные антикоррозионные покрытия, наносимые на внешнюю
поверхность труб под тепловую изоляцию.
При наличии признаков опасности наружной коррозии подземных трубопроводов
тепловых сетей в качестве средств защиты должна применяться электрохимическая защита
путем катодной поляризации труб с помощью установок катодной, электродренажной
защиты (поляризованных или усиленных электродренажей) или протекторов.
Электрохимическая защита (ЭХЗ) может осуществляться с помощью станций
катодной
защиты
(СКЗ),
электродренажных
установок
и
гальванических
анодов
(протекторов). СКЗ и электродренажные установки могут применяться как для бесканальной,
так и канальной прокладок тепловых сетей. В последнем случае при использовании СКЗ их
анодные заземлители могут размещаться как за пределами каналов, так и непосредственно в
каналах. Гальваническая (протекторная) защита может применяться только при канальной
прокладке тепловых сетей с их размещением у дна канала или на поверхности
трубопроводов. В случаях наличия защитных антикоррозионных покрытий, обладающих
протекторными свойствами (например, металлизационного алюминиевого покрытия), ЭХЗ
применяется лишь при опасном воздействии блуждающих постоянных токов или
переменных токов.
Катодная поляризация трубопроводов тепловых сетей бесканальной прокладки
обязательна:
 при прокладке в грунтах высокой коррозионной агрессивности (защита от почвенной
коррозии);
 при наличии опасного влияния постоянных блуждающих токов и переменных токов
(для вновь сооружаемых трубопроводов - при наличии постоянных блуждающих
токов в земле).
При использовании трубопроводов с заводской пенополиуретановой теплоизоляцией
наносить антикоррозионное покрытие на стальные трубы не требуется, но обязательно
устанавливается
устройство
системы
оперативного
дистанционного
контроля,
сигнализирующее о проникновении влаги в теплоизоляционный слой.
Катодная поляризация реконструируемых действующих трубопроводов тепловых
сетей канальной прокладки обязательна при наличии воды в канале или заносе канала
грунтом, когда вода или грунт достигают теплоизоляционной конструкции или поверхности
трубопровода (для вновь сооружаемых трубопроводов - при наличии зон предполагаемого
затопления канала).
115
Резервирование тепловых сетей и оборудования
В соответствии со СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети» следует предусматривать
следующие способы резервирования:
 установку на источнике теплоты необходимого резервного оборудования;
 организацию совместной работы нескольких источников теплоты на единую
тепловую сеть;
 резервирование тепловых сетей смежных районов;
 устройство резервных насосных и трубопроводных связей;
 установку баков-аккумуляторов.
Участки
надземной
прокладки
протяженностью
до
5
км
допускается
не
резервировать, кроме трубопроводов диаметром более 1200 мм в районах с расчетными
температурами воздуха для проектирования отопления ниже минус 40 °С.
Резервирование подачи теплоты по тепловым сетям, прокладываемым в тоннелях и
проходных каналах, допускается не предусматривать.
При подземной прокладке тепловых сетей в непроходных каналах и бесканальной
прокладке резервная подача теплоты предусматривается в зависимости от расчётной
температуры наружного воздуха для отопления и диаметров трубопроводов и указано в
таблице 9.5.
Таблица 9.5 – Допустимое снижение подачи тепловой энергии
Диаметр
трубопроводов, мм
300
400
500
600
700
Расчётная температура наружного воздуха, °С
-10
-20
-30
-40
-50
Допускаемое снижение подачи тепловой энергии, %
32
50
60
59
64
41
56
65
63
68
49
63
70
69
73
52
68
75
73
77
59
70
76
75
78
При авариях (отказах) на источнике теплоты на его выходных коллекторах в течение
всего ремонтно-восстановительного периода должна обеспечиваться:
 подача 100% необходимой теплоты потребителям первой категории (если иные
режимы не предусмотрены договором);
 подача
теплоты
на
отопление
и
вентиляцию
жилищно-коммунальным
и
промышленным потребителям второй и третьей категорий в размерах, указанных в
таблице 9.6.
