Основная информация
| Дата опубликования: | 10 марта 2020г. |
| Номер документа: | RU13014914202000005 |
| Текущая редакция: | 1 |
| Статус нормативности: | Нормативный |
| Субъект РФ: | Республика Мордовия |
| Принявший орган: | Администрация Явасского городского поселения Зубово-Полянского муниципального района Республики Мордовия |
| Раздел на сайте: | Нормативные правовые акты муниципальных образований |
| Тип документа: | Постановления |
Бесплатная консультация
У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 732Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749
Текущая редакция документа
Документ подписан ЭП 28.04.2020 17:37
Владелец: Дежуров Виктор Алексеевич
Глава администрации явасского городского поселения
АДМИНИСТРАЦИЯ ЯВАССКОГО ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ ЗУБОВО- ПОЛЯНСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА
Сертификат: 01455F8B0066AB96974A40614FF8C873E7
действителен с 19.02.2020 по 19.02.2021
Издатель: "ООО ""АйтиКом"""
Документ подписан ЭП 28.04.2020 15:49
Владелец: Дежуров Виктор Алексеевич
Глава администрации явасского городского поселения
АДМИНИСТРАЦИЯ ЯВАССКОГО ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ ЗУБОВО- ПОЛЯНСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА
Сертификат: 01455F8B0066AB96974A40614FF8C873E7
действителен с 19.02.2020 по 19.02.2021
Издатель: "ООО ""АйтиКом"""
РеспубликА Мордовия
Администрация
Явасского городского поселения
Зубово-Полянского муниципального района
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
№ 109/1 от 10 марта 2020 года
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ЯВАССКОГО ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ ЗУБОВО- ПОЛЯНСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА РЕСПУБЛИКИ МОРДОВИЯ ДО 2032 ГОДА.
В соответствии с Федеральным Законом от 06.10.2003 года № 131 –ФЗ « Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации», Федеральным Законом от 27.07.2010 года № 190- ФЗ « О теплоснабжении» , Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 года № 154 « О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» Уставом Явасского городского поселения , Администрация Явасского городского поселения ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемую схему теплоснабжения Явасского городского поселения Зубово- Полянского муниципального района Республики Мордовия до 2032 года.
2. Признать утратившим силу Постановление администрации Явасского городского поселения № 172 от 17.04.2019 года « Об утверждении схем теплоснабжения Явасского городского поселения Зубово- Полянского муниципального района РМ»
3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его подписания.
4. Контроль за исполнением настоящего Постановления возложить на заместителя главы администрации Явасского городского поселения – Коврину А.А.
Глава администрации
Явасского городского поселения
В.А. Дежуров.
Содержание
1.1.1. Описание эксплуатационных зон действия теплоснабжающих организаций
1.1.2. Описание структуры договорных отношений между теплоснабжающими организациями
1.1.3. Описание зон действия прочих источников тепловой энергии
1.1.4. Описание зон действия индивидуального теплоснабжения
1.2. Источники тепловой энергии
1.2.1. Общие положения
1.2.2. Состав и технические характеристики основного оборудования (структура основного оборудования)
1.2.3 Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности
1.2.4 Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
1.2.5 Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по продлению ресурса
1.2.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя
1.2.7. Среднегодовая загрузка оборудования
1.2.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети
1.2.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования источников тепловой энергии
1.2.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии
1.3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты
1.3.1. Общие положения
1.3.2. Общая характеристика тепловых сетей Явасского городского поселения.
1.3.3. Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики
1.3.4. Графики регулирования отпуска тепла в тепловые сети
1.3.5 Определение нормативных эксплуатационных технологических затрат и потерь теплоносителя.
1.4. Зоны действия источников тепловой энергии
1.4.1. Описание существующих зон действия источников тепловой энергии во всех системах теплоснабжения на территории поселения, городского округа, включая перечень котельных, находящихся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения
1.4.1.1 Зона котельных
1.4.1.2 Зоны действия крышных котельных
1.4.1.3 Зоны действия источников прочих муниципальных и ведомственных котельных
1.4.1.4 Зоны действия источников индивидуального теплоснабжения
1.4.2 Определение эффективного радиуса теплоснабжения
1.4.2.1 Наличие мощностей установленной, подключенной зарезервированной
1.4.2.2. Схемы выдачи тепловой мощности котельных
1.5 Тепловые нагрузки потребителей, групп потребителей в зонах действия источников тепловой энергии
1.5.1 Потребление тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха
1.5.2. Описание случаев (условий) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии
1.5.3. Значения расчетной тепловой нагрузки при расчётных температурах наружного воздуха в зонах действия источника тепловой энергии
1.5.4. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение
1.6 Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии
1.6.1 Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, резервы и дефициты тепловой мощности по котельным
1.7. Балансы теплоносителя
1.7.1. Основные требования к организации работы централизованных систем теплоснабжения
1.7.2. Котельная №1, г. п. Явас, ул. Дзержинского
1.7.3. Котельная №2, г. п. Явас, ул. Чернореченская
1.7.4. Котельная №3, п. Озерный
1.7.5. Котельная №4, п. Парца
1.8 Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом
1.9 Тарифы в сфере теплоснабжения
1.9.1 Утвержденные тарифы на тепловую энергию
2. Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения
2.1. Общие положения
2.2 Прогноз перспективной застройки
3. Электронная модель системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.1 Общее назначение электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.2.2 ГИС «Zulu»
3.2.3 Программно-расчетный комплекс «ZuluThermo»
3.2.3.1 Построение расчетной модели тепловой сети
3.2.3.2 Наладочный расчет тепловой сети
3.2.3.3 Поверочный расчет тепловой сети
3.2.3.4 Конструкторский расчет тепловой сети
3.2.3.5 Расчет требуемой температуры на источнике
3.2.3.6 Коммутационные задачи
3.2.3.7 Пьезометрический график
3.2.3.8 Расчет нормативных потерь тепла через изоляцию
3.3 База данных электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.4 Этапы создания электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.4.1 Информационно-графическое описание объектов системы теплоснабжения положения
3.4.2 Описание топологической связности объектов системы теплоснабжения
3.4.3..Отладка и калибровка электронной модели
3.4.4 Электронная модель перспективной системы теплоснабжения города
4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки
4.1 Общие положения
4.2. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на перспективу до 2049 г. с выделением этапов в 2020-2024 г.г., 2025-2029 г.г., 2030-2034 г.г., 2035-2039 г.г., 2040-2044 г.г., 2045-2049 г.г., при развитии систем теплоснабжения.
4.2.1 Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2024 г.
4.2.2. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2025-2029 г.г.
4.2.3. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2030-2034 г.г.
4.2.4. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2035-2039 г.г.
4.2.5. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2040-2044 г.г.
4.2.6. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2045-2049 г.г.
4.2.6. Выводы о резервах (дефицитах) тепловой мощности существующей системы теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой нагрузки
5. Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок
5.1. Общие положения
5.2 Перспективные объемы теплоносителя
5.3 Аварийные режимы подпитки тепловой сети
6. Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии
6.1. Общие положения
6.2 Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии
6.2.1 Техническое перевооружение источников теплоснабжения в период с 2020 до 2024 г.г.
6.2.1.1. Строительство котельной №1, г. п. Явас
6.2.1.2. Строительство котельной №2, г. п. Явас
6.2.1.3. Строительство котельной №3, п. Озерный
6.2.1.3. Строительство котельной №4, п. Парца
6.2.1.3. Вариант развития
6.2.1.4. Расчет технико-экономических показателей работы котельной
6.2.2. Развитие источников теплоснабжения в период с 2025 до 2029 г.г.
6.2.3. Развитие источников теплоснабжения в период с 2030 до 2034г.г.
6.2.4. Развитие источников теплоснабжения в период с 2035 до 2039г.г.
6.2.5. Развитие источников теплоснабжения в период с 2040 до 2044г.г.
6.2.6. Развитие источников теплоснабжения в период с 2045 до 2049г.г.
7 Предложения по строительству, реконструкции и техническому тепловых сетей и сооружений на них
7.1 Общие положения
7.2 Структура предложений и проектов по теплоснабжению объектов перспективной застройки
7.2.1 Структура предложений
7.2.2 Предложение по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей для обеспечения перспективной нагрузки
7.2.3 Оценка необходимых финансовых потребностей для реализации проекта
7.4 Строительство тепловых сетей с оптимизацией диаметров трубопроводов
7.5 Строительство тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
8. Топливные балансы
8.1 Общие положения
8.2 Перспективные топливные балансы источников теплоснабжения по котельным ООО «ЖКХ Явас»
9. Оценка надежности системы теплоснабжения
9.1 Общие положения
9.2 Методика расчета вероятности безотказной работы тепловых объектов
9.2.1 Термины и определения
9.2.2 Методика расчета надежности теплоснабжения
9.2.2.1 Расчет надежности теплоснабжения не резервируемых участков тепловой сети
9.2.2.2 Расчет надежности теплоснабжения для резервированных участков тепловой сети
9.2.2.3 Оценка недоотпуска тепла потребителям
9.2.3 Результаты расчетов
9.3 Расчет вероятности безотказной работы тепловых сетей в зоне действия энергоисточника Явасского городского поселения на отопительный период 2019 года
9.3.1 Вероятности безотказной работы не резервируемых магистральных теплопроводов тепловой сети
9.3.1.1 Общие положения
9.4 Выводы и предложения по тепловым сетям
10 Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
10.1 Общие положения
10.2 Нормативно-методическая база для проведения расчетов
10.3 Макроэкономические параметры
10.3.1 Сроки реализации
10.3.2 Основные подходы к расчету экономической эффективности
10.3.2.1 Потребность в инвестициях и источники финансирования
10.3.2.2 Программа производства и реализации
10.3.2.3 Производственные издержки по теплоисточникам
10.3.2.4 Производственные издержки по тепловым сетям
10.3.2.5 Результаты расчётов экономической эффективности сценариев развития системы теплоснабжения
10.4 Объемы финансирования проектов, предложенных для включения в инвестиционную программу
10.4.1 Инвестиции в техническое перевооружение котельных явасского городского поселения
10.4.2 Инвестиции в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение тепловых сетей и сооружений на них
11 Обоснование предложений по определению единой теплоснабжающей организации
11.1 Общие положения
11.2 Определение существующих изолированных зон действия теплоисточников в системе теплоснабжения Явасского городского поселения
11.3 Выводы
12 Воздействие на окружающую среду
12.1 Анализ воздействия энергоисточников на воздушный бассейн (существующее положение)
12.1.1 Краткая характеристика метеорологических условий и их влияние на рассеивание вредных веществ в атмосфере
ПРИЛОЖЕНИЕ
1.1. Функциональная структура организации теплоснабжения
1.1.1. Описание эксплуатационных зон действия теплоснабжающих организаций
На территории Явасского городского поселения в сфере теплоснабжения осуществляет производство и передачу тепловую энергию, обеспечивая теплоснабжение жилых и административных зданий, организация - ООО «ЖКХ Явас».
На балансе организации ООО «ЖКХ Явас» на территории Явасского посёлка городского типа находятся следующие котельные: котельная №1, г. п. Явас по ул.Дзержинского, котельная №2, г. п. Явас по ул. Чернореченская, котельная №3, п. Озерного, котельная №4, п. Парца.
Котельные, находятся на балансе ООО «ЖКХ Явас».
В котельной №1, г. п. Явас по ул. Дзержинского установлены два котла марки ДКВР-6,5 теплопроизводительностью 6,5 Гкал/ч каждый. В состав котельной входит: ГРП, дымовая труба, надземные газопроводы, инженерные сети и коммуникации. Производительность котельной 13 Гкал/ч.
В котельной №2, г. п. Явас по ул. Чернореченская установлены два котла марки КВЖ-3,5 теплопроизводительностью 3,01 Гкал/ч каждый. В состав котельной входит: ГРП, дымовая труба, надземные газопроводы, инженерные сети и коммуникации. Производительность котельной 6,02 Гкал/ч.
В котельной №3, п. Озерный установлены четыре котла марки КВЖ-3,5 теплопроизводительностью 0,86 Гкал/ч каждый. В состав котельной входит: ГРП, дымовая труба, надземные газопроводы, инженерные сети и коммуникации. Производительность котельной 3,44 Гкал/ч.
В котельной №4, п. Парца установлены четыре котла марки КСВ-2,9 теплопроизводительностью 2,5 Гкал/ч каждый. В состав котельной входит: ГРП, дымовая труба, надземные газопроводы, инженерные сети и коммуникации. Производительность котельной 10,0 Гкал/ч.
Для покрытия тепловых нагрузок котельные работают по температурному графику 95-70 °С. Суммарная присоединенная тепловая нагрузка потребителей котельных ООО «ЖКХ Явас» равна 12,395 Гкал/час.
Тепловые сети от котельных выполнены в двухтрубном исполнении. Система отопления зданий подсоединена к тепловым сетям по независимой схеме. Тепловые сети выполнены из стальных труб с тепловой изоляцией из минералваты, проложены в подземном и надземном исполнении. Циркуляция и подпитка теплоносителя осуществляется насосами, которые представлены в таблице 1.1. Общая протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении от котельных составляет 15538,40 м. Компенсация тепловых удлинений осуществляется самокомпенсацией за счёт углов поворота трассы и П-образными компенсаторами. Зона действия котельных показана на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1-Зона действия котельная №1, г. п. Явас и котельная №2, г. п. Явас
Рисунок 1.2 - Зона действия котельная №3, п. Озерный
Рисунок 1.3 - Зона действия котельная №4, п. Парца
В качестве сетки расчетных элементов территориального деления, используемых в качестве территориальной единицы представления информации, принята сетка кадастрового деления территории р.п. Явас, п. Озерный и п. Парца. При проведении кадастрового зонирования территории Зубово-Полянского района выделяются структурно-территориальные единицы - кадастровые зоны и кадастровые кварталы. Кадастровые зоны выделяются, как правило, в границах административных районов и включенных в городскую черту дополнительных территорий. Кадастровые кварталы выделяются в границах кварталов существующей поселковой застройки, красных линий, а также территорий, ограниченных дорогами, просеками, реками и другими естественными границами.
Кадастровый номер квартала представляет собой уникальный идентификатор, присваиваемый объекту учета и который сохраняется за объектом учета до тех пор, пока он существует как единый объект. При проведении кадастрового зонирования территории города выделяются структурно-территориальные единицы - кадастровые зоны и кадастровые кварталы.
Номер кадастрового квартала имеет иерархическую структуру и состоит из четырех частей – А: Б: В: В1.
где, А – номер Республики Мордовия в Российской Федерации (13); Б – номер Зубово - Полянского района (08); В – номер кадастровой зоны (административного района); В1 – номер кадастрового квартала.
Кадастровые зоны и кварталы покрывают территорию поселков без разрывов и перекрытий. Сетка кадастрового деления поселений загружена отдельным слоем в Электронную модель системы теплоснабжения Зубово-Полянского района.
Укрупненные фрагменты сетки кадастрового деления территории Зубово - Полянского района представлен на рисунке 1.4-1.6
Рисунок 1.4 - Сетка кадастрового деления территории г.п. Явас
Рисунок 1.5 - Сетка кадастрового деления территории п. Озерный
Рисунок 1.6 - Сетка кадастрового деления территории п. Парца
1.1.2. Описание структуры договорных отношений между теплоснабжающими организациями
По состоянию на 2019 г. в системах централизованного теплоснабжения - производство и транспортировку тепловой энергии осуществляет одна теплоснабжающие организации ООО «ЖКХ Явас», которая заключает договоры на продажу произведенной тепловой энергии на котельных населению. Оплата за потребленную тепловую энергию от потребителей поступает на счет ООО «ЖКХ Явас».
1.1.3. Описание зон действия прочих источников тепловой энергии
Сведения по зонам действия прочих источников тепловой энергии отсутствуют.
1.1.4. Описание зон действия индивидуального теплоснабжения
Зоны действия индивидуального теплоснабжения расположены в основном в частном секторе, где преобладает 1 этажная застройка, представлены на рисунке 1.7., а также в связи с планируемым вариантом развития системы теплоснабжения, планируется перевод на индивидуальное отопление жилые дома указанные в п. 6.2.1.3. Теплообеспечение всей малоэтажной индивидуальной застройки предполагается децентрализованное (индивидуальное), в виду экономически не выгодного присоединения их центральному теплоснабжению. Основным топливо индивидуальной застройки является природный газ.
Рисунок 1.7 - Зоны действия индивидуального теплоснабжения на территории Явасского городского поселения.
1.2. Источники тепловой энергии
1.2.1. Общие положения
Теплоснабжение от ООО «ЖКХ Явас» осуществляется от четырех котельных: котельная №1, г. п. Явас, котельная №2, г. п. Явас, котельная №3, п. Озерный, котельная №4, п. Парца, которые работают на природном газе. Тепловая мощность котельных 32,46 Гкал/ч, которой достаточно для теплоснабжения существующих потребителей. Регулирование отпуска тепловой энергии от источника осуществляется в основном по температурному графику 95-70 °С.
1.2.2. Состав и технические характеристики основного оборудования (структура основного оборудования)
Основные и вспомогательные оборудования котельной теплоснабжающей компании, которой достаточно для теплоснабжения существующих потребителей расположенные в Явасского городского поселения представлены в табл.1.1-1.2
Таблица 1.1-Характеристики котлоагрегатов котельных
№,
Тип
Установленная мощность
Год
Температурный
КПД по
котла
котла Гкал/час
ввода
график
режимной карте
Котельная №1, г. п. Явас
1
ДКВР-6,5
6,5
-
95-70
63,4%
2
ДКВР-6,5
6,5
-
95-70
63,4%
Котельная №2, г. п. Явас
1
КВЖ-3,5
3,01
-
95-70
85%
2
КВЖ-3,5
3,01
-
95-70
85%
Котельная №3, п.Озерный
1
КВ-ТС
0,86
-
95-70
77%
2
КВ-ТС
0,86
-
95-70
77%
3
КВ-ТС
0,86
-
95-70
77%
4
КВ-ТС
0,86
-
95-70
77%
Котельная №4, п. Парца
1
КСВ-2,9
2,5
-
95-70
60,2%
2
КСВ-2,9
2,5
-
95-70
60,2%
3
КСВ-2,9
2,5
-
95-70
60,2%
4
КСВ-2,9
2,5
-
95-70
60,2%
Таблица 1.2-Характеристика насосов котельных
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
Напор, Н, м
Мощность, кВт
м3/ч
Котельная №1, г. п. Явас
Сетевой Д 320/50
1
50
75
Сетевой Д 315/50
1
50
50
Сетевой Д 320/50
2
50
55
Подпиточный К 15/30
1
30
4
Подпиточный К 20/30
1
30
4,5
Подпиточный К 30/40
1
40
5,5
Подпиточный К 20/30
1
30
5
Котельная №2, г. п. Явас
Сетевой К 290/30
1
30
75
Сетевой К 160/30
1
30
30
Сетевой К 200/30
2
30
37
Подпиточный 3К-9
4
-
7,5
ГВС К 80/55
1
-
7,5
Котельная №3, п.Озерный
Двигатель асинхронный (сетевой)
3
-
30
Двигатель асинхронный (рециркуляционный)
2
-
20
Двигатель асинхронный (подпиточный)
1
-
15
Котельная №4, п. Парца
Двигатель асинхронный (сетевой)
3
-
55
Двигатель асинхронный (рециркуляционный)
2
-
55
Двигатель асинхронный (подпиточный)
1
-
55
Все оборудование котельной находится в исправном состоянии.
Котлы снабжены предохранительными устройствами, манометрами, запорной и регулирующей арматурой, питательными устройствами и приборами безопасности. Для защиты котлов, системы теплоснабжения и арматуры от коррозии, образования накипи в котельных предусмотрена автоматическая водоподготовительная установка. Обработка подпиточной воды включает в себя умягчающие фильтры очистки воды. Система умягчения воды состоит из натрий-катионитного фильтра с расположенным наверху блоком управления, бака-солерастворителя, используемого для приготовления регенерационного раствора фильтрующей среды. Принцип действия установки умягчения воды: умягчение воды основано на обмене ионов солей жесткости на ионы пищевой поваренной соли при фильтровании воды через слой ионообменной смолы.
Отвод дымовых газов осуществляется посредствам металлических газоходов через металлическую дымовую трубу.
1.2.3 Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности
Техническое состояние водогрейных котлов и вспомогательного оборудования котельных ООО «ЖКХ Явас» – находятся в удовлетворительном состоянии.
1.2.4 Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
Объем потребления тепловой энергии на собственные нужды котельной определяются расчетным путем согласно «Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на выработаную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станции и котельных», утвержденной Приказом Минэнерго России от «30» декабря 2008 г. № 323 и методических рекомендаций Роскоммунэнерго.
В состав общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной в виде горячей воды или пара входят следующие элементы затрат: растопка, (продувка котлов); обдувка поверхностей нагрева; деаэрация (выпар); технологические нужды ХВО; отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением тепловой энергии теплопроводами, насосами, баками и т.п.; утечки, парение при опробовании и другие потери.
Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды выполняются на каждый месяц и в целом за год. При этом, расчеты по отдельным статьям расхода тепловой энергии могут выполняться в целом за год с распределением его по месяцам пропорционально определяющему показателю (выработка тепловой энергии; число часов работы; количество пусков; температура наружнего воздуха; длительность отопительного периода и др.)
Котельная предназначена для теплоснабжения систем отопления жилых, общественных и других зданий. Основные характеристики котельных представлены в таблицах 1.3-1.
Таблица 1.3. – Характеристика котельной №1, г. п. Явас
Наименование котельной
Тип котла
Вид топлива
Теплопроизводительность котла
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Котельная №1, г. п. Явас
ул. Дзержинского
ДКВР-6,5
Газ
-
6,5
-
6,5
13
13
ДКВР-6,5
Газ
-
6,5
-
6,5
ИТОГО:
13
13
13
13
Таблица 1.4. – Характеристика котельной №2, г. п. Явас
Наименование котельной
Тип котла
Вид топлива
Теплопроизводительность котла
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Котельная
№2, г. п. Явас ул.Чернореченская
КВЖ-3,5
Газ
-
3,01
-
3,01
6,02
6,02
КВЖ-3,5
Газ
-
3,01
-
3,01
ИТОГО:
6,02
6,02
6,02
6,02
Таблица 1.5. – Характеристика котельной №3, п. Озерный
Наименование котельной
Тип котла
Вид топлива
Теплопроизводительность котла
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Котельная
№3, п. Озерный
КВ-ТС
Газ
-
0,86
-
0,86
3,44
3,44
КВ-ТС
Газ
-
0,86
-
0,86
КВ-ТС
Газ
0,86
0,86
КВ-ТС
Газ
0,86
0,86
ИТОГО:
3,44
3,44
3,44
3,44
Таблица 1.6. – Характеристика котельной №4, п. Парца
Наименование котельной
Тип котла
Вид топлива
Теплопроизводительность котла
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Котельная
№4, п. Парца
КСВ-2,9
Газ
-
2,5
-
2,5
10,0
10,0
КСВ-2,9
Газ
-
2,5
-
2,5
КСВ-2,9
Газ
2,5
2,5
КСВ-2,9
Газ
2,5
2,5
ИТОГО:
10,0
10,0
10,0
10,0
1.2.5 Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по продлению ресурса
Данные по паспортному значению назначенного срока службы котлов имеются и находятся на предприятиях.
В данный момент котельное оборудование с выработанным парковым ресурсом, но прошедшее техническое освидетельствование и диагностирование на предприятии отсутствует.
1.2.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя
Отпуск теплоты внешним потребителям от котельной осуществляется теплоносителем «горячая вода». Регулирование отпуска тепловой энергии от котельной принято качественное по нагрузке на нужды отопления. При изменении температуры наружного воздуха изменяется температура теплоносителя, сохраняя постоянный расход. Расчетные параметры теплоносителя 95/70 °С.
1.2.7. Среднегодовая загрузка оборудования
Среднегодовая загрузка основного оборудования по котельной приведена в табл.1.7.
Таблица 1.7. - Среднегодовая загрузка основного оборудования
Наименование котельной
Марка и № котлоагрегата
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Котельная №1, г. п. Явас
Котельная №1, г. п. Явас
ул. Дзержинского
ДКВР-6,5
743
670
742
718
0
0
0
0
742
743
719
743
ДКВР-6,5
743
670
742
718
0
0
0
0
742
743
719
743
Котельная №2, г. п. Явас
Котельная
№2, г. п. Явас ул.Чернореченская
КВЖ-3,5
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КВЖ-3,5
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
Котельная №3, п. Озерный
Котельная
№3, п. Озерный
КВ-ТС
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КВ-ТС
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КВ-ТС
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КВ-ТС
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
Котельная №4, п. Озерный
Котельная
№3, п. Парца
КСВ-2,9
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КСВ-2,9
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КСВ-2,9
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КСВ-2,9
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
1.2.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети
По всем источникам теплоснабжения ООО «ЖКХ Явас» учет тепла, отпущенного в тепловые сети, не ведутся по коммерческим приборам учета оборудованных системами передачи сигналов по системам телеизмерений в центральный диспетчерский пункт. Сведения по приборам коммерческого учета представлены в табл. 1.8.
Таблица 1.8. - Сведения по приборам коммерческого учета отпуска тепловой энергии в сеть
Объект
Счетчик
№ счетчика
Год выпуска
Корректор
№ корректора
Котельная №1, г. п. Явас
ул. Дзержинского
-
-
-
-
-
Котельная
№2, г. п. Явас ул.Чернореченская
-
-
-
-
-
Котельная №3, п. Озерный
-
-
-
-
-
Котельная №3, п. Парца
-
-
-
-
-
1.2.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования источников тепловой энергии
Данные по отказам и восстановлениям на тепловых сетях ООО «ЖКХ Явас» не были представлены.
1.2.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии
Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии по ООО «ЖКХ Явас» отсутствуют.
1.3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты
1.3.1. Общие положения
Общие характеристики тепловых сетей (протяженность в двухтрубном исчислении и средний по материальной характеристике диаметр трубопровода) и их динамика представлена в табл. 1.9. Протяженность теплосети (на период начала их эксплуатации теплоснабжающей организацией ООО «ЖКХ Явас») двухтрубном исчислении указано в таблице 1.9.
Таблица 1.9. – Общие характеристики тепловых сетей ООО «ЖКХ Явас».
Наименование теплоснабжающей и теплосетевой организации
Протяженность трубопроводов тепловых сетей в двухтрубном исчислении, м
Средний (по материальной характеристике) наружный диаметр трубопроводов тепловых сетей, м
Объем трубопроводов тепловых сетей, м3
Отопительный период
Летний период
1
2
3
4
5
Характеристика теплосети котельной №1, г. п. Явас в 2019 г.
ООО «ЖКХ Явас»
8691
0,104
130,49
-
Характеристика теплосети котельной №2, г. п. Явас в 2019 г
ООО «ЖКХ Явас»
2475
0,080
13,798
-
Характеристика теплосети котельной №3, п. Озерный в 2019 г
ООО «ЖКХ Явас»
1118,27
0,099
9,671
Характеристика теплосети котельной №3, п. Парца в 2019 г
ООО «ЖКХ Явас»
3962,13
0,115
46,45
1.3.2. Общая характеристика тепловых сетей Явасского городского поселения.
Как отмечено выше, тепловые сети Явасского городского поселения представлена структура тепловых сетей по их типу прокладки в таблице 1.10.
Таблица 1.10. - Структура тепловых сетей по их типу прокладки
Наименование теплоснабжающей и теплосетевой организации
Тип прокладки трубопроводов
Протяж. Труб. тс в двухтрубном исчислении, м
Сред. (по матер. характер.) наруж. диаметр труб. тс, м
1
2
3
4
Котельная №1, г. п. Явас
Надземная
2964
0,124
Подземная бесканальная
5727
Котельная №2, г. п. Явас
Надземная
907
0,072
Подземная бесканальная
1568
Котельная №3, п. Озерный
Надземная
-
Подземная бесканальная
1118,27
0,099
Котельная №4, п. Парца
Надземная
-
Подземная бесканальная
3962,13
0,115
Итого
15538,4
0,105
25% доля тепловых сетей приходится на надземный тип прокладки, 75% на подземный тип прокладки.
Рисунок 1.8. – Доля диаметров тепловых сетей.
1.3.3. Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики
Гидравлический режим тепловых сетей основывается на гидравлическом расчете. Основной задачей гидравлического расчета тепловых сетей является определение диаметров трубопроводов участков тепловой сети, потерь давления (напора) по всей сети и на отдельных ее участках.
Гидравлический расчет начинается с выбора главной магистрали. В качестве главной расчетной магистрали выбирают наиболее нагруженную и протяженную, соединяющую источник теплоснабжения с наиболее удаленным потребителем. При этом вычерчивают расчетную схему в одну линию с выделением отдельных участков. Расход теплоносителя в пределах каждого участка остается постоянным; границами участков являются ответвления (узлы).
После составления расчетной схемы принимают удельные потери давления по длине Кл: для расчетной, главной магистрали водяных тепловых сетей - 30...80 Па/м, ответвлений водяных тепловых сетей – по расчетному давлению, но не более 300 Па/м; паропроводов – 70... 150 Па/м; конденсато-проводов - 20...60 Па/м.
Результаты гидравлического режима представлены в табл. 1.11 - 1.18. В данном случае гидравлический расчет и разработка гидравлического режима осуществлялось в разрабатываемой электронной модели на программно-расчетном комплексе для систем теплоснабжения ZuluThermo.
Таблица 1.11. – Результаты гидравлического расчета от котельной №1, г. п. Явас (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТК-63
ул. Павлова 7
46,54
0,069
Подземная бесканальная
2,1182
0,178
1290,2
553,49
ТК-62
ул. Косарева 2а
105,81
0,05
Подземная бесканальная
1,0104
0,169
2934,29
1240,62
ТК-61
ул. Советская 18
29,92
0,069
Подземная бесканальная
2,2648
0,19
832,38
357,73
ТК-7
ул. Дзержинского 44
20,42
0,05
Подземная бесканальная
1,5792
0,264
580,04
249,68
ТК-12
ТК-13
51,95
0,069
Надземная
1,2957
0,086
340,4
267,51
ТК-13
ул. Дзержинского 19
37,2
0,05
Надземная
0,6475
0,264
145,99
109,3
ТК-13
ул. Дзержинского 21
90,03
0,05
Надземная
0,6481
0,265
162,21
121,45
ТК-34
ул. Дзержинского 2
107,78
0,069
Подземная бесканальная
2,7522
0,231
2912,51
1242,93
ТК-23
ул. Дзержинского 14
29,87
0,05
Подземная бесканальная
1,4117
0,236
765,57
333,77
ТК-18
ул. Дзержинского 20
29,53
0,05
Подземная бесканальная
0,6521
0,266
362,01
155,24
ТК-60
ТК-64
132,38
0,1
Подземная бесканальная
5,1143
0,198
4485,42
1895,43
ТК-64
ул. Павлова 13
61,31
0,05
Подземная бесканальная
0,5275
0,088
1682,38
717,96
ТК-64
ТК-65
249,3
0,1
Надземная
4,8416
0,157
5535,17
4394,68
ТК-66
ул. Лесная 19
87,12
0,05
Подземная бесканальная
2,4268
0,406
2378,7
1016,06
ТК-66
ул. Лесная 17
109,36
0,05
Подземная бесканальная
2,1525
0,36
2985,93
1271,83
ТК-56
ул. Советская 22
58,29
0,05
Подземная бесканальная
1,6849
0,282
1621,56
694,56
ТК-56
ТК-57
84,76
0,1
Подземная бесканальная
4,2507
0,165
2870,79
1225,57
ТК-55
ТК-56
115,25
0,1
Подземная бесканальная
5,9376
0,23
3908,2
1672,92
ТК-54
94
456,73
0,1
Надземная
6,9849
0,27
19249,45
14586,95
ТК-53
ТК-67
41,71
0,1
Надземная
13,0196
0,504
1765,12
1344,49
ТК-50
ТК-51
70,01
0,207
Надземная
49,1946
0,429
4034,03
2986,95
ТК-50
ул. Чернореченская 14
62,45
0,05
Подземная бесканальная
2,2953
0,384
1752,53
760,1
ТК-22
ул.Дзержинского 9
72,7
0,027
Подземная бесканальная
0,189
0,126
1609,48
662,78
ТК-68
ТК-74
21,02
0,069
Подземная бесканальная
3,1056
0,261
592,48
255,05
ТК-68
ТК-69
59,24
0,1
Надземная
8,8097
0,341
2498,66
1910,87
ТК-72
ул. Косарева 3а
50,16
0,05
Подземная бесканальная
2,7422
1,12
212,25
90,98
ТК-72
ТК-73
81,87
0,069
Подземная бесканальная
3,7548
0,316
2283,44
976,31
ТК-73
ул. Косарева 1
39,22
0,05
Подземная бесканальная
1,9676
0,329
1091,31
466,97
ТК-73
ул. Советская 16
62,58
0,05
Подземная бесканальная
1,7865
0,299
1741,31
742,97
ТК-2
ТК-35
123
0,309
Надземная
70,0594
0,244
7166,64
5672,08
ТК-36
Т35*
237,93
0,309
Надземная
74,3555
0,288
17629,52
13470,53
ТК-45
ул. Октябрьская 2
5
0,05
Подземная бесканальная
0,6033
0,096
186,41
80,07
ТК-45
ТК-46
59
0,069
Подземная бесканальная
4,211
0,28
2697,48
1152,57
ТК-2*
ТК-2
46,28
0,309
Надземная
170,1452
0,595
3449,28
2615,69
ТК-3
ТК-5
38,92
0,1
Подземная бесканальная
17,8674
0,692
1330,82
577,23
ТК-5
ТК-6
95,5
0,1
Подземная бесканальная
6,5611
0,254
3304,86
1413,86
ТК-6
ул. Дзержинского 46
17,58
0,069
Подземная бесканальная
1,5331
0,129
498,8
214,51
ТК-1*
ул.Тактаева 14
22,61
0,05
Подземная бесканальная
0,3665
0,061
641,4
276,13
ТК-100
ТК-36
125,05
0,309
Надземная
77,5033
0,3
9274,59
7071,45
ТК-100
Ростелеком
46,63
0,05
Подземная бесканальная
2,5773
0,431
1317,76
571,81
ТК-1
Кондитерский цех
67,51
0,05
Подземная бесканальная
1,0111
0,169
1915,35
823,9
ТК-2
ТК-3*
459,37
0,259
Подземная бесканальная
88,147
0,488
29184,42
12518,37
ТК-3
ТК-4
64,92
0,05
Подземная бесканальная
3,0361
0,508
1823,28
790,09
94
94*
41,31
0,1
Надземная
6,8441
0,265
1701,82
1322,46
ТК-95
ТК-96
83,14
0,1
Надземная
4,1442
0,16
3410,02
2658,03
ТК-96
ТК-97
118,55
0,1
Надземная
3,373
0,131
4828,75
3822,27
ТК-14
ул.Дзержинского.11
17
0,05
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТК-20
ул. Комсомольская. 1
3
0,05
Подземная бесканальная
0,2156
0,036
82,3
35,44
ТК-2
ТК-61
322,2
0,309
Надземная
81,9891
0,318
24009,87
18186,08
ТК-1
ТК-1*
57,51
0,517
Надземная
170,5536
0,234
6187,88
4839,24
ТК-1*
ТК-2*
25,36
0,517
Надземная
170,158
0,234
2727,86
2134,16
ТК-71
ул. Косарева 7
103,48
0,05
Подземная бесканальная
2,1753
0,364
2919,64
1243,61
ТК-97
ул. Косарева 20
124,87
0,1
Надземная
1,7232
0,067
5024,56
4087,42
ТК-97
Общежитие (Косарева16)
12,4
0,069
Подземная бесканальная
0,5362
0,045
336,09
144,77
ТК-96
Машин.учет
24,89
0,069
Подземная бесканальная
0,7697
0,065
677,85
292,96
ТК-95
Бункер
37,56
0,069
Подземная бесканальная
1,4498
0,122
1028,66
445,11
Т35*
ТК-37
114,74
0,309
Надземная
73,3358
0,284
8485,42
6500,78
ТК-8*
Конвоирование
57,27
0,069
Подземная бесканальная
4,7396
0,398
1617,66
692,35
ТК -60
ул. Советская 13
61,47
0,05
Подземная бесканальная
1,488
0,249
1718,21
738,24
ТК-55
ТК -60
289,48
0,207
Подземная бесканальная
-22,7706
-0,199
15834,31
6761,97
ТК-46
ул. Октябрьская 4
17
0,05
Подземная бесканальная
0,7308
0,299
505,53
216,28
ТК-46
ул.Первомайская 10
16
0,05
Подземная бесканальная
0,7294
0,298
475,79
203,61
ТК-46
ТК-47
25
0,069
Подземная бесканальная
2,7501
0,183
1139,59
487,32
ТК-47
ул. Октябрьская 6
8
0,05
Подземная бесканальная
0,7325
0,299
237,38
101,74
ТК-48
ул. Октябрьская 7
5
0,05
Подземная бесканальная
0,7446
0,304
148,02
63,45
ТК-49
ул. Октябрьская 9
5
0,05
Подземная бесканальная
1,2726
0,52
147,6
63,23
ТК-24
82,85
0,05
Подземная бесканальная
0,6504
0,103
1205,56
512,37
ТК-61
Дет.школа искусств
47,45
0,05
Подземная бесканальная
1,4147
0,237
1342,29
581,32
ТК-61
ТК-35
139,12
0,309
Подземная бесканальная
80,5166
0,312
9909,41
4243,85
ТК-11
Дет.сад №2
42,5
0,05
Подземная бесканальная
2,1995
0,368
1173,47
512,72
ТК-7
ТК-8*
451,78
0,069
Подземная бесканальная
7,4304
0,624
12832,95
5469,03
ТК-11
ТК-12
275,42
0,207
Надземная
21,343
0,186
15669,3
11673,32
Т35*
Учебный ЦентрУФСИН
26,69
0,05
Подземная бесканальная
0,9771
0,163
753,08
325,96
ТК-8*
ФКУ ЦИТОВ УФСИН
29,29
0,069
Подземная бесканальная
2,6871
0,226
827,33
354,17
ТК-70
ТК-72
180,49
0,069
Надземная
3,7563
0,316
6203,32
4783,13
ТК -60
ул. Советская 11
64,28
0,05
Подземная бесканальная
1,4268
0,239
1796,76
771,44
ТК-64
ТК-65
249,3
0,1
Надземная
4,5844
0,177
10289,27
8074,89
ТК-65
ТК-66
76,26
0,069
Надземная
4,5799
0,385
2528,69
2022,83
ТК-57
ФСБ
182,71
0,1
Подземная бесканальная
3,0386
0,118
6164,31
2619,26
ТК-11
ул. Дзержинского 19
42,94
0,05
Подземная бесканальная
0,1968
0,033
1185,61
498,93
ТК-13
ул. Дзержинского 14
35,49
0,05
Подземная бесканальная
1,4804
0,248
978,52
418,9
ТК-14
ул.Дзержинского24
21,86
0,05
Подземная бесканальная
0,296
0,05
60,07
26,28
Котельная 1
ТК-38
730,53
0,517
Надземная
171,9432
0,236
78892,2
61459,31
ТК-63
ул. Павлова 5
204,04
0,069
Подземная бесканальная
1,7918
0,151
5656,46
2384,47
Котельная 1
ТК-1
730,53
0,517
Надземная
171,9343
0,236
78892,2
61457,91
ТК-6
ул. Дзержинского 48
133,71
0,069
Подземная бесканальная
1,3607
0,114
3793,78
1604,82
ТК-5
ТК-7
59,26
0,069
Подземная бесканальная
11,3055
0,95
1684,38
721,41
ТК-7
ТК-8
256,36
0,05
Подземная бесканальная
2,2955
0,384
7281,98
3060,48
ТК-8
ул. Дзержинского 40
119,57
0,05
Подземная бесканальная
1,3392
0,224
3330,72
1410,73
ТК-8
ул. Дзержинского 42
27,73
0,05
Подземная бесканальная
0,9552
0,16
772,44
330,94
ТК-4
ул. Дзержинского 37
94,01
0,05
Подземная бесканальная
1,5699
0,263
2669,63
1136,45
ТК-4
ул. Дзержинского 35
79,18
0,05
Подземная бесканальная
1,4659
0,245
2248,5
958,24
ТК-3
ТК-9
403,78
0,207
Подземная бесканальная
31,8149
0,277
22191,45
9406,24
ТК-9
ТК-10
67,76
0,1
Подземная бесканальная
3,1708
0,123
2291,53
997,16
ТК-10
ул. Дзержинского 31
88,41
0,069
Подземная бесканальная
1,4802
0,124
2493,43
1062,99
ТК-10
ул. Дзержинского 33
148,72
0,069
Подземная бесканальная
1,6894
0,142
4194,36
1778,51
ТК-9
ТК-11
330,67
0,207
Надземная
28,612
0,25
19025,18
13931,55
ТК-11
ул. Первомайская 2
107,16
0,05
Подземная бесканальная
0,5037
0,08
1961,58
823,21
ТК-11
ТК-11
293,76
0,207
Надземная
23,7628
0,207
16810,05
12419,41
ТК-12
ул. Дзержинского 28
12,7
0,05
Подземная бесканальная
1,0857
0,182
349,42
152,68
ТК-12
ТК-14
35,77
0,207
Надземная
20,2354
0,176
2022,74
1514,53
ТК-14
ул. Дзержинского 17
49,68
0,05
Подземная бесканальная
0,6616
0,105
641,05
274,3
ТК-14
ТК-15
129,42
0,207
Надземная
19,9365
0,174
7312,44
5494,33
ТК-15
ТК-16
18,04
0,069
Подземная бесканальная
0,3494
0,029
495,24
212,69
ТК-16
ул. Дзержинского 22
38,8
0,05
Подземная бесканальная
0,3493
0,058
1067,4
451,93
ТК-16
ул. Дзержинского 24
43,18
0,05
Подземная бесканальная
0,655
0,268
300,84
129,28
ТК-15
ул. Дзержинского 13
80,09
0,05
Подземная бесканальная
0,2075
0,035
2198,64
895,37
ТК-15
ТК-18
84,88
0,207
Надземная
19,3693
0,169
4781,28
3610,83
ТК-24
ул. Октябрьская 19
370,18
0,05
Подземная бесканальная
1,5737
0,25
6781,27
2834,16
ТК-20
ул. Комсомольская 1
13,81
0,05
Подземная бесканальная
0,6447
0,102
112,98
48,6
ТК-35
ТК-100
184,58
0,309
Надземная
80,1138
0,31
13708,67
10435,44
ТК-35
Водоканал
27,78
0,05
Надземная
0,3779
0,063
864,91
640,32
ТК-69
ул. Советская 11
64,28
0,05
Подземная бесканальная
1,4701
0,6
455,42
195,1
ТК-71
ул. Косарева 5
75,32
0,05
Подземная бесканальная
2,8759
0,481
2125,12
908,86
ТК-71
ул. Косарева 7
10
0,05
Подземная бесканальная
2,8057
1,146
303,79
130,13
ТК-57
ТК-58
158,12
0,1
Подземная бесканальная
1,3082
0,042
3193
1349,66
ТК-19
ул. Дзержинского 18
26,89
0,05
Подземная бесканальная
0,2926
0,049
737,68
316,63
ТК-19
ул. Дзержинского 11
76,48
0,069
Подземная бесканальная
0,9412
0,079
2098,09
902,37
ТК-19
ТК-22
54,64
0,15
Надземная
14,3205
0,241
2673,9
2021,14
ТК-22
ул. Дзержинского 16
26,87
0,05
Подземная бесканальная
2,5514
0,427
735,66
320,85
ТК-22
ТК-23
77,37
0,15
Надземная
11,5779
0,195
3780,34
2850,63
ТК-25
ТК-26
203,78
0,1
Надземная
3,6275
0,14
8313,74
6523,37
ТК-26
ул. Октябрьская 16
56,87
0,05