116
Таблица 9.6 – Допустимое снижение подачи теплоты для потребителей второй и третьей
категорий в % нормативной величины при аварийных режимах теплоснабжения
Наименование
показателя
Допустимое снижение
подачи теплоты, % до
Расчетная температура воздуха для проектирования
отопления, оС
минус
минус 20 минус 30 минус 40
минус 50
10
78
84
87
89
91
Согласно п.4.14 СП 89.13330.2012 Котельные установки (Актуализированная
редакция СНиП II-35-76) при выходе из строя одного котла независимо от категории
котельной количество тепловой энергии, отпускаемой потребителям второй категории,
должно обеспечиваться в соответствии с требованиями СП 124.13330.2012.
Число котлов, устанавливаемых в котельных, и их производительность, следует
определять на основании технико-экономических расчетов.
Для целей аварийного теплоснабжения теплосетевой организации рекомендуется
иметь как минимум одну передвижную котельную.
Также для повышения надёжности системы теплоснабжения можно использовать
передвижные котельные, которые при авариях на тепловых сетях используются в качестве
резервных источников теплоты и могут снабжать теплом как целый квартал, так и отдельные
здания, в первую очередь потребителей первой категории. Для подключения передвижной
котельной к тепловым сетям должны быть предусмотрены специальные фланцевые вводные
элементы, а для её работы необходимо наличие свободного электрического ввода (с
необходимыми значениями напряжения и тока) от трансформаторной подстанции или ВРУ
объекта.
Основными преимуществами передвижных котельных является их мобильность и
время ввода в эксплуатацию.
Для существующей системы теплоснабжения Томинского сельского поселения
резервирования тепловых сетей не предусмотрено, что не противоречит требованиям СНиП.
Перемычки между магистральными трассами тепловых узлов не установлены. Передвижные
котельные и прочие резервные источники тепловой энергии отсутствуют.
Таким образом, в соответствии с данными таблицы 4.2 Глава 4, для обеспечения
нормативного резервирования перспективной нагрузки начиная с 2017 года предлагается
установка в газовой котельной необходимого резервного оборудования, обеспечивающего
87%-ное резервирование расчетной нагрузки систем отопления всех абонентов. Для
выполнения этого требования необходимо дооснастить котельную дополнительным котлом
производительностью 0,6 Гкал/ч.
117
Уровень автоматизации управления технологическими процессами производства,
передачи и потребления тепловой энергии
Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП)
позволяет обеспечить многоступенчатое регулирование отпуска тепловой энергии, контроль
параметров теплоснабжения, обнаружение и локализацию мест аварий на тепловых сетях и
источниках тепла, а также защиту от повышения давления и гидравлических ударов.
Наибольшая
эффективность
достигается
при
комплексной
автоматизации,
сопровождающейся внедрением автоматизированной системы диспетчерского контроля и
управления АСДУ, которая позволяет:
 опрашивать с заданной периодичностью и отображать на экране монитора диспетчера
текущего состояния объектов в виде мнемосхем;
 вести историю процессов с заданной периодичностью (на основе СУБД)
 протоколировать события, вызывающих отклонения параметров процессов за
установленные пределы, отказы оборудования и пр.;
 сигнализировать о аварийных ситуациях с формированием звукового сигнала на
операторской станции диспетчера;
 отображать временные тренды и гистограммы распределения технологических
параметров;
 осуществлять перенос накопленных данных в программы MS Office Word, Excel для
подготовки отчетов об объемах и параметрах потребления энергоресурсов.
Автоматизация абонентских тепловых пунктов позволяет:
 регулировать расход теплоносителя в соответствии с заданным температурным
графиком с учётом погодных условий, времени суток, дней недели и пр.;
 предотвращать разрегулировку системы отопления;
 учитывать фактические расходы теплоносителя и тепловой энергии;
 поддерживать нормативную температуру и давление воды в системе ГВС;
 защита местных систем от аварийного повышения параметров теплоносителя.
В настоящее время уровень автоматизации управления технологическими процессами
производства, передачи и потребления тепловой энергии средний, т.к. автоматика
установлена только в котельной, система диспетчерского контроля и управления
отсутствует, абонентские тепловые пункты не автоматизированы.
Организация эксплуатации системы
118
Надёжность системы теплоснабжения во многом определяется организацией
эксплуатации системы: взаимодействием теплоснабжающих и теплосетевых компаний,
качеством
обратной
связи
с
абонентами,
оптимальным
составом
аварийно-
восстановительной службы и своевременным проведением аварийных и плановых
ремонтных работ.
Для качественного выполнения работ по обслуживанию системы централизованного
теплоснабжения, в соответствии со СНиП 41-02-2003 «Тепловые сети», необходимо наличие:
1) аварийно-восстановительных служб (АВС), численность персонала и техническая
оснащенность которых должны обеспечивать полное восстановление теплоснабжения
при отказах на тепловых сетях в сроки, указанные в СНиП 41-02-2003;
2) собственных ремонтно-эксплуатационных баз (РЭБ) - для районов тепловых сетей с
объемом эксплуатации 1000 условных единиц и более. Численность персонала и
техническая оснащенность РЭБ определяются с учетом состава оборудования,
применяемых конструкций теплопроводов, тепловой изоляции и т.д.;
3) механических мастерских - для участков (цехов) тепловых сетей с объемом
эксплуатации менее 1000 условных единиц;
4) единых ремонтно-эксплуатационных баз - для тепловых сетей, которые входят в
состав
подразделений
тепловых
электростанций,
районных
котельных
или
промышленных предприятий.
Время ликвидации аварий во многом зависит от наличия необходимых запасных
частей и материалов. Поэтому необходимо постоянно контролировать наличие запасных
деталей, материалов и оборудования.
ООО «Здоровый дух» совмещает функции теплоснабжающей и теплосетевой
организации,
что
положительно
сказывается
на
качестве
эксплуатации
систем
теплоснабжения. На предприятии имеются необходимые службы и базы для выполнения
работ по обслуживанию систем централизованного и местного теплоснабжения. Полное
восстановление теплоснабжения при отказах на тепловых сетях соответствует требованиям
СНиП 41-02-2003. Подготовка системы теплоснабжения к отопительному периоду
проводится в соответствии с МДК 41-6.2000 «Организационно-методические рекомендации
по подготовке к проведению отопительного периода и повышению надёжности систем
коммунального теплоснабжения в городах и населённых пунктах РФ» и выполняется
своевременно и в полном объёме.
Для улучшения качества эксплуатации рекомендуется регулярное проведение
мониторинга качества обслуживания, повышение уровня взаимодействия с населением.
119
Таким образом, для обеспечения надёжной поставки тепловой энергии потребителям
Томинского сельского поселения в течение долгосрочного периода (2015-2029 гг.)
рекомендуется проводить следующие мероприятия:
1) замена изношенных участков тепловой сети, срок эксплуатации которых превышает
25 лет;
2) защита труб от наружной коррозии;
3) замена
(модернизация)
отработавшей
ресурс
трубопроводной
арматуры
с
увеличением уровня резервирования тепловой мощности котельных (87%-ное
резервирование систем отопления всех абонентов);
4) внедрение
системы
диспетчерского
контроля
и
теплоснабжения;
5) совершенствование эксплуатации систем теплоснабжения.
120
управления
параметрами
Глава 10. Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и
техническое перевооружение
10.1. Технико-экономическая информация по строительству новых тепловых сетей
Приблизительная стоимость трубопроводов тепловой сети в полипеноуретановой
(ППУ) изоляции для подземной прокладки, либо с дополнительным оцинкованным
защитным слоем для надземной прокладки представлена в таблице 10.1.
Таблица 10.1 – Приблизительная стоимость трубопроводов тепловой сети
Диаметр трубы/стенка/
диаметр с оболочкой,
мм
Стоимость, руб./п.м.
Трубы в ППУ
Трубы в ППУ с учётом отводов,
переходов, изоляции стыков и пр.
Новое строительство на
неподвижных опорах
455
532
546
624
853
944
1285
1407
1760
2094
3277
4964
6103
637
745
764
874
1194
1321
1799
1969
2465
2932
4588
6950
8544
1593
1862
1911
2185
2984
3303
4498
4923
6161
7329
11470
17375
21361
20/2,8/110
25/3,2/110
32/3,2/110
40/3,5/125
57/3,5/140
76/3,0/140
89/3,5/160
108/3,5/180
133/4,5/225
159/4,5/250
219/6,0/315
273/6,0/400
325/6,0/450
Стоимость строительно-монтажных работ (СМР) по реконструкции существующих
тепловых сетей представлена в таблице 10.2.
Таблица
10.2
–
Стоимость
строительно-монтажных
работ
по
реконструкции
существующих тепловых сетей
Внутренний
диаметр трубы,
мм
32
50
80
100
125
150
200
250
300
Стоимость , руб./п.м.