Подземная бесканальная
0,941
0,157
1527,43
656,27
ТК-26
ТК-27
118,68
0,069
Надземная
2,6829
0,225
3887,53
3121,06
ТК-27
ТК-28
33,07
0,069
Подземная бесканальная
2,024
0,17
883,62
377,6
ТК-27
ул. Октябрьская 18
44,7
0,05
Подземная бесканальная
0,6579
0,11
1194,37
509,89
ТК-28
ул. Октябрьская 20
63,68
0,05
Подземная бесканальная
0,9386
0,157
1696,59
724,18
ТК-28
ул. Октябрьская 22
158,87
0,05
Подземная бесканальная
1,0851
0,182
4232,68
1779,76
ТК-25
ТК-29
141,05
0,15
Надземная
7,9374
0,133
6815,6
5320,47
ТК-29
ТК-31
43,47
0,15
Подземная бесканальная
5,8051
0,098
1913,96
819,11
ТК-31
ТК-32
24,9
0,15
Подземная бесканальная
5,8033
0,098
1094,78
468,84
ТК-32
ул. Дзержинского 6а
114,74
0,05
Подземная бесканальная
2,0432
0,342
3124,62
1333,46
ТК-32
ТК-33
96,5
0,1
Подземная бесканальная
3,7591
0,146
3199,48
1365,2
ТК-33
ул. Дзержинского 4
45,92
0,069
Подземная бесканальная
1,0046
0,084
1245,02
531,58
ТК-33
ТК-34
73,57
0,069
Подземная бесканальная
2,7528
0,231
1994,69
852,03
ТК-29
ТК-30
104,15
0,15
Подземная бесканальная
2,1265
0,036
4585,67
1949,11
ТК-30
ул. Садовая 27
29,06
0,069
Подземная бесканальная
2,1222
0,178
786,55
336,6
ТК-30
ул. Садовая 25
188,9
0,05
Подземная бесканальная
1,1657
0,185
1693,74
720,12
ТК-19
ТК-20
152,37
0,1
Надземная
3,8046
0,147
6295,61
4927,32
ТК-21
ул. Комсомольская 5
31,99
0,069
Подземная бесканальная
1,6547
0,139
875,96
374,72
ТК-21
ул. Комсомольская 4
48,69
0,069
Подземная бесканальная
1,9298
0,162
1333,25
569,71
ТК-44
ТК-45
5
0,069
Подземная бесканальная
4,8143
0,321
228,8
97,97
ТК-44
ул. Октябрьская 1
7
0,05
Подземная бесканальная
1,0595
0,433
208,97
89,77
ТК-43
ТК-44
153
0,1
Надземная
5,8771
0,19
4607,04
3651,53
ТК-42
ТК-43
87
0,1
Надземная
5,879
0,191
2629,24
2063,35
ТК-42
Школа
12
0,069
Подземная бесканальная
0,7587
0,051
550,62
237,03
ТК-41
ТК-42
246
0,1
Надземная
6,6429
0,215
7502,59
5821,73
ТК-41
ул. Комсомольская 32
34,15
0,05
Подземная бесканальная
1,8979
0,318
947,24
405,17
ТК-40
ТК-41
98,1
0,1
Надземная
1,8997
0,074
4095,13
3203,51
ТК-40
ул. Комсомольская 34
50,76
0,05
Подземная бесканальная
1,3637
0,228
1418,26
608,88
ТК-39
ТК-40
98,54
0,1
Надземная
3,2652
0,126
4156,73
3179,08
ТК-39
ул. Комсомольская 36
25,56
0,05
Подземная бесканальная
1,0722
0,179
717,96
310
ТК-38
ТК-39
88,2
0,1
Надземная
4,339
0,168
3746,81
2829,88
ТК-38
ТК-50
213,72
0,207
Надземная
51,5069
0,449
12338,7
9122,73
ТК-36
ООО Радуга (магазин в ж.д)
51,9
0,05
Подземная бесканальная
0,162
0,027
1465,72
600,05
ТК-51
ТК-53
117,97
0,207
Надземная
45,7763
0,399
6792,99
5033,93
ТК-51
ТК-52
88,66
0,1
Надземная
3,4127
0,132
3756,53
2887,89
ТК-52
ул. Косарева 11
77,31
0,069
Подземная бесканальная
1,7975
0,151
2183,01
930,74
ТК-52
ул. Косарева 9
47,44
0,069
Подземная бесканальная
1,6136
0,136
1339,57
572,61
ТК-67
ул. Чернореченская 12
34,43
0,05
Подземная бесканальная
1,1022
0,184
971,46
417,71
ТК-67
ТК-68
76,49
0,1
Надземная
11,9167
0,461
3233,4
2468,82
ТК-74
Дет.сад №1
102,98
0,05
Подземная бесканальная
3,1055
0,52
2915,54
1245,04
ТК-60
ул. Советская 13
61,47
0,05
Подземная бесканальная
1,5029
0,239
188,02
81,01
ТК-57
ул. Советская 24
55,96
0,05
Подземная бесканальная
1,2105
0,203
1550,71
662,29
ТК-59
ул. Советская 26
40
0,05
Подземная бесканальная
0,6819
0,108
294,46
125,96
ТК-59
ул. Советская 28
23,37
0,05
Подземная бесканальная
0,6249
0,099
184,04
78,8
ТК-58
ТК-59
30,72
0,05
Подземная бесканальная
1,3068
0,207
257,86
110,42
ТК-74
ул. Советская 9
53,25
0,05
Подземная бесканальная
2,5442
0,404
948,21
405,85
ТК-65
ул. Павлова 9
149,73
0,069
Подземная бесканальная
0,8468
0,056
1140,89
486,06
ТК-37
Больница
58,65
0,05
Подземная бесканальная
5,7504
0,913
189,21
81,58
ТК-37
Больница
147,14
0,15
Подземная бесканальная
17,4472
0,293
6695,66
2904,35
ТК-3*
ТК-3
511,47
0,259
Подземная бесканальная
52,7825
0,292
32522,36
13788,27
ТК-3*
ИК-11
91,06
0,15
Подземная бесканальная
29,2435
0,492
4170,8
1808,94
ТК-3*
ИК-8
42,1
0,15
Подземная бесканальная
6,0633
0,102
1928,29
835,37
ТК-11
ул.Дзержинского23 (СЭС)
218,66
0,1
Подземная бесканальная
2,1606
0,084
7371,11
3164,88
94*
ТК-95
46,24
0,1
Подземная бесканальная
5,5949
0,217
1546,14
660,78
94*
Косарева 14 (адм.зд №3)
91,81
0,069
Подземная бесканальная
1,2484
0,105
2521,45
1080,33
ТК-13
пер. Дзержинского 16
76,46
0,05
Подземная бесканальная
1,1678
0,195
2108,13
895,38
ТК-37
ТК-38
123,32
0,309
Надземная
55,868
0,216
9111,4
6946,25
ТК-16
ТК-17
291,63
0,069
Подземная бесканальная
1,8377
0,122
5165,02
2181,99
ТК-97
Админ.зд №5
26,4
0,069
Подземная бесканальная
1,1115
0,093
715,55
308,18
ТК-36
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
72,16
0,05
Подземная бесканальная
2,9633
0,496
2037,88
883,15
ТК-11
ТК-13
176,8
0,207
Надземная
2,6623
0,023
10117,16
7723,62
ТК-60
ФКУ ИК-13 ул. Советская 20 )
59,48
0,05
Подземная бесканальная
4,5288
0,758
1655,32
714,36
ТК-6
Казарма (ул.Дзержинского .51
305,93
0,069
Подземная бесканальная
3,6656
0,308
8680,22
3682,26
ТК-17
СЭС
51,28
0,05
Подземная бесканальная
0,5047
0,08
370,7
158,26
ТК-24
ТК-25
70,86
0,15
Надземная
11,5678
0,195
3432,57
2633,8
ТК-23
ТК-24
166,19
0,15
Надземная
11,5747
0,195
8097,98
6160,96
ТК-18
ТК-19
45,31
0,207
Надземная
19,3625
0,169
2547,07
1929,72
94
ИП Сайкин (Автомойка)
33,25
0,05
Подземная бесканальная
0,1327
0,022
913,43
378,82
ТК-12
ул. Комсомольская. 1
74,35
0,05
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТК-47
ТК-48
25
0,05
Подземная бесканальная
2,0174
0,32
927,27
396,47
ТК-48
ТК-49
20
0,05
Подземная бесканальная
1,2726
0,202
740,1
316,29
ТК-20
ТК-21
96,27
0,1
Надземная
3,5863
0,139
3922,77
3142
ТК-69
ТК-70
62,73
0,1
Надземная
8,8086
0,341
2639,73
2028,72
ТК-70
ТК-72
180,49
0,069
Надземная
6,7608
0,45
1775,6
1391,98
ТК-70
ТК-71
15,93
0,05
Надземная
5,0512
0,845
486,9
365,44
ТК-65
ТК-66
76,26
0,069
Надземная
3,9908
0,266
935,94
748,3
ТК-54
ТК -60
392,31
0,207
Надземная
25,7397
0,224
22470,83
16940,86
Котельная 1
ТК-1
730,53
0,517
Надземная
171,3909
0,235
78892,2
61485,32
ТК-55
ТК-60
44,18
0,1
Подземная бесканальная
16,833
0,652
1498,17
641,55
ТК-53
ТК-54
285,18
0,207
Надземная
32,7473
0,286
16401,52
12159,96
ТК-60
ТК-61
140,73
0,1
Подземная бесканальная
7,1891
0,278
4768,34
2042,86
ТК-61
ТК-62
46,25
0,1
Подземная бесканальная
4,9218
0,191
1566,54
669,24
ТК-62
ТК-63
26
0,1
Подземная бесканальная
3,9105
0,151
877,85
376,09
ТК-63
ул. Павлова 5
204,04
0,069
Подземная бесканальная
1,7743
0,149
5310,14
2237,33
Таблица 1.12. – Результаты гидравлического расчета от котельной №1, г. п. Явас (параметры по потребителям)
Наименование узла
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ООО Радуга (магазин в ж.д)
0,004
3,412
0,162
31,07
54,43
23,35
1682,5
ул.Дзержинского23 (СЭС)
0,062
6,38
2,157
28,12
55,28
27,16
2783,6
ул.Дзержинского 9
0,004
5,304
0,189
26,94
50,99
24,05
3556,9
ул. Дзержинского 48
0,041
5,081
1,36
27,77
59,24
31,47
2098,7
Ростелеком
0,086
6,866
2,577
29,93
60,21
30,27
1552,2
ул.Тактаева 14
0,012
3,038
0,366
32,36
60,83
28,47
810,7
ул. Дзержинского 46
0,05
5,389
1,533
27,91
59,2
31,28
1982,5
ул. Дзержинского 44
0,052
5,747
1,579
22,9
55,44
32,54
1949,1
ул. Дзержинского 42
0,028
4,794
0,955
17,32
51,77
34,45
2212,8
ул. Дзержинского 35
0,046
5,345
1,466
26,37
55,88
29,51
1974,6
ул. Дзержинского 33
0,05
5,633
1,688
28,34
57,35
29,01
2450,8
ул. Дзержинского 37
0,049
5,554
1,569
25,94
58,21
32,27
1989,5
ул. Дзержинского 31
0,045
5,266
1,479
28,5
56,9
28,4
2390,5
ул. Дзержинского 40
0,037
5,743
1,339
16,51
51,06
34,54
2304,6
ул. Дзержинского 28
0,033
4,547
1,086
27,62
52,31
24,69
3146,9
Бункер
0,041
5,34
1,45
25,89
47,97
22,08
3375,3
ул. Комсомольская 4
0,051
6,094
1,929
27,04
51,86
24,82
3726,9
Общежитие (Косарева16)
0,014
3,254
0,536
25,69
47,66
21,98
3551,9
Машин.учет
0,021
3,894
0,769
25,81
47,52
21,72
3445,8
ул. Комсомольская 5
0,044
5,64
1,654
27,1
51,76
24,66
3710,2
ИК-11
0,994
23,226
29,24
29,42
57,55
28,12
1410,1
ИК-8
0,205
10,507
6,062
30,19
53,13
22,94
1361,2
ул. Октябрьская 18
0,015
3,593
0,658
26,01
48,08
22,07
4165,8
ул. Октябрьская 20
0,021
4,302
0,938
25,76
47,75
22
4217,8
ул. Октябрьская 22
0,022
4,65
1,085
25,2
47,21
22,02
4313
ул. Октябрьская 16
0,023
4,278
0,941
26,47
47,85
21,38
4059,2
ул. Дзержинского 6а
0,052
6,408
2,043
24,8
51,63
26,84
4122,8
ул. Садовая 27
0,053
6,408
2,122
26,75
49,91
23,16
4072,9
Косарева 14 (адм.зд №3)
0,034
4,95
1,248
25,98
47,01
21,03
3383,4
Админ.зд №5
0,029
4,685
1,111
25,67
47,65
21,99
3565,9
ул. Дзержинского 4
0,025
4,412
1,004
26,66
51,75
25,09
4150,4
ул. Дзержинского 2
0,067
7,367
2,751
25,74
52,82
27,08
4285,9
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
0,098
7,459
2,963
28,41
59,04
30,63
1702,8
ул. Комсомольская 32
0,054
5,899
1,898
29,78
50,54
20,76
2425,6
ул. Комсомольская 34
0,041
4,994
1,364
29,93
50,61
20,68
2344,1
ул.Дзержинского24
0,009
3,477
0,296
27,65
51,95
24,29
3191,8
ул. Комсомольская 36
0,034
4,415
1,072
30,31
50,8
20,49
2220,4
ИП Оленина(магазин)
0,038
0
0
0
0
0
0
Кондитерский цех
0,033
4,225
1,011
32,1
61,55
29,45
798
ул. Чернореченская 14
0,074
6,578
2,295
28,18
49,18
21
2382,8
ул. Чернореченская 12
0,035
4,565
1,102
28
49,09
21,09
2584,5
Дет.сад №1
0,097
8,061
3,105
22,88
48,26
25,38
2750,5
ул. Косарева 11
0,055
5,779
1,797
28,99
48,81
19,82
2556,3
ИП Сайкин (Автомойка)
0,003
5,562
0,133
26,25
45,65
19,4
3283,5
ул. Дзержинского 19
0,005
3,136
0,197
27,91
51,92
24,01
2901,7
ул. Косарева 9
0,05
5,472
1,613
29,08
48,85
19,77
2526,5
ул. Косарева 20
0,041
5,831
1,721
25,66
47,67
22,01
3664,3
ул. Советская 16
0,051
6,11
1,786
22,94
48
25,06
3073,4
ул. Павлова 5
0,047
5,978
1,79
25,14
46,86
21,72
3936,5
ул. Косарева 1
0,057
6,398
1,967
23,14
45,86
22,72
3050,1
ул. Советская 18
0,067
6,691
2,265
25,63
45,33
19,7
3690,1
ул. Павлова 7
0,061
6,482
2,118
25,45
45,24
19,78
3779
ул. Павлова 13
0,014
3,217
0,527
26,01
45,52
19,51
3713,2
ул. Советская 22
0,049
5,725
1,685
26,45
45,74
19,29
3648,8
ул. Советская 24
0,034
4,843
1,21
26,67
45,85
19,18
3731,3
Дет.школа искусств
0,047
5,031
1,415
31,28
60,97
29,69
1229,3
ул. Лесная 17
0,055
0
2,152
22,36
35,08
12,72
4086,8
ул. Лесная 19
0,063
0
2,426
22,34
35,07
12,73
4064,5
Дет.сад №2
0,068
6,506
2,199
27,05
52,54
25,5
2901,2
ул. Дзержинского 22
0,009
3,146
0,349
27,54
51,73
24,19
3356,2
ул. Дзержинского 13
0,004
4,521
0,207
27,56
51,74
24,18
3379,4
ул. Дзержинского 16
0,075
7,034
2,551
26,63
50,67
24,04
3511
ул. Дзержинского 18
0,008
3,414
0,292
27,47
51,09
23,63
3456,4
Конвоирование
0,148
14,552
4,739
5,05
42,61
37,56
2437,8
ФКУ ЦИТОВ УФСИН
0,084
10,586
2,687
5,79
42,89
37,09
2409,8
ул. Косарева 2а
0,027
4,488
1,01
25,18
45,1
19,92
3812,3
Учебный ЦентрУФСИН
0,032
4,201
0,977
30,69
48,67
17,98
1895,3
ул. Дзержинского 11
0,026
4,239
0,941
27,43
51,07
23,64
3506
ул. Советская 13
0,045
5,342
1,488
27,22
46,13
18,91
3247,3
ФСБ
0,083
7,656
3,035
26,86
47,75
20,89
3858
ул. Дзержинского 14
0,041
5,297
1,48
27,88
51,3
23,42
2777,3
пер. Дзержинского 14
0,041
4,74
1,412
39,51
78,27
38,76
3591,4
ул. Советская 11
0,043
5,23
1,427
27,24
47,95
20,7
3250,1
пер. Дзержинского 16
0,031
4,709
1,167
27,77
51,25
23,48
2818,2
Водоканал
0,012
3,188
0,378
31,47
61,22
29,74
1348,8
ул. Комсомольская. 1
0,006
3,226
0,216
27,28
51,95
24,67
3584,9
ФКУ ИК-13 ул. Советская 20 )
0,137
9,914
4,529
21,27
43,14
21,87
3579
ул. Косарева 5
0,089
7,832
2,876
22,02
45,3
23,28
2839,7
ул. Косарева 7
0,066
6,769
2,175
22,57
45,58
23
2867,9
Казарма (ул.Дзержинского .51
0,112
8,555
3,663
25,1
53,57
28,47
2270,9
Больница
0,576
17,82
17,441
30,21
50,75
20,54
2130,4
Таблица 1.13. – Результаты гидравлического расчета от котельной №2, г. п. Явас (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТК-75
ИК-2
330,63
0,15
Подземная бесканальная
49,7879
0,837
14494,91
6246,54
ТК-94
ТК-93
55,61
0,069
Надземная
-1,0367
-0,087
1919,54
1459,41
ТК-93
ул. С. Камаева 1
3
0,05
Подземная бесканальная
0,1263
0,021
79,21
34,18
ТК-86
ООО Весна
23,56
0,05
Подземная бесканальная
1,0628
0,178
633,92
272,67
ТК-93*
ООО "БУИН" (Советская 2А)
161,34
0,027
Подземная бесканальная
0,0859
0,056
3419,26
700,79
ТК-93*
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
23,78
0,05
Подземная бесканальная
4,9637
0,831
625,38
269,22
ТК-94
ул. С. Камаева 4
38,05
0,05
Подземная бесканальная
0,164
0,027
991,82
410,62
ТК-85
ТК-75
73,65
0,1
Надземная
-25,8574
-1,001
3170,78
2354,18
ТК-91
ул. 40 лет Победы 2
80,52
0,05
Подземная бесканальная
1,4754
0,247
2157,34
927,52
ТК-82
ул. 40 лет Победы 10
32,2
0,05
Подземная бесканальная
1,4686
0,246
859,68
369,5
ТК-83
ТК-84
51,86
0,069
Надземная
4,0458
0,34
1798,18
1378,21
ТК-84
ул. 40 лет Победы 12
36,98
0,05
Подземная бесканальная
1,7579
0,294
985,88
421,82
ТК-84
ул. 40 лет Победы 14
80,59
0,05
Подземная бесканальная
2,2875
0,383
2148,52
916,75
ТК-79
ТК-85
51,17
0,1
Надземная
18,5969
0,72
2201,16
1639,51
ТК-85
ул. 40 лет Победы 2
80,52
0,05
Подземная бесканальная
1,4754
0,247
2157,34
927,52
ТК-85
ТК-86
53,17
0,1
Надземная
10,9005
0,422
2285,03
1719,1
ТК-86
ТК-87
108,6
0,1
Надземная
8,1393
0,315
4659,33
3516
ТК-86
ул. 40 лет Победы 4
19,05
0,05
Подземная бесканальная
1,6974
0,284
512,57
220,94
ТК-87
ул.Чернореченская 4
57,13
0,05
Подземная бесканальная
2,2873
0,383
1532,2
658,14
ТК-87
ТК-88
280,78
0,069
Подземная бесканальная
5,85
0,492
7530,39
3203,89
ТК-88
ул.Чернореченская 6а
20,77
0,05
Подземная бесканальная
0,5076
0,085
553
236,34
ТК-89
ул. Чернореченская 8
25,67
0,05
Подземная бесканальная
1,7905
0,3
682,23
292,76
ТК-88
ТК-89
79,39
0,069
Подземная бесканальная
5,3401
0,449
2113,75
904,26
ТК-89
ТК-90
136,58
0,069
Подземная бесканальная
3,5489
0,298
3629,89
1546,81
ТК-90
ул. Павлова 1
41,95
0,05
Подземная бесканальная
1,5103
0,253
1108,56
473,66
ТК-85
ТК-91
118,01
0,1
Надземная
6,2202
0,241
5071,58
3745,62
ТК-91
ул. Чернореченская 7
61,82
0,05
Подземная бесканальная
0,3944
0,161
1803,09
771,61
ТК-91
ТК-92
197,4
0,1
Надземная
6,2181
0,241
8427,96
6338,96
ТК-93
ТК-93*
260,43
0,05
Подземная бесканальная
5,0506
0,845
6876,17
2935,26
ТК-92
ТК-93
29,34
0,1
Надземная
6,2145
0,241
1238,96
943,8
ТК-92
ул. С. Камаева 2
30,26
0,05
Подземная бесканальная
0,3943
0,063
1099,71
474,44
ТК-92
ул. С. Камаева 1
52,24
0,05
Подземная бесканальная
0,3974
0,063
1898,5
799,75
ТК-93
ТК-94
55,61
0,069
Надземная
1,0387
0,087
1918,71
1459,45
ТК-94
ул. С. Камаева 4
38,05
0,05
Подземная бесканальная
0,1643
0,027
991,48
410,5
ТК-94
ул. С. Камаева 3
42,44
0,05
Подземная бесканальная
0,3899
0,062
1515,81
640,81
ТК-94
ул. С. Камаева 6
98,63
0,05
Подземная бесканальная
0,8727
0,146
2570,91
1089,64
ТК-83
ул. 40 лет Победы 11
170,24
0,05
Подземная бесканальная
1,234
0,206
4535,23
1904,33
ТК-80
ул. 40 лет Победы 6
36,1
0,05
Подземная бесканальная
2,1772
0,364
969,79
418,14
Котельная 2
ТК-75
133,09
0,207
Надземная
84,1552
0,734
7793,04
5777,09
ТК-75
ТК-76
289,83
0,1
Надземная
4,6769
0,181
12478,2
9073,01
ТК-76
ТК-77
236,4
0,1
Надземная
4,6717
0,181
9960,45
7546,67
ТК-77
ул. 40 лет Победы 9
55,36
0,05
Подземная бесканальная
1,3764
0,23
1430,96
618,71
ТК-77
ТК-78
69,12
0,069
Подземная бесканальная
3,2911
0,277
1786,64
759,48
ТК-90
ул. Чернореченская 10
58,57
0,05
Подземная бесканальная
2,0374
0,341
1547,75
661,2
ТК-78
ул. 40 лет Победы 13
46,4
0,05
Подземная бесканальная
1,2243
0,205
1189,6
516,75
ТК-78
ул. 40 лет Победы 7
213,86
0,517
Подземная бесканальная
2,0662
0,003
19842,16
8069,75
ТК-75
ТК-79
73,65
0,1
Надземная
29,6797
1,149
3170,89
2361,72
ТК-79
ТК-80
93,62
0,1
Надземная
11,0815
0,429
4027,22
3020,59
ТК-80
ТК-81
111,7
0,1
Надземная
8,9027
0,345
4790,97
3609,56
ТК-81
ТК-82
99,02
0,1
Надземная
6,7511
0,261
4228,74
3205,75
ТК-82
ТК-83
50,75
0,1
Надземная
5,2807
0,204
2156,37
1645,02
ТК-81
ул. 40 лет Победы 8
32,2
0,05
Подземная бесканальная
2,1495
0,36
862,54
371,66
Таблица 1.14. – Результаты гидравлического расчета от котельной №2, г. п. Явас (параметры по потребителям)
Наименование узла
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. С. Камаева 1
0,004
3,419
0,126
32,69
51,81
19,12
605,7
ИК-2
1,723
29,433
49,774
33,06
50,41
17,35
463,7
ул. Чернореченская 10
0,062
6,573
2,037
22,28
44,36
22,08
975
ООО Весна
0,036
4,295
1,063
33,22
53,21
19,99
334,6
ООО "БУИН" (Советская 2А)
0,003
4,615
0,086
4,71
43,29
38,58
1024,4
ул. 40 лет Победы 7
0,039
5,571
1,958
39,82
51
11,18
942,3
ул. 40 лет Победы 13
0,035
4,414
1,224
39,52
50,85
11,33
774,8
ул. 40 лет Победы 9
0,04
4,67
1,376
39,86
51,04
11,18
714,7
ул. 40 лет Победы 14
0,072
6,424
2,287
30,75
47,13
16,38
694,3
ул. 40 лет Победы 12
0,056
5,574
1,758
32,04
47,78
15,73
650,7
ул. 40 лет Победы 11
0,036
4,67
1,233
32,02
47,76
15,75
732,1
ул. 40 лет Победы 10
0,048
5,06
1,468
32,95
50,12
17,17
543,3
ул. 40 лет Победы 8
0,072
6,118
2,149
33,03
50,16
17,13
444,3
ул. 40 лет Победы 6
0,074
6,124
2,177
33,73
51
17,27
336,5
ул. 40 лет Победы 2
0,049
5,063
1,475
33,16
53,18
20,02
338,4
ул. 40 лет Победы 4
0,058
5,434
1,697
33,1
53,15
20,05
330,1
ул.Чернореченская 4
0,076
6,39
2,287
31,42
52,3
20,89
476,8
ул.Чернореченская 6а
0,016
3,155
0,508
26,03
47,69
21,66
721,2
ул. Чернореченская 8
0,057
6,039
1,79
24,15
46,74
22,6
805,5
ул. Павлова 1
0,046
5,62
1,51
22,9
46,12
23,22
958,4
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
0,153
18,048
4,964
2,36
37,74
35,37
886,9
ул. С. Камаева 4
0,004
3,137
0,164
32,65
52,92
20,27
696,3
ул. С. Камаева 3
0,014
3,089
0,3897
37,6
55,41
17,81
700,7
ул. С. Камаева 6
0,024
3,918
0,872
32,33
52,76
20,43
756,9