Земляные
работы
56,09
56,09
61,46
123,85
123,85
130,61
141,36
147,51
147,51
Демонтаж Демонтаж Монтаж
плит
труб
труб
220,51
258,77
258,77
266,45
326,22
326,22
476,80
476,80
476,80
37,95
37,95
50,48
51,78
57,85
57,85
66,69
91,04
311,31
157,73
157,73
168,79
196,53
236,25
267,53
342,59
373,09
519,14
121
Антикорроз.
покрытие
Изоляция
мин. ватой
Монтаж
лотков/плит
3,47
3,47
6,54
7,94
9,76
11,58
16,06
19,94
19,94
130,61
130,61
179,72
202,72
232,75
264,11
336,34
400,96
400,96
534,25
602,43
602,43
691,04
861,32
861,32
1269,56
1269,56
1269,56
Результаты расчета полной стоимости прокладки тепловых сетей для вновь вводимых
в эксплуатацию зданий представлены в таблице 10.3.
Таблица 10.3 – Результаты расчета полной стоимости прокладки тепловых сетей
Начальный узел
Т16
Т16.1
Т16.1
Т16.2
Т16.2
Т7
Т7.1
Т7.1
Т7.2
Т7.2
Т7.3
Т7.3
Т12
Конечный узел
Т16.1
Жилой дом №1
Т16.2
Жилой дом №2
Школа №1
Т7.1
Детский садик №1
Т7.2
Школа №2
Т7.3
Жилой дом №3
Детский садик №2
Клуб
Стоимость, тыс. руб.
L по
Dу
плану, рекоменд,
Материал
СМР
Итого
м
мм
30
10
30
10
45
20
10
40
10
50
10
35
150
100
40
80
40
40
100
32
80
40
50
40
32
50
ИТОГО
59,1
8,7
54
8,7
39,3
39,4
8,7
72
8,7
59,7
8,7
30,6
179
576,6
60,7
15
50
15
67,3
40,5
15
66,6
15
81,6
15
52,4
244,9
739
119,8
23,7
104
23,7
106,6
79,9
23,7
138,6
23,7
141,3
23,7
83
423,9
1315,6
В соответствии с таблицей 10.3 суммарные затраты на прокладку новых тепловых
сетей п. Томинский составят 1315,6 тыс. руб.
10.2. Технико-экономическая информация по реконструкции тепловых сетей
В справочнике проектировщика «Проектирование тепловых сетей», Николаев А.А
указано, что удельные линейные потери напора на магистралях не должны превышать 80
Па/м, а на ответвлениях 250-300 Па/м. При этом диаметры трубопроводов тепловой сети
должны выбираться из технико-экономических соображений (приведенные затраты должны
быть минимальными). С увеличением удельных линейных потерь напора капитальные
затраты в тепловые сети уменьшаются (уменьшаются диаметры трубопроводов), а
приведенные затраты связанные с затратами электроэнергии на перекачку теплоносителя
увеличиваются, в тоже время приведенные затраты связанные с тепловыми потерями через
изоляцию уменьшаются. Все эти факторы необходимо учитывать при подборе диаметров
трубопроводов тепловой сети.
122
Результаты расчета полной стоимости реконструкции тепловых сетей с заменой
диаметров трубопроводов представлены в таблице 10.4.
Таблица 10.4 – Результаты расчета полной стоимости реконструкции тепловых сетей с
заменой диаметров трубопроводов
Начальный узел
Т7
Т4
Конечный узел
Т8
Т4.1
ИТОГО
Стоимость, тыс. руб.
L по
Dу
плану, рекоменд,
Материал
СМР
Итого
м
мм
42
30
80
50
75,6
35,8
111,4
69,9
49
118,9
145,5
84,8
230,3
Таким образом, суммарные затраты на реконструкцию существующих тепловых сетей
в период с 2015 по 2019 год составят 230,3 тыс. руб. Во все последующие годы финансовая
потребность на замену изношенных участков тепловых сетей принимается равной 150 тыс.
руб./год.
10.3.
Технико-экономическая
информация
по
реконструкции
и
модернизации
существующих котельных
Для теплоснабжения абонентов с перспективной максимальной часовой нагрузкой с
учетом 87% резервирования тепловой мощности в газовую котельную необходимо
установить дополнительный котел.
Рекомендации по модернизации котельной представлено в таблице 10.5.
Таблица 10.5 – Рекомендации по увеличению установленной мощности котельной
№
Источник
Мероприятие
Тип, марка
котла
Кол-во
котлов, шт.
1
Газовая
котельная
Дополнительный котел
КВа-0,8
1
Водогрейные водотрубные котлы серии КВа, КСВ предназначены для выработки
тепловой энергии для систем теплоснабжения жилищно-коммунальных и промышленных
объектов. Котел представляет собой теплоагрегат, подогревающий воду тепловых сетей
напрямую или через теплообменники. Котел рассчитан на подогрев воды не выше 115°С при
рабочем давлении не более 0,6 МПа с постоянным расходом воды через котел в диапазоне
регулирования нагрузки. Диапазон регулирования нагрузки – 30–100%. Котлы работают на
природном газе или дизельном топливе. Котел представляет собой стальной, газоплотный
123
моноблок, который состоит из топочной и конвективной частей. Конвективный блок
двухходовой с верхним расположением. Блок теплоизолирован базальтовыми матами, и
обшит стальным листом.
В комплект поставки котлов входит горелочное устройство, автоматика, трубная
система в обшивке, тепловой изоляции и с запорной арматурой в пределах котла.
Помимо нового котельного оборудования в расчетах предусмотрена перекладка
существующих подводящих и отходящих трубопроводов с установленной на них арматурой
и КИП. Стоимость перекладки составит примерно 20% от стоимости котла.
СМР и пуско-наладочные работы (ПНР) составят порядка 50% от общей стоимости
мероприятия.
Результаты
расчета
стоимости
реализации
мероприятия
по
увеличению
установленной мощности котельной представлен в таблице 10.6.
Таблица 10.6 – Результаты расчета стоимости реализации мероприятия по увеличению
установленной мощности котельной
Источник
Газовая
Котельная
Оборудование
0,79
Стоимость с НДС, млн. руб.
СМР и
Прочие
ПИР и ПДС
ПНР
расходы
0,39
0,23
Итого
0,23
1,64
Данное мероприятие включает в себя проведение проектных работ по реконструкции
существующего ГРУ котельной для увеличения пропускной способности и замены счетчика
газа. Затраты на проектные работы составят порядка 100 тыс. руб.
Таким образом примерная стоимость реализации мероприятия по модернизации
котельной составит 1,74 млн. руб. с НДС.
10.4. Технико-экономическая информация по развитию системы диспетчерского
контроля потребляемой тепловой энергии
В п. Томинский отсутствует система диспетчерского контроля и управления.
Внедрение системы диспетчерского контроля на газовой котельной включает в себя
установку устройства сбора и передачи данных (УСПД) с существующих приборов учета и
оборудования по интерфейсу RS-232/485. Прием данных от УСПД осуществляется
телекоммуникационными модулями на основе GSM или Ethernet модемов. Для опроса с
заданной периодичностью и отображения на мониторе диспетчера текущего состояния
объектов
(показания
приборов
учета
и
124
др.)
в
виде
мнемосхем
используется
специализированное программное обеспечение, которое будет установлено на сервере
диспетчерского пункта. В качестве программного обеспечения для диспетчеризации
теплотехнических параметров рекомендуется использовать АСДУ Поли-ТЭР (ООО ИВК
«Политех-Автоматика», г. Челябинск).
В
случае
отсутствия
необходимого
оборудования
или
несовместимости
существующих приборов с внедренной системой диспетчерского контроля затраты на
реализацию мероприятия могут составить до 1 млн. руб. с учетом СМР по прокладке
кабельной продукции, монтажу модулей и пуско-наладочных работ.
10.5. Распределение финансовых затрат
При оценке распределения финансовых затрат принят следующий порядок
реализации мероприятий:
1. Год начала реализации мероприятия связан с инвестициями в разработку проетноизыскательских работ (ПИР) и проектно-сметной и рабочей документации (ПСД).
2. Далее следует период работ, связанный с заказом оборудования и строительством.
Принято, что срок поставки оборудования составляет 3 месяца, а все работы по
монтажу будут выполнены в течение оставшегося периода текущего года.
3. Год ввода в эксплуатацию связан с затратами на пуско-наладочные работы и прочие
издержки.
Первоочередными являются мероприятия по развитию системы теплоснабжения,
направленные на обеспечение теплом вновь вводимых зданий.
Мероприятие по увеличению установленной мощности котельной планируется начать
реализовывать с 2017 года, когда после ввода в эксплуатацию новых зданий появится
дефицит мощности с учетом 87% резервирования.
Внедрение системы диспетчерского контроля в газовой котельной предположительно
будет осуществляться в период с 2020 по 2021 гг.