Таблица 1.15. – Результаты гидравлического расчета от котельной №3, п. Озерный (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Внутренний диаметр обратного трубопровода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
Котельная
ТК-1
19,83
0,15
0,15
Подземная бесканальная
36,8926
0,62
477,21
204,51
ТК-1
ТК-13
71,95
0,15
0,15
Подземная бесканальная
34,0526
0,573
1731,38
742,61
ТК-5
ТК-6
29,58
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,432
0,12
498,95
213,53
ТК-7
ТК-8
14,25
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,1807
0,099
238,62
102,18
ТК-8
8
15,06
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,4859
0,081
220,47
94,42
ТК-8
ТК-9
32,81
0,069
0,069
Подземная бесканальная
0,6946
0,058
548,95
234,3
ТК-9
7
13,81
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,6944
0,116
201,35
86,19
ТК-10
6
39,85
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,8587
0,144
576,05
246,64
ТК-10
ТК-11
26,95
0,082
0,082
Подземная бесканальная
0,0889
0,005
478,62
196,62
ТК-11
5
11,51
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,0886
0,015
159,49
67,81
ТК-13
ТК-14
177,89
0,15
0,15
Подземная бесканальная
1,3329
0,022
4284,08
1791,16
ТК-4
ТК-5
16,92
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,4321
0,12
284,86
122,32
ТК-4
ТК-10
165,01
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,9506
0,037
3333,71
1401,97
ТК-1
ТК-2
51,75
0,1
0,1
Подземная бесканальная
2,4592
0,095
1067,4
450,31
ТК-6
ТК-7
85,58
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,1814
0,099
1441,47
614,16
ТК-6
1
13,34
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,2503
0,041
196,61
84,3
ТК-1
2
13,79
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,3799
0,015
284,43
121,48
ТК-13
9
117,53
0,15
0,15
Подземная бесканальная
32,7168
0,55
2830,45
1213,18
ТК-14
4
61,63
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,3256
0,111
1034,25
441,81
ТК-2
ТК-4
228
0,1
0,1
Подземная бесканальная
11,3267
0,367
9940,63
4244
ТК-2
ТК-4
147,7
0,1
0,1
Подземная бесканальная
2,3853
0,092
2998,89
1278,85
ТК-2
3
15
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,0729
0,003
512,67
211,8
Таблица 1.16. – Результаты гидравлического расчета от котельной №3, п. Озерный (параметры по потребителям)
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Высота здания потpебителя, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. Гагарина 1
96
3,8
0,015
3,981
0,486
9,44
18,72
9,28
380,7
ул. Гагарина 2
96
3,8
0,021
4,762
0,694
9,42
18,71
9,29
412,2
ул. Центральная 1
97
6
0,025
0
0,859
9,48
17,74
8,26
424,1
ул. Центральная 3
97
6
0,002
0
0,088
9,61
17,8
8,2
422,7
Д/с
96,71
8
0,041
0
1,325
8,81
17,69
8,88
331,3
ул. Мира 1
96,3
8
0,008
0
0,25
9,55
18,47
8,92
279,1
ул. Лесная 3а
95,37
8
0,013
0
0,38
9,73
19,49
9,77
33,6
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
96,71
8
1,14
0
32,712
7,62
17,09
9,48
209,3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
94,8
3,5
0,002
3,159
0,073
9,7
20,05
10,35
86,6
Таблица 1.17. – Результаты гидравлического расчета от котельной №4, п. Парца (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Внутренний диаметр обратного трубопровода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТУ-18
ТУ-19
38
0,069
0,069
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТУ-1
Котельная
17,91
0,15
0,15
Подземная бесканальная
62,9911
1,059
884,67
379,11
Отряд7
ТУ-28
48,18
0,063
0,063
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТУ-37
ТУ-1
20
0,15
0,15
Подземная бесканальная
-22,6985
-0,382
982,75
422,76
ИК-13
ТУ-1
122
0,15
0,15
Подземная бесканальная
22,6985
0,382
6017,32
2576,28
ИК-14
ТУ-37
280
0,15
0,15
Подземная бесканальная
35,2161
0,592
13813,45
5927,32
Дет.сад
ТУ-37
550
0,15
0,15
Подземная бесканальная
2,2763
0,038
27025,66
10731,87
Группа домов
ТУ-37
350
0,15
0,15
Подземная бесканальная
3,2061
0,054
17198,15
7145,44
ТУ-17
Котельная
17,91
0,15
0,15
Подземная бесканальная
63,3794
1,066
884,17
378,89
ТУ-37
ТУ-17
275,73
0,15
0,15
Подземная бесканальная
28,1931
0,474
13611,35
5805,9
ИК-14
ТУ-17
275,73
0,15
0,15
Подземная бесканальная
35,1856
0,592
13611,35
5838,07
Таблица 1.18. – Результаты гидравлического расчета от котельной №4, п. Парца (параметры по потребителям)
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Высота здания потpебителя, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. Гагарина 1
96
3,8
0,015
3,981
0,486
9,44
18,72
9,28
380,7
ул. Гагарина 2
96
3,8
0,021
4,762
0,694
9,42
18,71
9,29
412,2
ул. Центральная 1
97
6
0,025
0
0,859
9,48
17,74
8,26
424,1
ул. Центральная 3
97
6
0,002
0
0,088
9,61
17,8
8,2
422,7
Д/с
96,71
8
0,041
0
1,325
8,81
17,69
8,88
331,3
ул. Мира 1
96,3
8
0,008
0
0,25
9,55
18,47
8,92
279,1
ул. Лесная 3а
95,37
8
0,013
0
0,38
9,73
19,49
9,77
33,6
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
96,71
8
1,14
0
32,712
7,62
17,09
9,48
209,3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
94,8
3,5
0,002
3,159
0,073
9,7
20,05
10,35
86,6
1.3.4. Графики регулирования отпуска тепла в тепловые сети
Регулирование отпуска тепловой энергии производиться по температурным графикам, в зависимости от температуры наружного воздуха и скорости ветра.
Температурные графики для отпуска тепла от энергоисточника были определены при проектировании системы теплоснабжения.
График 95-70 °С с максимальной температурой в подающем трубопроводе 70 °С.
Температура сетевой воды задается дежурным диспетчером в соответствии со среднесуточной температурой наружного воздуха, определенной по прогнозу погоды, в увязке с температурным графиком. На рисунке 1.9. приведен расчетный график отпуска тепла.
Рисунок 1.9. – Среднемесячные температуры наружного воздуха и теплоносителя.
1.3.5 Определение нормативных эксплуатационных технологических затрат и потерь теплоносителя.
К эксплуатационным технологическим затратам сетевой воды относятся:
– затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском плановых ремонтов, а также при подключении новых тепловых сетей;
– технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты;
– технически обоснованный расход теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания;
– к утечке теплоносителя относятся технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии потери теплоносителя через не плотности в арматуре и трубопроводах тепловых сетей в пределах, установленных правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей.
Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой , , определяются по формуле:
где а – среднегодовая утечка теплоносителя, установленная правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час, – среднегодовая емкость тепловой сети, ; – продолжительность работы тепловой сети в течении года, ч; – среднегодовая часовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой, .
Значение среднегодовой емкости тепловой сети , , определяется по формуле:
где – емкость трубопроводов тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ; – продолжительность функционирования тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ч.
Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значения показателей, приведенных выше, в утечку не включается.
Технологические затраты теплоносителя, связанные с вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых, так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере 1,5-кратной емкости тепловой сети, находящейся в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии.
Технологические затраты теплоносителя, обусловленные его сливом приборами автоматики и защиты тепловых сетей и систем теплопотребления, определены конструкцией и технологией обеспечения нормального функционирования этих приборов.
Размеры затрат устанавливаются на основе информации, содержащейся в паспортах или технических условиях на указанные приборы, и уточняются в результате их регулировки. Значения годовых потерь теплоносителя в результате слива их этих приборов , определяются по формуле:
где m – технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из установленных типов средств автоматики или защиты, ; N – количество функционирующих средств автоматики и защиты, шт.; n – продолжительность функционирования однотипных средств автоматики и защиты в течении года, ч.
Технологические затраты теплоносителя при плановых эксплуатационных испытаниях тепловых сетей включает потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормирование этих затрат теплоносителя производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения упомянутых работ, а также утвержденных эксплуатационных норм затрат для каждого вида работ в тепловых сетях, находящихся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя.
Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей Гкал, определяются по формуле:
,
где – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, ; – среднегодовые температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С; – среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки тепловой сети, °С; c = 1 – удельная теплоемкость теплоносителя, ккал/кг·°С; b – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом (при отсутствии данных принимается в пределах от 0,5 до 0,75).
Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по применяемому в системе теплоснабжения графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующих ожидаемым среднемесячным значениям температуры наружного воздуха на всем протяжении работы тепловой сети в течении года.
Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха определяются как средние из соответствующих статических значений по информации метеорологических станций за последние 5 лет (при отсутствии таковой – в соответствии со СНиП 23-01-94 Строительная климатология и геофизика, М. 2000 г. Или климатологическим справочником).
Среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник для подпитки тепловой сети °С, определяется по формуле:
где – значения температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительном и летнем периодах, °С (при отсутствии достоверной информации = 5°С, = 15°С).
Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в эксплуатацию новых сетей , Гкал, определяются по формуле с учетом плотности воды, используемой для заполнения:
где – затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов и оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии, ; - соответственно, температуры сетевой воды при заполнении и холодной воды в этот период , °С.
Нормативные технологические затраты тепловой энергии со сливами из средств авторегулирования и защиты (САРЗ) , Гкал, определяются по формуле:
где – затраты сетевой воды со сливами из САРЗ, определяемые в соответствии с настоящим Положением, ; – температура сливаемой сетевой воды, определяемая в зависимости от места установки САРЗ, и температура холодной воды за этот же период, °С; – среднегодовая плотность сетевой воды в подающем или в обратном трубопроводе, в зависимости от точек отбора сетевой воды, используемой в САРЗ, .
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленные утечкой теплоносителя, по периодам функционирования тепловой сети , , Гкал, определяются по формуле:
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленные утечкой теплоносителя, по месяцам в отопительном и неотопительном периодах , , Гкал, определяются по формулам:
где – среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С; – средние значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети в отопительный период, °С; – среднемесячное значение температуры холодной воды.
По описанным выше методикам и исходным данным был проведен расчет нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, результаты которого приведены в таблице 1.15.
Таблица 1.15. - Нормативы технологических затрат и потерь при передаче тепловой энергии на 2019г
Наименование населенного пункта
Наименование системы теплоснабжения
Наименование предприятия (филиала ЭСО), эксплуатирующего тепловые сети
Тип теплоносителя, его параметры <1>
Годовые затраты и потери теплоносителя <2>, (т)
Годовые затраты и потери тепловой энергии, Гкал
С утечкой
На пусковое заполнение
Всего
Через изоляцию
С затратами
теплоносителя
всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
гп.Явас
Котельная №1,
г. п. Явас
ООО «ЖКХ Явас»
Горячая вода
1636,346
130,49
1766,837
1291,474
150,266
1441,739
гп.Явас
Котельная №2,
г. п. Явас
ООО «ЖКХ Явас»
Горячая вода
173,024
13,798
186,822
700,568
17,366
717,934
п. Озерный
Котельная №3,
п. Озерный
ООО «ЖКХ Явас»
Горячая вода
121,277
9,671
130,949
169,663
12,172
181,836
п. Парца
Котельная №3,
п. Парца
ООО «ЖКХ Явас»
Горячая вода
528,480
46,450
628,929
622,740
58,462
681,203
По ЭСО в целом
Горячая вода
2459,127
200,409
2713,537
2784,445
238,266
3022,712
1.4. Зоны действия источников тепловой энергии
1.4.1. Описание существующих зон действия источников тепловой энергии во всех системах теплоснабжения на территории поселения, городского округа, включая перечень котельных, находящихся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения
Теплоснабжение Явасского городского поселения осуществляется от котельных ООО «ЖКХ Явас». Тепловая мощность котельных №1, г. п. Явас 13 Гкал/ч., №2, г. п. Явас 6,02 Гкал/ч., №3, п. Озерный 3,44 Гкал/ч., №4, п. Парца 10,0 Гкал/ч., вполне достаточна для теплоснабжения всего поселения. Котельные работают на природном газе.
Вся нагрузка покрывается двумя котельными.
Количество подключенных зданий от котельной №1, г. п. Явас – 79 шт., от котельной №2, г. п. Явас – 23 шт., от котельной №3, п. Озерный-9шт., от котельной №4, п. Парца-12шт.
1.4.1.1 Зона котельных
Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) состоит из четырех котельных расположенных в Явасском городском поселении. Распределение зон действия источников теплоснабжения СЦТ по улицам проекта планировки приведено в таблице 1.16.
Таблица 1.16. – Наименование районов проекта планировки
№ п/п
Наименование улиц планировки
Наименование источника теплоснабжения
1
г.п. Явас, ул. Дзержинского
ООО «ЖКХ Явас»
2
г.п. Явас, ул. Комсомольская
3
г.п. Явас, ул. Косарева
4
г.п. Явас, ул. Советская
5
г.п. Явас, ул. Чернореченская
6
г.п. Явас, ул. 40 лет Победы
7
п. Озерный, ул. Гагарина
8
п. Озерный, ул. Центральная
9
п. Озерный, ул. Лесная
10
п. Озерный, ул. Мира
11
п. Парца, ул. Лесная
1.4.1.2 Зоны действия крышных котельных
Крышные котельные в Явасском городском поселении отсутствуют.
1.4.1.3 Зоны действия источников прочих муниципальных и ведомственных котельных
В Явасском городском поселении отсутствуют прочие источники теплоснабжения.
1.4.1.4 Зоны действия источников индивидуального теплоснабжения
Зоны действия источников индивидуального теплоснабжения находятся в частном секторе поселка. Имеется и индивидуальное теплоснабжение в многоквартирных домах.
1.4.2 Определение эффективного радиуса теплоснабжения
Радиус эффективного теплоснабжения – максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения.
Подключение дополнительной тепловой нагрузки с увеличением радиуса действия источника тепловой энергии приводит к возрастанию затрат на производство и транспорт тепловой энергии и одновременно к увеличению доходов от дополнительного объема ее реализации. Радиус эффективного теплоснабжения представляет собой то расстояние, при котором увеличение доходов равно по величине возрастанию затрат. Для действующих источников тепловой энергии это означает, что удельные затраты (на единицу отпущенной потребителям тепловой энергии) являются минимальными.
В основу расчета были положены полуэмпирические соотношения, которые представлены в «Нормах по проектированию тепловых сетей», изданных в 1938 году. Для приведения указанных зависимостей к современным условиям была проведена дополнительная работа по анализу структуры себестоимости производства и транспорта тепловой энергии в функционирующих в настоящее время системах теплоснабжения. В результате этой работы были получены эмпирические коэффициенты, которые позволили уточнить имеющиеся зависимости и применить их для определения минимальных удельных затрат при действующих в настоящее время ценовых индикаторах.
Связь между удельными затратами на производство и транспорт тепловой энергии с радиусом теплоснабжения осуществляется с помощью следующей полуэмпирической зависимости:
где, R - радиус действия тепловой сети (длина главной тепловой магистрали самого протяженного вывода от источника), км;
H - потеря напора на трение при транспорте теплоносителя по тепловой магистрали, м.вод. ст.;
b - эмпирический коэффициент удельных затрат в единицу тепловой мощности котельной, руб/Гкал/ч;
s - удельная стоимость материальной характеристики тепловой сети, руб/м2;
B - cреднее число абонентов на единицу площади зоны действия источника теплоснабжения, 1/км2;
П - теплоплотность района, Гкал/чкм2;
τ - расчетный перепад температур теплоносителя в тепловой сети, °С;
φ - поправочный коэффициент, принимаемый равным 1,3 для ТЭЦ и 1 для котельных.
Дифференцируя полученное соотношение по параметру R, и приравнивая к нулю производную, можно получить формулу для определения эффективного радиуса теплоснабжения в виде:
Удельная тепловая характеристика:
где, М - материальная характеристика тепловой сети, ;
– суммарная тепловая нагрузка, присоединенная к источнику, Гкал/ч.
Удельная длина тепловой сети:
где, L– суммарная длина трубопроводов тепловой сети, м.