Таким образом, динамика финансовых потребностей при выполнении работ по
развитию теплоснабжения Томинского сельского поселения в период с 2015 до 2029 года
представлена в таблице 10.7.
Таблица 10.7 – Динамика финансовых затрат при выполнении работ по развитию
теплоснабжения ТСП период с 2015 до 2029 г.
Наименование мероприятия
1. Реконструкция тепловых сетей
Прогноз финансовых затрат на последующие
годы, тыс. руб.
2015-2019 2020-2024 2025-2029
Итого
830,3
750
750
2330,3
125
2. Прокладка новых тепловых сетей
3. Реконструкция
и
модернизация
существующих котельных
4. Развитие системы диспетчерского
контроля
потребляемой
тепловой
энергии
5. Итого
Динамика
финансовых
937,3
378,3
0
1315,6
1740
0
0
1740
0
1000
0
1000
3507,6
2128,3
750
6385,9
потребностей
при
выполнении
работ
по
развитию
теплоснабжения Томинского сельского поселения в период с 2015 до 2029 года представлена
на рисунке 10.1.
Рисунок 10.1 – Динамика финансовых потребностей при выполнении работ по
развитию теплоснабжения ТСП
Таким образом, суммарные финансовые потребности для реализации предложенного
варианта развития теплоснабжения составят 6,38 млн. руб.
10.7.
Предложения
по
источникам
инвестиций,
обеспечивающих
финансовые
потребности
Общий объём необходимых инвестиций в осуществление варианта развития системы
теплоснабжения
складывается
из
суммы
инвестиционных
затрат
в
предлагаемые
мероприятия по теплоисточникам и тепловым сетям, требуемых оборотных средств и
средств, необходимых для обслуживания долга (в случае финансирования за счёт заёмных
средств).
126
При этом следует учитывать, что финансовые потребности участников, направленные
на реализацию мероприятий по новому строительству, техническому перевооружению и
реконструкции, подлежат обязательному исполнению в объеме:
1) фактически начисленных амортизационных отчислений, учитываемых в тарифнобалансовых решениях;
2) соответствующих условиям заключенных (действующих) договоров на подключение
к сетям инженерно-технического обеспечения, а также параметров технических
условий, которые будут запрошены в рамках площадок, утвержденных в документах
территориального планирования;
3) пропорционально объему фактической реализации товарной продукции в случае если
установленные тарифы предусматривают
возмещение затрат
на реализацию
инвестиционных программ организаций, осуществляющих регулируемые виды
деятельности в сфере теплоснабжения – согласно установленному уровню затрат в
структуре тарифов.
Источниками финансирования мероприятий по котельным и тепловым сетям
приняты:
 ООО «Здоровый дух»;
 бюджетные средства;
 энергосервисные контракты со сторонними организациями.
127
Глава 11. Обоснование предложения по определению единой
теплоснабжающей организации
Основные критерии при определении единой теплоснабжающей организации (ЕТО), в
соответствии с правилами организации теплоснабжения в Российской Федерации (глава II,
п.7), утвержденными постановлением Правительства РФ от 8 августа 2012 г. № 808,
являются:
 владение на праве собственности или ином законном основании источниками
тепловой энергии с наибольшей установленной тепловой мощностью и (или)
тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой
теплоснабжающей организации (расчет выполнен в Части 2, п.2.4 Обосновывающих
материалов);
 размер собственного капитала, который должен быть не менее остаточной балансовой
стоимости источников тепловой энергии и тепловых сетей, которыми указанная
организация владеет на праве собственности или ином законном основании в
границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
 способность
в
соответствующей
лучшей
системе
мере
обеспечить
теплоснабжения
надежность
(расчет
теплоснабжения
выполнен
в
Части
в
9
Обосновывающих материалов).
В настоящий момент единственной теплоснабжающей организацией является ООО
«Здоровый дух», которая располагает газовой котельной п. Томинский, находящейся в
муниципальной собственности.
Таким образом, в качестве единой теплоснабжающей организации Томинского
сельского поселения предлагается выбрать ООО «Здоровый дух», т.к. данная организация
удовлетворяет всем критериям, утвержденным постановлением Правительства РФ от 8
августа 2012 г. № 808. Статус единой теплоснабжающей организации рекомендуется
присвоить ООО «Здоровый дух» для системы теплоснабжения п. Томинский.
128