Теоретический оборот тепла:
Гкал·м/ч,
где, – расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч;
– расстояние от источника тепла до потребителя, м.
Средний радиус теплоснабжения:
м
Этот параметр характеризует среднюю удаленность потребителей от источника тепла. Радиус эффективного теплоснабжения котельных Явасского городского поселения представлен в таблице 1.17.
Таблица 1.17. – Данные о присоединенных потребителях (для определения среднего радиуса тепловой сети)
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Вектор (расстояние от источника тепла до точки ее присоединения), , м
Момент тепловой нагрузки относительно источника теплоснабжения, , Гкал·км/ч
Средний радиус теплоснабжения, , м
1
ООО Радуга (магазин в ж.д)
0,004
1682,5
6,73
1625,909
2
ул.Дзержинского23 (СЭС)
0,062
2783,6
172,583
3
ул.Дзержинского 9
0,004
3556,9
14,2276
4
ул. Дзержинского 48
0,041
2098,7
86,0467
5
Ростелеком
0,086
1552,2
133,4892
6
ул.Тактаева 14
0,012
810,7
9,7284
7
ул. Дзержинского 46
0,05
1982,5
99,125
8
ул. Дзержинского 44
0,052
1949,1
101,3532
9
ул. Дзержинского 42
0,028
2212,8
61,9584
10
ул. Дзержинского 35
0,046
1974,6
90,8316
11
ул. Дзержинского 33
0,05
2450,8
122,54
12
ул. Дзержинского 37
0,049
1989,5
97,4855
13
ул. Дзержинского 31
0,045
2390,5
107,5725
14
ул. Дзержинского 40
0,037
2304,6
85,2702
15
ул. Дзержинского 28
0,033
3146,9
103,8477
16
Бункер
0,041
3375,3
138,3873
17
ул. Комсомольская 4
0,051
3726,9
190,0719
18
Общежитие (Косарева16)
0,014
3551,9
49,7266
19
Машин.учет
0,021
3445,8
72,3618
20
ул. Комсомольская 5
0,044
3710,2
163,2488
21
ИК-11
0,994
1410,1
1401,639
22
ИК-8
0,205
1361,2
279,046
23
ул. Октябрьская 18
0,015
4165,8
62,487
24
ул. Октябрьская 20
0,021
4217,8
88,5738
25
ул. Октябрьская 22
0,022
4313
94,886
26
ул. Октябрьская 16
0,023
4059,2
93,3616
27
ул. Дзержинского 6а
0,052
4122,8
214,3856
28
ул. Садовая 27
0,053
4072,9
215,8637
29
Косарева 14 (адм.зд №3)
0,034
3383,4
115,0356
30
Админ.зд №5
0,029
3565,9
103,4111
31
ул. Дзержинского 4
0,025
4150,4
103,76
32
ул. Дзержинского 2
0,067
4285,9
287,1553
33
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
0,098
1702,8
166,8744
34
ул. Комсомольская 32
0,054
2425,6
130,9824
35
ул. Комсомольская 34
0,041
2344,1
96,1081
36
ул.Дзержинского24
0,009
3191,8
28,7262
37
ул. Комсомольская 36
0,034
2220,4
75,4936
38
ИП Оленина(магазин)
0,038
0
0
39
Кондитерский цех
0,033
798
26,334
40
ул. Чернореченская 14
0,074
2382,8
176,3272
41
ул. Чернореченская 12
0,035
2584,5
90,4575
42
Дет.сад №1
0,097
2750,5
266,7985
43
ул. Косарева 11
0,055
2556,3
140,5965
44
ИП Сайкин (Автомойка)
0,003
3283,5
9,8505
45
ул. Дзержинского 19
0,005
2901,7
14,5085
46
ул. Косарева 9
0,05
2526,5
126,325
47
ул. Косарева 20
0,041
3664,3
150,2363
48
ул. Советская 16
0,051
3073,4
156,7434
49
ул. Павлова 5
0,047
3936,5
185,0155
50
ул. Косарева 1
0,057
3050,1
173,8557
51
ул. Советская 18
0,067
3690,1
247,2367
52
ул. Павлова 7
0,061
3779
230,519
53
ул. Павлова 13
0,014
3713,2
51,9848
54
ул. Советская 22
0,049
3648,8
178,7912
55
ул. Советская 24
0,034
3731,3
126,8642
56
Дет.школа искусств
0,047
1229,3
57,7771
57
ул. Лесная 17
0,055
4086,8
224,774
58
ул. Лесная 19
0,063
4064,5
256,0635
59
Дет.сад №2
0,068
2901,2
197,2816
60
ул. Дзержинского 22
0,009
3356,2
30,2058
61
ул. Дзержинского 13
0,004
3379,4
13,5176
62
ул. Дзержинского 16
0,075
3511
263,325
63
ул. Дзержинского 18
0,008
3456,4
27,6512
64
Конвоирование
0,148
2437,8
360,7944
65
ФКУ ЦИТОВ УФСИН
0,084
2409,8
202,4232
66
ул. Косарева 2а
0,027
3812,3
102,9321
67
Учебный ЦентрУФСИН
0,032
1895,3
60,6496
68
ул. Дзержинского 11
0,026
3506
91,156
69
ул. Советская 13
0,045
3247,3
146,1285
70
ФСБ
0,083
3858
320,214
71
ул. Дзержинского 14
0,041
2777,3
113,8693
72
пер. Дзержинского 14
0,041
3591,4
147,2474
73
ул. Советская 11
0,043
3250,1
139,7543
74
пер. Дзержинского 16
0,031
2818,2
87,3642
75
Водоканал
0,012
1348,8
16,1856
76
ул. Комсомольская. 1
0,006
3584,9
21,5094
77
ФКУ ИК-13 ул. Советская 20 )
0,137
3579
490,323
78
ул. Косарева 5
0,089
2839,7
252,7333
79
ул. Косарева 7
0,066
2867,9
189,2814
80
Казарма ул.Дзержинского .51
0,112
2270,9
254,3408
81
Больница
0,576
2130,4
1227,11
82
ул. С. Камаева 1
0,004
605,7
2,4228
83
ИК-2
1,723
463,7
798,9551
84
ул. Чернореченская 10
0,062
975
60,45
85
ООО Весна
0,036
334,6
12,0456
86
ООО "БУИН" (Советская 2А)
0,003
1024,4
3,0732
87
ул. 40 лет Победы 7
0,039
942,3
36,7497
88
ул. 40 лет Победы 13
0,035
774,8
27,118
89
ул. 40 лет Победы 9
0,04
714,7
28,588
90
ул. 40 лет Победы 14
0,072
694,3
49,9896
91
ул. 40 лет Победы 12
0,056
650,7
36,4392
92
ул. 40 лет Победы 11
0,036
732,1
26,3556
93
ул. 40 лет Победы 10
0,048
543,3
26,0784
94
ул. 40 лет Победы 8
0,072
444,3
31,9896
95
ул. 40 лет Победы 6
0,074
336,5
24,901
96
ул. 40 лет Победы 2
0,049
338,4
16,5816
97
ул. 40 лет Победы 4
0,058
330,1
19,1458
98
ул.Чернореченская 4
0,076
476,8
36,2368
99
ул.Чернореченская 6а
0,016
721,2
11,5392
100
ул. Чернореченская 8
0,057
805,5
45,9135
101
ул. Павлова 1
0,046
958,4
44,0864
102
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
0,153
886,9
135,6957
103
ул. С. Камаева 4
0,004
696,3
2,7852
104
ул. С. Камаева 3
0,014
700,7
9,8098
105
ул. С. Камаева 6
0,024
756,9
18,1656
ИТОГО
8,991
251877,1
14618,548
Из данных этой таблицы видно, что суммарная присоединенная к тепловым сетям нагрузка составляет = 8,991 Гкал/ч, а суммарный момент (теоретический оборот тепла) при данном расположении тепловых потребителей относительно источника составляет =14618,548 Гкал·км/ч. Средний радиус теплоснабжения такой схемы может быть определен как результат деления теоретического оборота тепла на присоединенную нагрузку всех потребителей. В данной конкретной схеме средний радиус теплоснабжения составляет:
м.
Максимальный фактический радиус теплоснабжения схемы определяется по самому удаленному вектору, т.е. равному 4704,1 м (ул. Дзержинского 2).
Этот параметр характеризует среднюю удаленность потребителей от источника тепла. Радиус эффективного теплоснабжения котельной гп. Явас представлен в таблице 1.18.
Таблица 1.18. – Данные о присоединенных потребителях (для определения среднего радиуса тепловой сети)
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Вектор (расстояние от источника тепла до точки ее присоединения), , м
Момент тепловой нагрузки относительно источника теплоснабжения, , Гкал·км/ч
Средний радиус теплоснабжения, , м
8
ул. Гагарина 1
0,015
380,7
5,7105
221,659
7
ул. Гагарина 2
0,021
412,2
8,6562
6
ул. Центральная 1
0,025
424,1
10,6025
5
ул. Центральная 3
0,002
422,7
0,8454
4
Д/с
0,041
331,3
13,5833
1
ул. Мира 1
0,008
279,1
2,2328
2
ул. Лесная 3а
0,013
33,6
0,4368
9
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
1,14
209,3
238,602
3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
0,002
86,6
0,1732
ИТОГО
1,267
2579,6
280,843
Из данных этой таблицы видно, что суммарная присоединенная к тепловым сетям нагрузка составляет = 1,267 Гкал/ч, а суммарный момент (теоретический оборот тепла) при данном расположении тепловых потребителей относительно источника составляет =280,843 Гкал·км/ч. Средний радиус теплоснабжения такой схемы может быть определен как результат деления теоретического оборота тепла на присоединенную нагрузку всех потребителей. В данной конкретной схеме средний радиус теплоснабжения составляет:
м.
Максимальный фактический радиус теплоснабжения схемы определяется по самому удаленному вектору, т.е. равному 424,1 м (ул. Центральная, 1).
Радиус эффективного теплоснабжения котельной гп. Явас представлен в таблице 1.19.
Таблица 1.19. – Данные о присоединенных потребителях (для определения среднего радиуса тепловой сети)
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Вектор (расстояние от источника тепла до точки ее присоединения), , м
Момент тепловой нагрузки относительно источника теплоснабжения, , Гкал·км/ч
Средний радиус теплоснабжения, , м
36
Группа жилых домов (9 домов)
0,093
643,6
59,8548
373,521
38
ИК-14
1,217
293,6
357,3112
37
ИК-13
0,776
435,6
338,0256
39
Дет.сад
0,051
843,6
43,0236
ИТОГО
2,137
2216,4
798,215
Из данных этой таблицы видно, что суммарная присоединенная к тепловым сетям нагрузка составляет = 2,137 Гкал/ч, а суммарный момент (теоретический оборот тепла) при данном расположении тепловых потребителей относительно источника составляет =798,215 Гкал·км/ч. Средний радиус теплоснабжения такой схемы может быть определен как результат деления теоретического оборота тепла на присоединенную нагрузку всех потребителей. В данной конкретной схеме средний радиус теплоснабжения составляет:
м.
Максимальный фактический радиус теплоснабжения схемы определяется по самому удаленному вектору, т.е. равному 843,6 м ( Д/с по ул. Лесная).
1.4.2.1 Наличие мощностей установленной, подключенной зарезервированной
Мощность котельных, установленная по режимной карте, подключенная, а также зарезервированная в разрезе по котельным представлена в таблице 1.20. Резерв мощности имеется на котельных Явасского городского поселения.
Анализируя мощность котельных Явасского городского поселения, было определено что общая располагаемая тепловая мощность котельных составляет – 32,460 Гкал/ч.
Таблица 1.20. – Мощность котельных, находящихся ООО «ЖКХ Явас» на 2019 г.
Ведомственная принадлежность
Наименование
Мощность котельной, Гкал/ч
Резерв (+)/дефицит (-), Гкал/ч
Установленная
Располагаемая
Подключенная
ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №1, г.п. Явас
13
13
6,091
6,909
ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №2, г.п. Явас
6,02
6,02
2,90
4,1
ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №3, п. Озерный
3,44
3,44
1,267
2,173
ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №4, п. Парца
10,0
10,0
2,137
7,863
1.4.2.2. Схемы выдачи тепловой мощности котельных
Тепловая схема котельной зависит от вида вырабатываемого теплоносителя и от схемы тепловых сетей, связывающих котельную с потребителями пара или горячей воды, от качества исходной воды. Водяные тепловые сети бывают двух типов: закрытые и открытые. При закрытой системе вода (или пар) отдает свою теплоту в местных системах и полностью возвращается в котельную. При открытой системе вода (или пар) частично, а в редких случаях полностью отбирается в местных установках. Схема тепловой сети определяет производительность оборудования водоподготовки, а также вместимость баков-аккумуляторов.
На рисунке 1.10. приведена принципиальная тепловая схема водогрейной котельной. Установленный на обратной линии сетевой (циркуляционный) насос обеспечивает поступление питательной воды в котел и далее в систему теплоснабжения. Обратная и подающая линии соединены между собой перемычками – перепускной и рециркуляционной. Через первую из них при всех режимах работы, кроме максимального зимнего, перепускается часть воды из обратной в подающую линию для поддержания заданной температуры.
Рисунок 1.10. Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной
По условиям предупреждения коррозии металла температура воды на входе в котел при работе на газовом топливе должна быть не ниже 60 °С во избежание конденсации водяных паров, содержащихся в уходящих газах. Так как температура обратной воды почти всегда ниже этого значения, то в котельных со стальными котлами часть горячей воды подается в обратную линию рециркуляционным насосом.
В коллектор сетевого насоса из бака поступает подпиточная вода (насос, компенсирующий расход воды у потребителей). Исходная вода, подаваемая насосом, проходит через подогреватель, фильтры химводоочистки и после умягчения через второй подогреватель, где нагревается до 75 - 80 °С (на малых котельных исходной водой является вода из водопровода, которая не проходит химической очистки на станции). Далее вода поступает в колонку вакуумного деаэратора. Вакуум в деаэраторе поддерживается за счет отсасывания из колонки деаэратора паровоздушной смеси с помощью водоструйного эжектора. Рабочей жидкостью эжектора служит вода, подаваемая насосом из бака эжекторной установки. Пароводяная смесь, удаляемая из деаэраторной головки, проходит через теплообменник – охладитель выпара. В этом теплообменнике происходит конденсация паров воды, и конденсат стекает обратно в колонку деаэратора. Деаэрированная вода самотеком поступает к подпиточному насосу, который подает ее во всасывающий коллектор сетевых насосов или в бак подпиточной воды.
Подогрев в теплообменниках исходной воды осуществляется водой, поступающей из котлов. Во многих случаях насос, установленный на этом трубопроводе (показан штриховой линией), используется также и в качестве рециркуляционного.
1.5 Тепловые нагрузки потребителей, групп потребителей в зонах действия источников тепловой энергии
1.5.1 Потребление тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха
Сводная тепловая нагрузка административно бытовых зданий и жилого фонда Явасского городского поселения, подключенных к СЦТ от котельных представлены в табл. 1.21, ГВС отсутствует.
Таблица 1.21. – Сводная тепловая нагрузка и годовое теплопотребление в 2019 г.
Наименование системы теплоснабжения
Присоединенная максимально часовая нагрузка, Гкал/ч
Годовая потребность в тепле, Гкал
Отопление
ГВС
Отопление
ГВС
1
2
3
4
5
Котельная №1, г.п.Явас
6,091
-
13469,548
-
Котельная №2, г.п. Явас
2,90
-
7414,444
-
Котельная №3, п. Озерный
1,267
3080,620
Котельная №4, п. Парца
2,137
5127,231
Тепловая нагрузка на котельной №1, г. п. Явас по типу объектов (жилые дома, административно-бытовые здания, образовательные и т.д.) представлена в табл. 1.22. и на рисунке 1.11.
Таблица 1.22. – Тепловая нагрузка и годовое теплопотребление на отопление по типу объектов
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная часовая нагрузка
Теплопотребление
Гкал/ч
%
1
Жилые дома (средне и многоэтажные)
3,111
51%
6869,469
2
Административно-бытовые здания
2,330
38,3%
5158,836
3
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения
0,212
3,5%
471,434
4
Объекты здравоохранения
0,438
7,2%
969,807
Рисунок 1.11. Соотношение существующих тепловых нагрузок потребителей
Тепловая нагрузка на котельной №2, г. п. Явас по типу объектов (жилые дома, административно-бытовые здания, образовательные и т.д.) представлена в табл. 1.23 и на рисунке 1.12
Таблица 1.23. – Тепловая нагрузка и годовое теплопотребление на отопление по типу объектов
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная часовая нагрузка
Теплопотребление, Гкал/год
Гкал/ч
%
1
Жилые дома (средне и многоэтажные)
1,159
40%
2965,777
2
Административно-бытовые здания
1,57
54,1%
4011,21
3
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения
0,136
4,7%
348,478
4
Объекты здравоохранения
0,035
1,2%
88,973
Рисунок 1.12. Соотношение существующих тепловых нагрузок потребителей
Тепловая нагрузка на котельной №3, п. Озерный по типу объектов (жилые дома, административно-бытовые здания, образовательные и т.д.) представлена в табл. 1.24 и на рисунке 1.13
Таблица 1.24. – Тепловая нагрузка и годовое теплопотребление на отопление по типу объектов.
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная часовая нагрузка
Теплопотребление, Гкал/год
Гкал/ч
%
1
Жилые дома (средне и многоэтажные)
0,164
13%
400,480
2
Административно-бытовые здания
1,064
84%
2587,720
3
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения
0,038
3%
92,418
4
Объекты здравоохранения
0
0
0
Рисунок 1.13 Соотношение существующих тепловых нагрузок потребителей
Тепловая нагрузка на котельной №4, п. Парца по типу объектов (жилые дома, административно-бытовые здания, образовательные и т.д.) представлена в табл. 1.25. и на рисунке 1.14
Таблица 1.25. – Тепловая нагрузка и годовое теплопотребление на отопление по типу объектов.
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная часовая нагрузка
Теплопотребление, Гкал/год
Гкал/ч
%
1
Жилые дома (средне и многоэтажные)
0,222
10,4%
533,242
2
Административно-бытовые здания
1,867
87,4%
4481,287
3
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения
0,047
2,2%
112,801
4
Объекты здравоохранения
0
0
0
Рисунок 1.14. Соотношение существующих тепловых нагрузок потребителей
Как видно из рисунков 1.11-1.14 55 % тепловой нагрузки составляет тепловая нагрузка административно-бытовых зданий, 37,7% жилые дома (средне и многоэтажные), 3,8% объекты здравоохранения и 3,5% общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения.
1.5.2. Описание случаев (условий) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии
Индивидуальные квартирные источники тепловой энергии в многоквартирных жилых домах Явасского городского поселения используется в квартирах. Сведения по квартирам отсутствуют.
В 2020 г. осуществить перевод на индивидуальное отопление жилые дома по адресам: ул. Дзержинского д. 9 и ул. Советская д.2А. ООО "Буин".
1.5.3. Значения расчетной тепловой нагрузки при расчётных температурах наружного воздуха в зонах действия источника тепловой энергии
Общая расчётная тепловая нагрузка потребителей, присоединенная к котельным ООО «ЖКХ Явас» в Явасском городском поселении, по состоянию на 2019 г. составляет 12,395 Гкал/ч. Расчетная тепловая нагрузка и теплопотребление жилых и общественных зданий представлено в таблице 1.26.
Таблица 1.26. – Расчетная тепловая нагрузка и теплопотребление жилых и общественных зданий СЦТ от котельных.
№ п/п
Наименование потребителя
Максимально-часовая нагрузка на отопление Гкал/час
Максимально-часовая нагрузка на гвс Гкал/час
Этажность
Котельная №1, г. п. Явас
1
ООО Радуга (магазин в ж.д)
0,004
-
-
2
ул.Дзержинского23 (СЭС)
0,062
-
-
3
ул.Дзержинского 9
0,004
-
-
4
ул. Дзержинского 48
0,041
-
-
5
Ростелеком
0,086
-
-
6
ул.Тактаева 14
0,012
-
-
7
ул. Дзержинского 46
0,05
-
-
8
ул. Дзержинского 44
0,052
-
-
9
ул. Дзержинского 42
0,028
-
-
10
ул. Дзержинского 35
0,046
-
-
11
ул. Дзержинского 33
0,05
-
-
12
ул. Дзержинского 37
0,049
-
-
13
ул. Дзержинского 31
0,045
-
-
14
ул. Дзержинского 40
0,037
-
-
15
ул. Дзержинского 28
0,033
-
-
16
Бункер
0,041
-
-
17
ул. Комсомольская 4
0,051
-
-
18
Общежитие (Косарева16)
0,014
-
-
19
Машин.учет
0,021
-
-
20
ул. Комсомольская 5
0,044
-
-
21
ИК-11
0,994
-
-
22
ИК-8
0,205
-
-
23
ул. Октябрьская 18
0,015
-
-
24
ул. Октябрьская 20
0,021
-
-
25
ул. Октябрьская 22
0,022
-
-
26
ул. Октябрьская 16
0,023
-
-
27
ул. Дзержинского 6а
0,052
-
-
28
ул. Садовая 27
0,053
-
-
29
Косарева 14 (адм.зд №3)
0,034
-
-
30
Админ.зд №5
0,029
-
-
31
ул. Дзержинского 4
0,025
-
-
32
ул. Дзержинского 2
0,067
-
-
33
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
0,098
-
-
34
ул. Комсомольская 32
0,054
-
-
35
ул. Комсомольская 34
0,041
-
-
36
ул.Дзержинского24
0,009
-
-
37
ул. Комсомольская 36
0,034
-
-
38
ИП Оленина(магазин)
0,038
-
-
39
Кондитерский цех
0,033
-
-
40
ул. Чернореченская 14
0,074
-
-
41
ул. Чернореченская 12
0,035
-
-
42
Дет.сад №1
0,097
-
-
43
ул. Косарева 11
0,055
-
-
44
ИП Сайкин (Автомойка)
0,003
-
-
45
ул. Дзержинского 19
0,005
-
-
46
ул. Косарева 9
0,05
-
-
47
ул. Косарева 20
0,041
-
-
48
ул. Советская 16
0,051
-
-
49
ул. Павлова 5
0,047
-
-
50
ул. Косарева 1
0,057
-
-
51
ул. Советская 18
0,067
-
-
52
ул. Павлова 7
0,061
-
-
53
ул. Павлова 13
0,014
-
-
54
ул. Советская 22
0,049
-
-
55
ул. Советская 24
0,034
-
-
56
Дет.школа искусств
0,047
-
-
57
ул. Лесная 17
0,055
-
-
58
ул. Лесная 19
0,063
-
-
59
Дет.сад №2
0,068
-
-
60
ул. Дзержинского 22
0,009
-
-
61
ул. Дзержинского 13
0,004
-
-
62
ул. Дзержинского 16
0,075
-
-
63
ул. Дзержинского 18
0,008
-
-
64
Конвоирование
0,148
-
-
65
ФКУ ЦИТОВ УФСИН
0,084
-
-
66
ул. Косарева 2а
0,027
-
-
67
Учебный ЦентрУФСИН
0,032
-
-
68
ул. Дзержинского 11
0,026
-
-
69
ул. Советская 13
0,045
-
-
70
ФСБ
0,083
-
-
71
ул. Дзержинского 14
0,041
-
-
72
пер. Дзержинского 14
0,041
-
-
73
ул. Советская 11
0,043
-
-
74
пер. Дзержинского 16
0,031
-
-
75
Водоканал
0,012
-
-
76
ул. Комсомольская. 1
0,006
-
-
77
ФКУ ИК-13 ул. Советская 20 )
0,137
-
-
78
ул. Косарева 5
0,089
-
-
79
ул. Косарева 7
0,066
-
-
80
Казарма ул.Дзержинского .51
0,112
81
Больница
0,576
Котельная №2, г. п. Явас
82
ул. С. Камаева 1
0,004
-
-
83
ИК-2
1,723
-
-
84
ул. Чернореченская 10
0,062
-
-
85
ООО Весна
0,036
-
-
86
ООО "БУИН" (Советская 2А)
0,003
-
-
87
ул. 40 лет Победы 7
0,039
-
-
88
ул. 40 лет Победы 13
0,035
-
-
89
ул. 40 лет Победы 9
0,04
-
-
90
ул. 40 лет Победы 14
0,072
-
-
91
ул. 40 лет Победы 12
0,056
-
-
92
ул. 40 лет Победы 11
0,036
-
-
93
ул. 40 лет Победы 10
0,048
-
-
94
ул. 40 лет Победы 8
0,072
-
-
95
ул. 40 лет Победы 6
0,074
-
-
96
ул. 40 лет Победы 2
0,049
-
-
97
ул. 40 лет Победы 4
0,058
-
-
98
ул.Чернореченская 4
0,076
-
-
99
ул.Чернореченская 6а
0,016
-
-
100
ул. Чернореченская 8
0,057
-
-
101
ул. Павлова 1
0,046
-
-
102
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
0,153
-
-
103
ул. С. Камаева 4
0,004
-
-
104
ул. С. Камаева 3
0,014
-
-
105
ул. С. Камаева 6
0,024
Котельная №3, п. Озерный
106
ул. Гагарина 1
0,015
-
-
107
ул. Гагарина 2
0,021
-
-
108
ул. Центральная 1
0,025
-
-
109
ул. Центральная 3
0,002
-
-
110
Д/с
0,041
-
-
111
ул. Мира 1
0,008
-
-
112
ул. Лесная 3а
0,013
-
-
113
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
1,14
-
-
114
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
0,002
-
-
Котельная №4, п. Парца
115
Группа жилых домов (9 домов)
0,093
-
-
116
ИК-14
1,217
-
-
117
ИК-13
0,776
-
-
118
Дет.сад
0,051
-
-
1.5.4. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение
Приказом Министерства энергетики и тарифной политики Республики Мордовия от 18 сентября 2012 г. N 80 "Об установлении нормативов потребления коммунальных услуг для населения, проживающего на территории Республики Мордовия". В таблице 1.27. приводятся установленные нормативы потребления коммунальных услуг населением в части холодного и горячего водоснабжения.
Таблица 1.27. – Нормативы потребления коммунальных услуг по холодному и горячему водоснабжению, водоотведению в жилых помещениях для населения, проживающего в многоквартирных домах и жилых домах на территории Республики Мордовия
№ п/п
Описание степени благоустройства многоквартирного дома или жилого дома
Норматив потребления коммунальной услуги в жилых помещениях, куб. метров на 1 человека в месяц
Горячее водоснабжение
Холодное водоснабжение
Водоотведение
1
2
3
4
5
1.
Жилые помещения в многоквартирных домах и жилых домов при наличии централизованного холодного и горячего водоснабжения, канализованные:
1.1.
- с полным набором сантехнического оборудования (мойка кухонная, раковина, туалет, ванна и душ);
3,19
4,48
7,67
1.2.
- оборудованные мойкой кухонной, раковиной, туалетом, ванной;
2,44
3,85
6,29
1.3.
- оборудованные мойкой кухонной, раковиной, туалетом, душевыми кабинами, с кухней;
3,19
4,48
7,67
1.4.
- оборудованные мойкой кухонной, раковиной, без ванн и душа.
1,46
3,13
4,50
2.
Жилые помещения в многоквартирных домах, имеющих статус общежития, при наличии централизованного холодного и горячего водоснабжения и канализации:
2.1.
- оборудованные душем, без кухни на этаже;
1,70
1,95
3,65
2.2.
- оборудованные душем, с кухней на этаже;
2,80
2,68
5,48
2.3.
- оборудованные ванной без душа;
2,22
4,77
6,99
2.4.
- оборудованные ванной и душем, с кухнями в секции;
3,19
4,48
7,67
2.5.
- не оборудованные ванной и душем, с кухнями в секции.
2,04
2,71
4,75
3.
Жилые помещения в многоквартирных домах, имеющих статус общежития, при наличии централизованного холодного водоснабжения и канализации.
-
2,74
2,74
4.
Жилые помещения в многоквартирных домах и жилых домов с централизованной системой холодного водоснабжения, канализацией, с газовыми колонками или быстродействующими электрическими водонагревателями (накопительные и проточные) и полным набором сантехнического оборудования (мойка кухонная, раковина, ванна и душ).
-
6,99
6,99
5.
Жилые помещения в многоквартирных домах и жилых домов неблагоустроенные:
5.1.
- с обеспечением из водоразборных колонок;
-
1,22
-
5.2.
- с централизованной системой холодного водоснабжения, неканализованные;
-
2,43
-
5.4.
- с централизованной системой холодного водоснабжения, газовой колонкой или быстродействующими электрическими водонагревателями (накопительные и проточные), выгребными ямами, с ванной;
-
5,17
-
5.5.
- с централизованной системой холодного водоснабжения, газовой колонкой или быстродействующими электрическими водонагревателями (накопительные и проточные), с ванной, туалет в доме, выгребная яма;
-
6,39
-
5.6.
- с централизованной системой холодного водоснабжения, без газовой колонки, выгребными ямами, с ванной;
-
4,74
-
5.7.
- с централизованной системой холодного водоснабжения и канализацией, без ванны;
-
3,65
3,65
5.8.
- с централизованной системой холодного водоснабжения выгребными ямами, с местными нагревательными приборами на твердом топливе, оборудованные ванной.
-
5,47
-
6.
Жилые помещения в многоквартирных домах и жилых домов с централизованной системой холодного водоснабжения, канализацией, и индивидуальными тепловыми пунктами и полным набором сантехнического оборудования (мойка, раковина, ванна, душ).
-
7,67
7,67
1.6 Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии
В рамках работ по «Схеме теплоснабжения Явасского городского поселения до 2049 г.» был выполнен сравнительный анализ договорных тепловых нагрузок и фактического теплопотребления абонентов. На основании предоставленных данных о присоединённых фактических и договорных тепловых нагрузках, установленных, располагаемых мощностях, потерях в сетях и собственных нуждах теплоисточника были составлены тепловые балансы по котельной, представленные в таблицах 1.28.
Таблица 1.28. - Баланс тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки котельной, Гкал/ч
Зона действия котельной
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Договорная тепловая нагрузка Гкал/ч в горячей воде (без хознужд), в т.ч.:
Котельной №1, г. п. Явас
Отопление
6,091
6,091
6,091
Котельной №2, г. п. Явас
Отопление
2,90
2,90
2,90
Котельной №3, п. Озерный
Отопление
1,267
1,267
1,267
Котельной №3, п. Озерный
Отопление
2,137
2,137
2,137
Итого
12,395
12,395
12,395
За базовый баланс для составления перспективных тепловых балансов источников принимается баланс, составленный на базе фактических тепловых нагрузок.
1.6.1 Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, резервы и дефициты тепловой мощности по котельным
В рамках работ по «Схеме теплоснабжения Явасского городского поселения до 2049 г.» на основании предоставленных данных о присоединённых тепловых нагрузках, установленных мощностях и собственных нуждах котельных был составлен баланс тепловой мощности и нагрузки по котельным, приведенный в таблице 1.29.
Таблица 1.29 - Тепловой баланс котельных по состоянию на конец 2019 г.
Наименование котельной
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/час
Располагаемая тепловая мощность нетто, гкал/ч
Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях, Гкал/ч
Резерв (+),
дефицит(-) по
присоединенной
нагрузке, Гкал/ч
Резерв (+),
дефицит(-) по
расчетной
нагрузке, Гкал/ч
установленная
располагаемая
ЖКХ
производство
всего
Котельная №1, г. п. Явас ул. Дзержинского
13
13
13
6,091
-
6,091
6,091
0,586
6,323
6,323
Котельная №2, г. п. Явас ул. Чернореченская
6,02
6,02
6,02
2,90
-
2,90
2,90
0,256
2,864
2,864
Котельная №3, п. Озерный
3,44
3,44
3,44
1,267
-
1,267
1,267
0,070
2,103
2,103
Котельная №4, п. парца
10,0
10,0
10,0
2,137
-
2,137
2,137
0,250
7,613
7,613
Суммарная установленная тепловая мощность теплоисточников на 2019 г. равна 32,46 Гкал/ч, из которой видно, что имеется в резерве присоединенной нагрузки – 18,903 Гкал/ч.
Тепловые потери через изоляцию тепловых сетей от котельных Явасского городского поселения составляет около – 9,39% от присоединенной нагрузки.
1.7. Балансы теплоносителя
1.7.1. Основные требования к организации работы централизованных систем теплоснабжения
СНиП 41-02-2003 утверждены приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 30 июня 2012 г. № 280 и введен в действие с 01 января 2013 г.
Зарегистрированы Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 124.13330.2011 «СНиП 41-02-2003 Тепловые сети».
В соответствии с указанным СНиП 41-02-2003 при проектировании и эксплуатации централизованных систем теплоснабжения должны соблюдаться следующие нормы и правила.
1.1 Горячая вода, поступающая к потребителю, должна отвечать требованиям технических регламентов, санитарных правил и нормативов, определяющих ее безопасность.
Качество подпиточной и сетевой воды для открытых систем теплоснабжения и качество воды горячего водоснабжения в закрытых системах должно удовлетворять требованиям к питьевой воде в соответствии с СанПиНом 2.1.4.1074-01 [2].
Использование в закрытых системах теплоснабжения технической воды допускается при наличии термической деаэрации с температурой не менее 100оС (деаэраторы атмосферного давления). Для открытых систем теплоснабжения деаэрация также должна производиться при температуре не менее 100оС в соответствии с СаНПиН 2.1.42496-09 [2].
1.2 Установка для подпитки системы теплоснабжения на теплоисточнике должна обеспечивать подачу в тепловую сеть в рабочем режиме воды соответствующего качества и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или производственного водопроводов.
Расход подпиточной воды в рабочем режиме должен компенсировать расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения.
Расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения включают расчетные технологические потери (затраты) сетевой воды и потери сетевой воды с нормативной утечкой из тепловой сети и систем теплопотребления.
Среднегодовая утечка теплоносителя (м3/ч) из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25 % среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных системах теплоснабжения независимо от схемы присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). Сезонная норма утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового значения.
Технологические потери теплоносителя включают количество воды на наполнение трубопроводов и систем теплопотребления при их плановом ремонте и подключении новых участков сети и потребителей, промывку, дезинфекцию, проведение регламентных испытаний трубопроводов и оборудования тепловых сетей.
Для компенсации этих расчетных технологических потерь (затрат) сетевой воды, необходима дополнительная производительность водоподготовительной установки и соответствующего оборудования (свыше 0,25 % от объема теплосети), которая зависит от интенсивности заполнения трубопроводов. Во избежание гидравлических ударов и лучшего удаления воздуха из трубопроводов максимальный часовой расход воды (GM) при заполнении трубопроводов тепловой сети с условным диаметром (Dy) не должен превышать значений, приведенных в таблице 8-1. При этом скорость заполнения тепловой сети должна быть увязана с производительностью источника подпитки и может быть ниже указанных расходов.
Таблица 1.30. Максимальный часовой расход воды при заполнении трубопроводов тепловой сети
Dy,
мм
GM,
м3/ч
Dy,
мм
GM,
м3/ч
Dy,
мм
GM,
м3/ч
Dy,
мм
GM,
м3/ч
100
10
350
50
600
150
1000
350
150
15
400
65
700
200
1100
400
250
25
500
85
800
250
1200
500
300
35
550
100
900
300
1400
665
В результате для закрытых систем теплоснабжения максимальный часовой расход подпиточной воды (G3, м3/ч) составляет:
G3 = 0,0025 VTC + GM,
где GM – расход воды на заполнение наибольшего по диаметру секционированного участка тепловой сети, принимаемый по таблице 1.30, либо ниже при условии такого согласования;
VTC – объем воды в системах теплоснабжения, м3.
При отсутствии данных по фактическим объемам воды допускается принимать его равным 65 м3 на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки при закрытой системе теплоснабжения, 70 м3 на 1 МВт – при открытой системе и 30 м3 на 1 МВт средней нагрузки – для отдельных сетей горячего водоснабжения.
1.3 В закрытых системах теплоснабжения на источниках теплоты мощностью 100 МВт и более следует предусматривать установку баков запаса химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды вместимостью 3 % объема воды в системе теплоснабжения.
Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них – от аэрации, при этом должно обеспечиваться обновление воды в баках.
Число баков независимо от системы теплоснабжения принимается не менее двух по 50 % рабочего объема каждый.
1.4 Для открытых систем теплоснабжения, а также при отдельных тепловых сетях на горячее водоснабжение с целью выравнивания суточного графика расхода воды (производительности ВПУ) на источниках теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды по СанПин 2.1.4.2496-09 [3].
Расчетная вместимость баков-аккумуляторов должна быть равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение. Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них – от аэрации, при этом должно предусматриваться непрерывное обновление воды в баках.
При расположении всех баков-аккумуляторов на источнике теплоты максимальный часовой расход подпиточной воды (GОM, м3/ч), подаваемой с источника, составляет
GОM = 0,0025 VTC + GГВМ,
где GГВМ – максимальный расход воды на горячее водоснабжение, м3/ч.
1.5 При расположении части баков-аккумуляторов в районе теплоснабжения расход подпиточной воды, подаваемой с источника теплоты, может быть уменьшен до усредненного значения (GОС, м3/ч), равного
GОС = 0,0025 VTC + К×GГВС,
где К – коэффициент, определяемый проектной организацией в зависимости от объема баков-аккумуляторов, установленных на источнике теплоты и вне его;
GГВС – усредненный расчетный расход воды на горячее водоснабжение.
При этом на источнике теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы вместимостью не менее 25 % общей расчетной вместимости баков.
1.6 Устанавливать баки-аккумуляторы горячей воды в жилых кварталах не допускается. Расстояние от баков-аккумуляторов горячей воды до границы жилых кварталов должно быть не менее 30 м. При этом на грунтах 1-го типа просадочности расстояние, кроме того, должно быть не менее 1,5 толщины слоя просадочного грунта.
1.7 Баки-аккумуляторы должны быть ограждены общим валом высотой не менее 0,5 м. Обвалованная территория должна вмещать рабочий объем воды в наибольшем баке и иметь отвод воды в дренажную сеть или систему дождевой канализации.
Для повышения эксплуатационной надежности баков-аккумуляторов следует также предусматривать устройство для защиты от лавинообразного разрушения.
При размещении баков-аккумуляторов вне территории источников теплоты следует предусматривать их ограждение высотой не менее 2,5 м для исключения доступа посторонних лиц к бакам.
1.8 Баки-аккумуляторы горячей воды у потребителей должны предусматриваться в системах горячего водоснабжения промышленных предприятий для выравнивания сменного графика потребления воды объектами, имеющими сосредоточенные кратковременные расходы воды на горячее водоснабжение.
Для объектов промышленных предприятий, имеющих отношение средней тепловой нагрузки на горячее водоснабжение к максимальной тепловой нагрузке на отопление меньше 0,2, баки-аккумуляторы не устанавливаются.
1.9 Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не обработанной и не деаэрированной водой, расход которой принимается в количестве 2% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных системах теплоснабжения независимо от схемы присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели), если другое не предусмотрено проектными (эксплуатационными) решениями. При наличии нескольких отдельных тепловых сетей, отходящих от коллектора источника тепла, аварийную подпитку допускается определять только для одной наибольшей по объему тепловой сети. Для открытых систем теплоснабжения аварийная подпитка должна обеспечиваться только из систем хозяйственно-питьевого водоснабжения.
1.7.2. Котельная №1, г. п. Явас, ул. Дзержинского
Котельная находится в черте гп.Явас, по адресу ул. Дзержинского.
Система теплоснабжения – закрытая с зависимым присоединением потребителей к тепловым сетям. Отпуск тепла от котельной осуществляется по выводу Dу 517.
Расчетный температурный график отпуска тепла 95-70 °C.
Усредненный расход воды на подпитку тепловой сети составляет 1,151 м³/ч. Объем трубопроводов тепловых сетей СЦТ от котельной №1, г. п. Явас составляет 130,490 м³. Расход сетевой воды на систему отопления составляет 243,0 м³/ч.
1.7.3. Котельная №2, г. п. Явас, ул. Чернореченская
Котельная находится в черте г.п.Явас, по адресу ул. Чернореченская.
Система теплоснабжения – закрытая с зависимым присоединением потребителей к тепловым сетям. Отпуск тепла от котельной осуществляется по выводу Dу 207.
Расчетный температурный график отпуска тепла 95-70 °C.
Усредненный расход воды на подпитку тепловой сети составляет 0,548 м³/ч. Объем трубопроводов тепловых сетей СЦТ от котельной №2, г.п.Явас составляет 36,55 м³. Расход сетевой воды на систему отопления составляет 116,0 м³/ч.
1.7.4. Котельная №3, п. Озерный
Котельная находится в черте п. Озерный.
Система теплоснабжения – закрытая с зависимым присоединением потребителей к тепловым сетям. Отпуск тепла от котельной осуществляется по выводу Dу 150.
Расчетный температурный график отпуска тепла 95-70 °C.
Усредненный расход воды на подпитку тепловой сети составляет 0,239 м³/ч. Объем трубопроводов тепловых сетей СЦТ от котельной №3, п. Озерный составляет 9,671 м³. Расход сетевой воды на систему отопления составляет 50,68 м³/ч.
1.7.5. Котельная №4, п. Парца
Котельная находится в черте п.Парца.
Система теплоснабжения – закрытая с зависимым присоединением потребителей к тепловым сетям. Отпуск тепла от котельной осуществляется по выводу Dу 150.
Расчетный температурный график отпуска тепла 95-70 °C.
Усредненный расход воды на подпитку тепловой сети составляет 0,403 м³/ч. Объем трубопроводов тепловых сетей СЦТ от котельной п. Парца составляет 46,45 м³. Расход сетевой воды на систему отопления составляет 85,48 м³/ч.
1.8 Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом
Основным видом топлива для водогрейных котлов котельной является природный газ теплотворной способностью =8100 ккал/м³, резервное топливо отсутствует.
Кроме того, оборудование станции позволяет использовать газ в объеме необходимом для работы всего оборудования на номинальной нагрузке.
1.9 Тарифы в сфере теплоснабжения
1.9.1 Утвержденные тарифы на тепловую энергию
В таблице 1.31. представлена динамика тарифов на тепловую энергию, установленных Министерством энергетики и тарифной политики Республика Мордовия.
Таблица 1.31. – Тарифы на тепловую энергию для потребителей Явасского городского поселения
Наименование теплоснабжающей организации
Единицы измерения
2019 г. (с НДС)
С 01.01 по 30.06
С 01.07 по 31.12
ООО «ЖКХ Явас»
руб./Гкал
2187,35
2089,07
2. Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения
2.1. Общие положения
Прогноз спроса на тепловую энергию для перспективной застройки территории Явасского городского поселения Зубово - Полянского муниципального района Республики Мордовия на период до 2049 г. определялся на основе утвержденного генерального плана.
2.2 Прогноз перспективной застройки
Таблица 2.1 – Жилищный фонд системы централизованного теплоснабжения
Наименование
Базовый год 2019 г.
2020 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
Конец периода 2049 г.
Жилищный фонд, м2
-
-
-
-
-
-
-
-
Таблица 2.2 – Перспективный спрос на тепловую мощность (на отопительные цели), Гкал/ч
Наименование
Базовый год 2019 г.
2020 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
Конец периода 2049 г.
Жилищный фонд, Гкал/ч
-
-
-
-
-
-
-
-
Административно-бытовые здания, Гкал/ч
-
-
-
-
-
-
-
-
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения, Гкал/ч
-
-
-
-
-
-
-
-
Объекты здравоохранения, Гкал/ч
-
-
-
-
-
-
-
-
3. Электронная модель системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.1 Общее назначение электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
Электронная модель системы теплоснабжения Явасского городского поселения на базе информационно-графической системы «Zulu» (далее по тексту - электронная модель) разрабатывалась в целях: повышения эффективности информационного обеспечения процессов принятия решений в области текущего функционирования и перспективного развития системы теплоснабжения города; разработка мер для повышения надежности системы теплоснабжения;
Разработанная электронная модель предназначена для решения следующих задач: создания электронной схемы существующих и перспективных тепловых сетей, и объектов системы теплоснабжения Явасского городского поселения, привязанных к карте городского поселения; сведения балансов тепловой энергии; оптимизация гидравлических режимов, определение оптимальных диаметров, проектируемых и реконструируемых тепловых сетей.
3.2 Расчетные модули ГИС «ZULU»
3.2.1 Общие положения
Электронная модель системы теплоснабжения Яваского городского поселения разработана в составе основных модулей:
– ГИС «Zulu 8.0» («Зулу 8.0»);
– ГИС «ZuluServer 8.0» («ЗулуСервер 8.0»);
– программно-расчетный комплекс «ZuluThermo» («ЗулуТермо»).
Электронная модель разработана на базе геоинформационной системы Zulu 8.0. Для выполнения работ также была использована сетевая версия («ZuluServer»). Непосредственно для создания модели системы теплоснабжения использован программно-расчетный комплекс «ZuluThermo». Подробное описание основных функций программного комплекса приводится в Инструкции пользователя ГИС «ZuluThermo» и ГИС «Zulu 8.0» (прил. электр. форм.).
3.2.2 ГИС «Zulu»
ГИС «Zulu» представляет собой функциональную платформу и пользовательскую среду, включающую в себя:
– ГИС-компоненту с многооконным интерфейсом, послойным представлением объектов и полным набором функций, присущих ГИС и обеспечивающих топологически корректный ввод, корректировку, визуализацию и обработку данных;
– многокритериальный информационно-поисковый функционал;
– инструментарий для графического, топологического и семантического описания сетей инженерных коммуникаций, представляющего собой единую информационно-аналитическую модель;
– специальным образом сконфигурированную многопользовательскую базу данных открытого формата, содержащую всю информацию, необходимую для функционирования комплекса - от графических данных до паспортов оборудования сетей;
– аналитический инструментарий, включающий в себя как графические (раскраски, выделения, подписи), так и табличные (справки, запросы, отчеты, документы) методы анализа данных;
– инструментарий для каталогизации «внешних» документов и мультимедийных данных (фотоизображения, видеофрагменты, документы Office и т.п.) с привязкой их к конкретным объектам сетей;
– средства для межсистемного обмена графической информацией со сторонними ГИС с использованием стандартных обменных форматов.
Система предоставляет широкие возможности:
– Создавать карты местности в различных географических системах координат и картографических проекциях, отображать векторные графические данные со сглаживанием и без;
– Осуществлять обработку растровых изображений форматов BMP, TIFF, PCX, JPG, GIF, PNG при помощи встроенного графического редактора;
– Пользоваться данными с серверов, поддерживающих спецификацию WMS (Web Map
Service);
– С помощью создаваемых векторных слоев с собственным бинарным форматом, обеспечивающим высокую скорость работы, векторизовать растровые изображения;
– При векторизации использовать как примитивные объекты (символьные, текстовые, линейные, площадные) так и типовые объекты, описываемые самостоятельно в структуре слоя;
– Выполнять запросы к базам данных с отображением результатов на карте (поиск определенной информации, нахождение суммы, максимального, минимального значения, и т.д.);
– Выполнять пространственные запросы по объектам карты в соответствии со спецификациями OGC;
– Отображать объекты слоя в формате псевдо-3D позволяющем визуализироваться относительные высоты объектов (например, высоты зданий);
– Создавать и использовать библиотеку графических элементов систем тепло-, водо-, парогазоснабжения и режимов их функционирования;
– Создавать расчетные схемы инженерных коммуникаций с автоматическим формированием топологии сети и соответствующих баз данных;
– Изменять топологию сетей и режимы работы ее элементов;
– Решать топологические задачи (изменение состояния объектов (переключения), поиск отключающих устройств, поиск кратчайших путей, поиск связанных объектов, поиск колец);
– Решать транспортные задачи с учетом правил дорожного движения;
– Для быстрого перемещения в нужное место карты устанавливать закладки (закладка на точку на местности с определенным масштабом и отображения, и закладка на определенный объект слоя (весьма удобно, если объект - движущийся по карте));
– Осуществлять программный доступ к данным через объектную модель для написания собственных конвертеров;
– Создавать собственные приложения, работающие под управлением Zulu.
3.2.3 Программно-расчетный комплекс «ZuluThermo»
Программно-расчетный комплекс включает в себя полный набор функциональных компонент и соответствующие им информационные структуры базы данных, необходимых для гидравлического расчета и моделирования тепловых сетей.
3.2.3.1 Построение расчетной модели тепловой сети
При работе в геоинформационной системе сеть достаточно просто и быстро заносится с помощью манипулятора-мыши или по координатам. При этом сразу формируется расчетная модель.
3.2.3.2 Наладочный расчет тепловой сети
Целью наладочного расчета является обеспечение потребителей расчетным количеством воды и тепловой энергии. В результате расчета осуществляется подбор элеваторов и их сопел, производится расчет смесительных и дросселирующих устройств, определяется количество и место установки дроссельных шайб. Расчет может производиться при известном располагаемом напоре на источнике и его автоматическом подборе в случае, если заданного напора недостаточно.
В результате расчета определяются расходы и потери напора в трубопроводах, напоры в узлах сети, в том числе располагаемые напоры у потребителей, температура теплоносителя в узлах сети (при учете тепловых потерь), величина избыточного напора у потребителей, температура внутреннего воздуха.
Дросселирование избыточных напоров на абонентских вводах производят с помощью сопел элеваторов и дроссельных шайб. Дроссельные шайбы перед абонентскими вводами устанавливаются автоматически на подающем, обратном или обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического режима. При работе нескольких источников на одну сеть определяется распределение воды и тепловой энергии между источниками. Подводится баланс по воде и отпущенной тепловой энергией между источником и потребителями. Определяются потребители и соответствующий им источник, от которого данные потребители получают воду и тепловую энергию.
3.2.3.3 Поверочный расчет тепловой сети
Целью поверочного расчета является определение фактических расходов теплоносителя на участках тепловой сети и у потребителей, а также количестве тепловой энергии получаемой потребителем при заданной температуре воды в подающем трубопроводе и располагаемом напоре на источнике.
Созданная математическая имитационная модель системы теплоснабжения, служащая для решения поверочной задачи, позволяет анализировать гидравлический и тепловой режим работы системы, а также прогнозировать изменение температуры внутреннего воздуха у потребителей. Расчеты могут проводиться при различных исходных данных, в том числе аварийных ситуациях, например, отключении отдельных участков тепловой сети, передачи воды и тепловой энергии от одного источника к другому по одному из трубопроводов и т.д.
В результате расчета определяются расходы и потери напора в трубопроводах, напоры в узлах сети, в том числе располагаемые напоры у потребителей, температура теплоносителя в узлах сети (при учете тепловых потерь), температуры внутреннего воздуха у потребителей, расходы и температуры воды на входе и выходе в каждую систему теплопотребления. При работе нескольких источников на одну сеть определяется распределение воды и тепловой энергии между источниками. Подводится баланс по воде и отпущенной тепловой энергией между источником и потребителями. Определяются потребители и соответствующий им источник, от которого данные потребители получают воду и тепловую энергию.
3.2.3.4 Конструкторский расчет тепловой сети
Целью конструкторского расчета является определение диаметров трубопроводов тупиковой и кольцевой тепловой сети при пропуске по ним расчетных расходов при заданном (или неизвестном) располагаемом напоре на источнике.
Данная задача может быть использована при выдаче разрешения на подключение потребителей к тепловой сети, так как в качестве источника может выступать любой узел системы теплоснабжения, например, тепловая камера. Для более гибкого решения данной задачи предусмотрена возможность изменения скорости движения воды по участкам тепловой сети, что приводит к изменению диаметров трубопровода, а значит и располагаемого напора в точке подключения.
В результате расчета определяются диаметры трубопроводов тепловой сети, располагаемый напор в точке подключения, расходы, потери напора и скорости движения воды на участках сети, располагаемые напоры на потребителях.
3.2.3.5 Расчет требуемой температуры на источнике
Целью задачи является определение минимально необходимой температуры теплоносителя на выходе из источника для обеспечения у заданного потребителя температуры внутреннего воздуха не ниже расчетной.
3.2.3.6 Коммутационные задачи
Анализ отключений, переключений, поиск ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок и т.д.
3.2.3.7 Пьезометрический график
Целью построения пьезометрического графика является наглядная иллюстрация результатов гидравлического расчета (наладочного, поверочного, конструкторского). Это основной аналитический инструмент специалиста по гидравлическим расчетам тепловых сетей. При этом на экран выводятся: линия давления в подающем трубопроводе; линия давления в обратном трубопроводе; линия поверхности земли; линия потерь напора на шайбе; высота здания; линия вскипания; линия статического напора, цвет и стиль линий задается пользователем.
В таблице под графиком выводятся для каждого узла сети наименование, геодезическая отметка, высота потребителя, напоры в подающем и обратном трубопроводах, величина дросселируемого напора на шайбах у потребителей, потери напора по участкам тепловой сети, скорости движения воды на участках тепловой сети и т.д. Количество выводимой под графиком информации настраивается пользователем.
Построению пьезометрического графика предшествует выбор искомого пути. Для этой цели на схеме тепловой сети отмечаются не менее двух узлов, через которые должен пройти выбранный путь. В общем случае, с учетом закольцованности тепловых сетей, может существовать более одного пути, соединяющего заданные точки. В этом случае для однозначного определения результата можно указать промежуточные точки, либо изменить критерий поиска пути (это может быть минимизация количества участков, минимизация гидравлического сопротивления либо минимизация суммарной длины, поиск по линиям подающей или обратной магистрали). Путь строится программой автоматически, найденный путь "подсвечивается" на экране цветом выделения.
После выбора требуемого пути одним кликом мыши строится пьезометрический график. Состав отображаемой на нем информации, легенда и масштаб представления легко настраиваются пользователем в удобном для него виде. График может быть при необходимости распечатан либо экспортирован в другие приложения через буфер обмена Windows.
Пьезометрический график является незаменимым инструментом при калибровке гидравлической модели тепловой сети, поскольку графическая интерпретация гидравлического режима позволяет одновременно качественно и количественно оценить поправки, которые необходимо внести в расчетную модель, чтобы она наиболее адекватно повторяла "гидравлическое поведение" реальной тепловой сети в эксплуатации.
3.2.3.8 Расчет нормативных потерь тепла через изоляцию
Целью данного расчета является определение нормативных тепловых потерь через изоляцию трубопроводов. Тепловые потери определяются суммарно за год с разбивкой по месяцам. Просмотреть результаты расчета можно как суммарно по всей тепловой сети, так и по каждому отдельно взятому источнику тепловой энергии и каждому центральному тепловому пункту (ЦТП). Расчет может быть выполнен с учетом поправочных коэффициентов на нормы тепловых потерь.
3.3 База данных электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
Графическая база данных по векторным слоям представляет собой семейство двоичных файлов, находящихся в одном каталоге и имеющих одно имя и разные расширения.
Для каждого векторного графического слоя обязательно должны существовать файлы с расширением B00 и B01, содержащие метрическую информацию об объектах слоя.
Хранение семантической информации в системе «Zulu» осуществляется в соответствии с реляционной моделью данных. Вся семантическая информация содержится в таблицах. База данных представляет собой группу таблиц, между которыми установлены связи. Это означает, что одной записи в какой-либо из таблиц реляционной базы данных может соответствовать одна или несколько записей другой таблицы этой базы данных, в зависимости от типа связи между этими двумя таблицами.
Описание набора таблиц и связей между ними определяет структуру базы данных. Изменяя структуру, можно получать различные базы данных как из разных, так и из одних и тех же исходных таблиц. Каждая структура базы данных «Zulu» хранится в отдельном файле описания с расширением ZB (Zulu Base). Подключая к графическому слою ту или иную структуру базы данных, пользователь тем самым подключает к слою текущие правила выполнения запросов к семантической базе.
Это дает возможность иметь для одного графического слоя и для каждого типа несколько баз данных с различной структурой, подключая их попеременно, в зависимости от решаемой пользователем задачи.
Существует, однако, одно принципиальное ограничение, касающееся структуры базы данных, подключаемой к графическому слою. Привязать семантическую базу данных к графическому слою означает задать соответствие между объектами из графического слоя и записями из семантической базы данных. Исходя из этого, одна из связей в базе не является связью «таблица-таблица», а является связью «слой-таблица». Поле связи с графическим слоем – это поле базовой таблицы (обязательно числовое), значения которого соответствуют значениям ключей объектов слоя. Таким образом, из всех таблиц, входящих в состав семантической базы данных, только одна (базовая) таблица имеет непосредственную связь со слоем.
«Zulu» поддерживает работу с реляционными базами данных, используя сервис Borland Database Engine (BDE) компании Inprise. Основным объектом, с которым оперирует BDE, является база данных. Это может быть действительная база данных, например, Microsoft SQL Server или база данных Microsoft Access, а может быть совокупность таблиц Paradox или dBase. Система Zulu также оперирует понятием база данных, однако, здесь под этим термином подразумевается совокупность таблиц и связей между ними, объединенных для выполнения запроса к реальной базе данных с целью получить заданный пользователем срез информации. База данных Zulu задается файломописателем базы данных, имеющим расширение ZB и именуемым в дальнейшем zb-файлом.
Описатель базы данных Zulu хранит следующую информацию: список таблиц, участвующих в запросе; список таблиц-справочников; набор запросов, задающих правила выборки данных из таблиц; набор сменных форм для отображения разного представления информации.
3.4 Этапы создания электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.4.1 Информационно-графическое описание объектов системы теплоснабжения положения
На этапе описания объектов системы теплоснабжения Явасского городского поселения было проведено информационно-графическое описание существующих объектов системы.
В состав плана городского поселения входят следующие слои: улицы; дома; поселковая черта; границы кварталов; названия улиц; подписи районов; границы водных объектов.
В качестве исходного материала для позиционирования объектов системы теплоснабжения (источники тепловой энергии, тепловые сети, потребители) на карте посёлка были использованы схемы тепловых сетей теплоисточников.
В электронной модели тепловая сеть состоит из узлов и ветвей, связывающих эти узлы. К узлам относятся следующие объекты: источники, насосные станции, тепловые камеры, задвижки, потребители и т.д. Ряд элементов, такие как тепловые камеры, потребители и т.д., допускают дальнейшую классификацию.
Параллельно данному этапу проводился этап информационного описания объектов системы теплоснабжения: источники тепловой энергии, потребители, участки тепловых сетей.
Основой семантических данных об объектах системы теплоснабжения были базы данных по нагрузкам потребителей, а также информация по участкам тепловых сетей, источникам, потребителям.
В существующей базе данных электронной модели описаны следующие паспортные характеристики по приведенным ниже типам объектов системы теплоснабжения. Состав информации по каждому типу объектов носит как справочный характер (например: материал камеры, балансовая принадлежность и т.д.), так и необходим для функционирования расчетной модели. Полнота заполнения базы данных по параметрам зависела от наличия исходных данных.
Таким образом, в результате выполнения данного этапа работ была создана карта городского поселения, выполнена привязка всех объектов системы теплоснабжения к карте, сформирована база данных по объектам.
Общий вид разработанной электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения представлен на рисунке 1.1-1.3
3.4.2 Описание топологической связности объектов системы теплоснабжения
На данном этапе была описана топологическая связность объектов системы теплоснабжения (источники тепловой энергии, тепловые камеры, участки тепловых сетей, потребители). Описание топологической связности представляет собой описание гидравлической структуры узлов системы. В результате выполнения данного этапа работ была создана гидравлическая модель системы теплоснабжения, отражающая существующее положение системы теплоснабжения города.
3.4.3 Отладка и калибровка электронной модели
В рамках данного этапа была выполнена отладка работы расчетных математических модулей путем выявления ошибок в исходных данных.
На этапе отладки электронной модели был проведен анализ полноты внесенных исходных данных. Инструментарием для анализа и выявления ошибок во введенных исходных данных являются сгенерированные отчеты об объектах из созданной базы данных.
Дальнейшем разработанная электронная модель была использована в качестве основного инструментария для разработки сценариев развития системы теплоснабжения Явасского городского поселения.
3.4.4 Электронная модель перспективной системы теплоснабжения города
Моделирование перспективных вариантов развития системы теплоснабжения (строительство новых и реконструкция существующих источников тепловой энергии, перераспределение тепловых нагрузок между источниками, определение возможности подключения новых потребителей тепловой энергии, определение оптимальных вариантов
качественного и надежного обеспечения тепловой энергией новых потребителей и т.д.) осуществляется через механизм создания и администрирования специальных "модельных" баз - наборов данных, клонируемых из основной (контрольной) базы данных описания тепловой сети, на которых можно производить любые манипуляции без риска исказить или повредить контрольную базу.
В электронной модели системы теплоснабжения представлены следующие слои баз данных для различных расчетных периодов:
– Существующее состояние системы теплоснабжения;
– Перспективное состояние системы теплоснабжения на 2020-2024 г.г.;
– Перспективное состояние системы теплоснабжения на 2025-2049 г.г;
В расчетных слоях созданы предложения по реконструкции тепловых сетей.
Результаты гидравлических расчетов представлены в таблицах 3.1. - 3.8. Схемы разработанных систем теплоснабжения Явасского городского поселения в Приложении.
Таблица 3.1. – Результаты гидравлического расчета (по тепловым сетям) СЦТ от котельной №1, г. п. Явас.
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТК-3
ТК-9
234,96
0,207
Подземная бесканальная
28,1199
0,245
13791,7
5841,82
ТК-3*
ТК-3*
118,94
0,259
Подземная бесканальная
-134,1011
-0,733
8078,13
3473,71
ТК-3
ТК-4
37,78
0,1
Подземная бесканальная
3,8015
0,147
1379,72
599,54
ТК-4
ул. Дзержинского 37
54,72
0,069
Подземная бесканальная
1,9605
0,165
1664,22
710,86
ТК-4
ул. Дзержинского 35
46,09
0,069
Подземная бесканальная
1,8404
0,155
1401,76
599,32
ТК-3
ТК-5
22,65
0,1
Подземная бесканальная
16,4879
0,638
827,17
359,13
ТК-5
ТК-6
55,59
0,1
Подземная бесканальная
3,4417
0,133
2056,65
879,61
ТК-6
ул. Дзержинского 46
10,23
0,069
Подземная бесканальная
2,0001
0,168
310,23
133,5
ТК-6
ул. Дзержинского 48
77,81
0,069
Подземная бесканальная
1,4406
0,121
2359,61
998,78
ТК-35
Водоканал
16,2
0,05
Надземная
0,4801
0,08
506,42
410,06
ТК-2
ТК-3*
267,42
0,259
Подземная бесканальная
-86,1039
-0,471
18223,79
7755,76
ТК-3*
ИК-11
53,21
0,15
Подземная бесканальная
39,7622
0,669
2611,97
1131,71
ТК-1*
ТК-2*
14,76
0,082
Надземная
-1,3205
-0,074
571,28
460,17
ТК-1
ТК-1*
33,47
0,082
Надземная
-1,3201
-0,073
1290,92
1052,13
ТК-3*
ИК-8
24,5
0,15
Подземная бесканальная
8,201
0,138
1202,65
520,62
ТК-22
ул.Дзержинского 9
42,3
0,033
Подземная бесканальная
0,1201
0,043
998,54
399,32
ТК-38
ТК-50
54,72
0,207
Надземная
47,3839
0,413
3183,67
2578,04
ТК-39
ул. Комсомольская 36
14,87
0,05
Подземная бесканальная
1,2001
0,201
445,75
192,85
ТК-39
ТК-40
57,33
0,1
Надземная
3,4823
0,135
2445,06
2019,21
ТК-40
ул. Комсомольская 34
29,53
0,05
Подземная бесканальная
1,6401
0,274
881,23
379,29
ТК-40
ТК-41
57,08
0,1
Надземная
1,8411
0,071
2420,58
2015,03
ТК-41
ул. Комсомольская 32
19,87
0,05
Подземная бесканальная
1,8401
0,308
588,85
252,07
ТК-97
ул. Косарева 20
72,66
0,1
Надземная
1,3213
0,051
3046,47
2526,3
ТК-97
Общежитие (Косарева16)
7,33
0,069
Подземная бесканальная
0,8001
0,067
215,17
92,96
ТК-97
Админ.зд №5
15,41
0,069
Подземная бесканальная
1,1601
0,097
452,35
195,17
ТК-2*
ТК-2
26,93
0,082
Надземная
-1,3207
-0,074
1048,99
836,55
ТК-1
Кондитерский цех
39,28
0,04
Подземная бесканальная
1,3201
0,359
946,77
404,7
ТК-2
ТК-61
106,54
0,259
Надземная
84,7828
0,463
6956,08
5841,53
ТК-61
ТК-35
80,95
0,259
Подземная бесканальная
82,8892
0,453
5478,55
2346,74
ТК-61
Дет.школа искусств
27,61
0,05
Подземная бесканальная
1,8801
0,315
834,3
361,32
ТК-37
ТК-38
71,76
0,259
Надземная
52,0762
0,285
4669,81
3903,59
ТК-37
Больница
85,61
0,1
Подземная бесканальная
23,0415
0,892
3144,02
1363,68
ТК-35
ТК-100
107,41
0,259
Надземная
82,3988
0,45
7004,55
5892,38
ТК-100
Ростелеком
27,13
0,05
Подземная бесканальная
1,8801
0,315
819,29
354,48
ТК-36
Т35*
71,68
0,259
Надземная
76,4155
0,418
4669,07
3931,33
Т35*
ФКОУ УЦ УФСИН России по РМ
16,58
0,05
Подземная бесканальная
1,2801
0,214
500,24
216,45
ТК-5
ТК-7
34,49
0,069
Подземная бесканальная
13,0457
1,096
1048,06
449,03
ТК-7
ул. Дзержинского 44
11,91
0,05
Подземная бесканальная
1,8
0,301
361,8
156,23
ТК-7
ТК-8
149,18
0,05
Подземная бесканальная
2,2408
0,375
4531,8
1904,34
ТК-8
ул. Дзержинского 42
16,14
0,04
Подземная бесканальная
0,96
0,261
388,75
167,02
ТК-8
ул. Дзержинского 40
69,58
0,04
Подземная бесканальная
1,2802
0,349
1675,91
712,68
ТК-9
ТК-10
39,43
0,1
Подземная бесканальная
3,3218
0,129
1423,21
619,8
ТК-10
ул. Дзержинского 33
86,54
0,069
Подземная бесканальная
1,7207
0,145
2607,09
1108,99
ТК-10
ул. Дзержинского 31
51,45
0,069
Подземная бесканальная
1,6004
0,134
1549,97
663,37
ТК-9
ТК-11
68,91
0,207
Надземная
24,7793
0,216
4010,29
3173,59
ТК-11
ул.Дзержинского23 (СЭС)
127,24
0,1
Подземная бесканальная
2,4823
0,096
4580,78
1983,79
ТК-11
ТК-11
134,22
0,207
Надземная
22,2916
0,194
7800,89
6180,01
ТК-7
ТК-8*
231,43
0,1
Подземная бесканальная
9,0046
0,349
8559,54
3661,01
ТК-8*
Конвоирование
33,33
0,069
Подземная бесканальная
5,9203
0,498
1010,48
432,79
ТК-8*
Учебный центр УФСИН
17,04
0,069
Подземная бесканальная
3,0801
0,259
516,61
221,27
ТК-54
ТК -60
28,44
0,207
Надземная
21,2195
0,185
1645,41
1337,8
ТК -60
ул. Советская 13
25,31
0,05
Подземная бесканальная
1,5601
0,261
754,99
326,73
ТК-63
ул. Павлова 7
35,29
0,069
Подземная бесканальная
1,8803
0,158
1041,63
448,11
ТК-65
ТК-66
47,66
0,069
Надземная
3,6809
0,309
1634,72
1354,15
ТК-61
ул. Советская 18
20,57
0,069
Подземная бесканальная
2,0802
0,175
611,19
264,12
ТК-56
ул. Советская 22
36,15
0,05
Подземная бесканальная
1,5202
0,254
1079,23
463,31
ТК-61
ТК-62
67,18
0,1
Подземная бесканальная
4,403
0,17
2430,25
1034,78
ТК-62
ТК-63
16,6
0,1
Подземная бесканальная
3,4416
0,133
596,63
255,65
ТК-62
ул. Косарева 2а
57,66
0,05
Подземная бесканальная
0,9602
0,161
1702,18
723,49
ТК-64
ул. Павлова 13
73,95
0,05
Подземная бесканальная
0,5203
0,087
2165,55
903,05
ТК-63
ул. Павлова 5
118,34
0,069
Подземная бесканальная
1,561
0,131
3492,95
1473,98
ТК-64
ТК-65
63,43
0,1
Надземная
3,682
0,143
2673,11
2203,13
ТК-66
ул. Лесная 19
50,69
0,05
Подземная бесканальная
1,9602
0,328
1484,84
635,32
ТК-66
ул. Лесная 17
63,62
0,05
Подземная бесканальная
1,7203
0,288
1863,6
794,39
ТК-55
ТК-56
38,01
0,1
Подземная бесканальная
5,9637
0,231
1374,95
592,09
ТК-56
ТК-57
42,41
0,1
Подземная бесканальная
4,4428
0,172
1541,5
658,84
ТК-57
ул. Советская 24
37,2
0,05
Подземная бесканальная
1,1202
0,187
1107,55
473,42
ТК-60
ТК-61
71,34
0,1
Подземная бесканальная
6,4845
0,251
2571,65
1106
ТК-55
ТК-60
25,74
0,1
Подземная бесканальная
10,6891
0,414
931,1
397,65
ТК-55
ТК -60
53,46
0,207
Подземная бесканальная
-16,6528
-0,145
3120,64
1332,07
ТК-57
ФСБ
106,31
0,1
Подземная бесканальная
3,3219
0,129
3853,6
1644,01
ТК -60
ул. Советская 11
38,73
0,05
Подземная бесканальная
3,0002
0,502
1155,3
500,52
ТК-50
ТК-51
66,68
0,207
Надземная
45,0594
0,393
3877,42
3139,95
ТК-50
ул. Чернореченская 14
33
0,05
Подземная бесканальная
2,3201
0,388
989,71
429,63
ТК-51
ТК-52
11,4
0,1
Надземная
3,2407
0,125
487,44
408,01
ТК-52
ул. Косарева 11
32,05
0,069
Подземная бесканальная
1,6803
0,141
971,18
415,47
ТК-52
ул. Косарева 9
33,45
0,069
Подземная бесканальная
1,5603
0,131
1013,6
433,27
ТК-67
ул. Чернореченская 12
20,03
0,05
Подземная бесканальная
1,2801
0,214
604,34
259,6
ТК-74
Дет.сад №1
28,78
0,05
Подземная бесканальная
3,8801
0,649
870,12
372,61
ТК-53
ТК-67
24,27
0,1
Надземная
13,3232
0,516
1036,1
863,64
ТК-51
ТК-53
140,54
0,207
Надземная
41,8133
0,365
8166,68
6619,3
ТК-67
ТК-68
50,23
0,1
Надземная
12,0427
0,466
2142,99
1788,89
ТК-68
ТК-74
21,39
0,069
Подземная бесканальная
3,8803
0,326
644,98
277,16
ТК-72
ТК-73
14,41
0,069
Подземная бесканальная
3,5203
0,296
433,96
185,9
ТК-73
ул. Косарева 1
8,73
0,05
Подземная бесканальная
1,84
0,308
262,79
112,69
ТК-73
ул. Советская 16
24,74
0,05
Подземная бесканальная
1,6801
0,281
744,72
318,28
ТК-70
ТК-71
40,64
0,05
Надземная
4,6404
0,776
1258,52
1019,85
ТК-71
ул. Косарева 5
29,6
0,04
Подземная бесканальная
2,7201
0,741
719,84
308,66
ТК-68
ТК-69
21,43
0,1
Надземная
8,1615
0,316
912,97
762,01
ТК-69
ТК-70
18,78
0,1
Надземная
8,1611
0,316
799,35
668,34
ТК-53
ТК-54
170,1
0,207
Надземная
28,4789
0,248
9868,83
7985,19
ТК-71
ул. Косарева 7
57,71
0,04
Подземная бесканальная
1,9201
0,523
1403,45
598,65
ТК-54
94
24,79
0,1
Надземная
7,2458
0,281
1055,33
864,77
ТК-96
ТК-97
68,98
0,1
Надземная
3,2827
0,127
2913,28
2399,69
ТК-96
Машин.учет
14,57
0,069
Подземная бесканальная
0,8401
0,071
429,55
186,15
ТК-95
Бункер
20,35
0,069
Подземная бесканальная
1,6402
0,138
603,5
261,77
94
94*
29,4
0,1
Надземная
7,1253
0,276
1250,11
1027,47
94*
ТК-95
30,17
0,1
Подземная бесканальная
5,7644
0,223
1092,02
466,86
94*
Косарева 14 (адм.зд №3)
50,07
0,069
Подземная бесканальная
1,3604
0,114
1488,55
640,21
ТК-95
ТК-96
45,52
0,1
Надземная
4,1237
0,16
1929,82
1580,04
94
ИП Сайкин (Автомойка)
15,99
0,05
Подземная бесканальная
0,1201
0,02
475,37
198,28
ТК-70
ТК-72
18,5
0,069
Надземная
3,5204
0,296
644,2
537,94
ТК-60
ТК-64
103,87
0,1
Подземная бесканальная
4,2042
0,163
3744,29
1587,09
ТК-38
ТК-39
51,32
0,1
Надземная
4,6832
0,181
2197,04
1807,73
ТК-36
ООО Радуга (магазин в ж.д)
30,2
0,05
Подземная бесканальная
0,1601
0,027
911,71
371,47
ТК-100
ТК-36
73,05
0,259
Надземная
80,5051
0,44
4760,57
4007,78
ТК-36
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
47,15
0,05
Подземная бесканальная
3,9202
0,656
1423,41
616,15
Т35*
ТК-37
66,82
0,259
Надземная
75,1263
0,411
4350,36
3665,5
ТК-33
ТК-34
42,97
0,069
Подземная бесканальная
2,0409
0,172
1237,56
528,54
ТК-34
ул. Дзержинского 2
62,71
0,069
Подземная бесканальная
2,0405
0,171
1799,87
768,78
ТК-19
ул. Дзержинского 18
15,65
0,05
Подземная бесканальная
0,3601
0,055
458,18
198,87
ТК-16
ул. Дзержинского 22
22,58
0,04
Подземная бесканальная
0,3601
0,087
538,36
229,45
ТК-19
ТК-22
31,79
0,15
Надземная
12,6628
0,208
1593,9
1264,86
ТК-19
ул. Дзержинского 11
44,5
0,069
Подземная бесканальная
0,9204
0,073
1484,07
641,66
ТК-22
ул. Дзержинского 16
15,63
0,05
Подземная бесканальная
2,1201
0,323
456,29
200,71
ТК-30
ул. Садовая 27
16,91
0,069
Подземная бесканальная
1,6401
0,138
487,56
208,72
ТК-33
ул. Дзержинского 4
26,79
0,069
Подземная бесканальная
0,8002
0,067
771,57
330,45
ТК-26
ул. Октябрьская 16
33,09
0,05
Подземная бесканальная
1,0801
0,181
943,11
408,99
ТК-26
ТК-27
69,06
0,069
Надземная
1,841
0,155
2338,84
1892,4
ТК-27
ул. Октябрьская 18
26,01
0,033
Подземная бесканальная
0,3601
0,129
593,16
253,76
ТК-27
ТК-28
19,24
0,069
Подземная бесканальная
1,4804
0,124
542,61
231,96
ТК-28
ул. Октябрьская 20
37,05
0,033
Подземная бесканальная
0,7201
0,258
842,81
361,95
ТК-28
ул. Октябрьская 22
92,44
0,033
Подземная бесканальная
0,7602
0,273
2102,81
885,87
ТК-25
ТК-26
118,63
0,1
Надземная
2,9233
0,113
4976,59
4002,7
ТК-25
ТК-29
82,08
0,15
Надземная
6,0901
0,1
4078,23
3287,25
ТК-29
ТК-30
60,66
0,15
Подземная бесканальная
1,6426
0,028
2837,8
1209,26
ТК-29
ТК-31
25,29
0,15
Подземная бесканальная
4,444
0,075
1183,12
506,39
ТК-31
ТК-32
14,49
0,15
Подземная бесканальная
4,443
0,075
677,01
289,97
ТК-32
ул. Дзержинского 6а
66,76
0,05
Подземная бесканальная
1,6003
0,268
1932,3
827,84
ТК-32
ТК-33
56,21
0,1
Подземная бесканальная
2,8421
0,11
1980,81
844,68
ТК-21
ул. Комсомольская 5
18,61
0,069
Подземная бесканальная
1,5202
0,12
622,07
266,34
ТК-21
ул. Комсомольская 4
28,33
0,069
Подземная бесканальная
1,7602
0,139
946,97
404,85
ТК-20
ТК-21
56,02
0,1
Надземная
3,2815
0,122
2349,39
1961,67
ТК-22
ТК-23
45,02
0,15
Надземная
10,4213
0,171
2254,92
1779,34
ТК-23
ул. Дзержинского 14
17,38
0,05
Подземная бесканальная
1,4001
0,214
504,61
222,28
ТК-15
ТК-18
49,39
0,15
Надземная
17,2296
0,283
2480,78
1970,51
ТК-18
ТК-19
26,36
0,15
Надземная
17,2275
0,283
1322,47
1052,37
ТК-23
ТК-24
96,79
0,15
Надземная
9,0193
0,148
4839,37
3814,28
ТК-24
ТК-25
41,51
0,15
Надземная
9,0152
0,148
2066,35
1639,04
ТК-19
ТК-20
88,67
0,1
Надземная
3,2831
0,122
3753,62
3085,65
ТК-12
ул. Дзержинского 28
7,39
0,05
Подземная бесканальная
1,56
0,238
217,04
95,64
ТК-15
ул. Дзержинского 13
46,6
0,033
Подземная бесканальная
0,1601
0,058
1103,52
449,52
ТК-15
ТК-16
10,5
0,069
Подземная бесканальная
0,3602
0,028
350,28
151,14
ТК-12
ТК-14
20,81
0,15
Надземная
17,7539
0,291
1047,57
827,74
ТК-14
ТК-15
75,31
0,15
Надземная
17,753
0,291
3789,27
3000,98
ТК-12
ул. Комсомольская. 1
43,27
0,033
Подземная бесканальная
0,2401
0,086
1027,59
431,94
ТК-11
ТК-12
160,27
0,15
Надземная
19,5608
0,321
8095,02
6398,03
ТК-11
Дет.сад №2
24,73
0,05
Подземная бесканальная
2,7201
0,455
729,52
321,05
ТК-3*
ТК-3
178,7
0,259
Подземная бесканальная
48,4317
0,268
12136,89
5145,06
Котельная 1
ТК-3*
68,62
0,259
Надземная
182,5566
0,996
4490,9
3770,59
ТК-3
ТК-9
234,96
0,207
Подземная бесканальная
28,1199
0,245
13791,7
5841,82
ТК-3*
ТК-3*
118,94
0,259
Подземная бесканальная
-134,1011
-0,733
8078,13
3473,71
ТК-3
ТК-4
37,78
0,1
Подземная бесканальная
3,8015
0,147
1379,72
599,54
ТК-4
ул. Дзержинского 37
54,72
0,069
Подземная бесканальная
1,9605
0,165
1664,22
710,86
ТК-4
ул. Дзержинского 35
46,09
0,069
Подземная бесканальная
1,8404
0,155
1401,76
599,32
ТК-3
ТК-5
22,65
0,1
Подземная бесканальная
16,4879
0,638
827,17
359,13
ТК-5
ТК-6
55,59
0,1
Подземная бесканальная
3,4417
0,133
2056,65
879,61
ТК-6
ул. Дзержинского 46
10,23
0,069
Подземная бесканальная
2,0001
0,168
310,23
133,5
ТК-6
ул. Дзержинского 48
77,81
0,069
Подземная бесканальная
1,4406
0,121
2359,61
998,78
ТК-35
Водоканал
16,2
0,05
Надземная
0,4801
0,08
506,42
410,06
ТК-2
ТК-3*
267,42
0,259
Подземная бесканальная
-86,1039
-0,471
18223,79
7755,76
ТК-3*
ИК-11
53,21
0,15
Подземная бесканальная
39,7622
0,669
2611,97
1131,71
ТК-1*
ТК-2*
14,76
0,082
Надземная
-1,3205
-0,074
571,28
460,17
ТК-1
ТК-1*
33,47
0,082
Надземная
-1,3201
-0,073
1290,92
1052,13
ТК-3*
ИК-8
24,5
0,15
Подземная бесканальная
8,201
0,138
1202,65
520,62
ТК-22
ул.Дзержинского 9
42,3
0,033
Подземная бесканальная
0,1201
0,043
998,54
399,32
ТК-38
ТК-50
54,72
0,207
Надземная
47,3839
0,413
3183,67
2578,04
ТК-39
ул. Комсомольская 36
14,87
0,05
Подземная бесканальная
1,2001
0,201
445,75
192,85
ТК-39
ТК-40
57,33
0,1
Надземная
3,4823
0,135
2445,06
2019,21
ТК-40
ул. Комсомольская 34
29,53
0,05
Подземная бесканальная
1,6401
0,274
881,23
379,29
ТК-40
ТК-41
57,08
0,1
Надземная
1,8411
0,071
2420,58
2015,03
ТК-41
ул. Комсомольская 32
19,87
0,05
Подземная бесканальная
1,8401
0,308
588,85
252,07
ТК-97
ул. Косарева 20
72,66
0,1
Надземная
1,3213
0,051
3046,47
2526,3
ТК-97
Общежитие (Косарева16)
7,33
0,069
Подземная бесканальная
0,8001
0,067
215,17
92,96
ТК-97
Админ.зд №5
15,41
0,069
Подземная бесканальная
1,1601
0,097
452,35
195,17
ТК-2*
ТК-2
26,93
0,082
Надземная
-1,3207
-0,074
1048,99
836,55
ТК-1
Кондитерский цех
39,28
0,04
Подземная бесканальная
1,3201
0,359
946,77
404,7
ТК-2
ТК-61
106,54
0,259
Надземная
84,7828
0,463
6956,08
5841,53
ТК-61
ТК-35
80,95
0,259
Подземная бесканальная
82,8892
0,453
5478,55
2346,74
ТК-61
Дет.школа искусств
27,61
0,05
Подземная бесканальная
1,8801
0,315
834,3
361,32
ТК-37
ТК-38
71,76
0,259
Надземная
52,0762
0,285
4669,81
3903,59
ТК-37
Больница
85,61
0,1
Подземная бесканальная
23,0415
0,892
3144,02
1363,68
ТК-35
ТК-100
107,41
0,259
Надземная
82,3988
0,45
7004,55
5892,38
ТК-100
Ростелеком
27,13
0,05
Подземная бесканальная
1,8801
0,315
819,29
354,48
ТК-36
Т35*
71,68
0,259
Надземная
76,4155
0,418
4669,07
3931,33
Т35*
ФКОУ УЦ УФСИН России по РМ
16,58
0,05
Подземная бесканальная
1,2801
0,214
500,24
216,45
ТК-5
ТК-7
34,49
0,069
Подземная бесканальная
13,0457
1,096
1048,06
449,03
ТК-7
ул. Дзержинского 44
11,91
0,05
Подземная бесканальная
1,8
0,301
361,8
156,23
ТК-7
ТК-8
149,18
0,05
Подземная бесканальная
2,2408
0,375
4531,8
1904,34
ТК-8
ул. Дзержинского 42
16,14
0,04
Подземная бесканальная
0,96
0,261
388,75
167,02
ТК-8
ул. Дзержинского 40
69,58
0,04
Подземная бесканальная
1,2802
0,349
1675,91
712,68
ТК-9
ТК-10
39,43
0,1
Подземная бесканальная
3,3218
0,129
1423,21
619,8
ТК-10
ул. Дзержинского 33
86,54
0,069
Подземная бесканальная
1,7207
0,145
2607,09
1108,99
ТК-10
ул. Дзержинского 31
51,45
0,069
Подземная бесканальная
1,6004
0,134
1549,97
663,37
ТК-9
ТК-11
68,91
0,207
Надземная
24,7793
0,216
4010,29
3173,59
ТК-11
ул.Дзержинского23 (СЭС)
127,24
0,1
Подземная бесканальная
2,4823
0,096
4580,78
1983,79
ТК-11
ТК-11
134,22
0,207
Надземная
22,2916
0,194
7800,89
6180,01
ТК-7
ТК-8*
231,43
0,1
Подземная бесканальная
9,0046
0,349
8559,54
3661,01
ТК-8*
Конвоирование
33,33
0,069
Подземная бесканальная
5,9203
0,498
1010,48
432,79
ТК-8*
Учебный центр УФСИН
17,04
0,069
Подземная бесканальная
3,0801
0,259
516,61
221,27
ТК-54
ТК -60
28,44
0,207
Надземная
21,2195
0,185
1645,41
1337,8
ТК -60
ул. Советская 13
25,31
0,05
Подземная бесканальная
1,5601
0,261
754,99
326,73
ТК-63
ул. Павлова 7
35,29
0,069
Подземная бесканальная
1,8803
0,158
1041,63
448,11
ТК-65
ТК-66
47,66
0,069
Надземная
3,6809
0,309
1634,72
1354,15
ТК-61
ул. Советская 18
20,57
0,069
Подземная бесканальная
2,0802
0,175
611,19
264,12
ТК-56
ул. Советская 22
36,15
0,05
Подземная бесканальная
1,5202
0,254
1079,23
463,31
Таблица 3.2. – Результаты гидравлического расчета (по потребителям) СЦТ от котельной №1, г. п. Явас
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Количество шайб на под. тр-де перед СО, шт
Диаметр шайбы на обр. тр-де после СО, мм
Количество шайб на обр. тр-де после СО, шт
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
ул. Дзержинского 37
109,16
0,049
6,709
1
0
0
1,96
18,97
43,39
24,42
ул. Дзержинского 35
109,34
0,046
6,497
1
0
0
1,84
19,01
40,95
21,94
ул. Дзержинского 46
109,31
0,05
6,817
1
0
0
2
18,53
43,17
24,64
ул. Дзержинского 48
107,87
0,036
5,791
1
0
0
1,44
18,44
43,25
24,81
ИК-11
108,73
0,994
30,626
1
0
0
39,76
17,98
40,49
22,51
Водоканал
110,33
0,012
3,369
1
0
0
0,48
17,89
43,08
25,19
ИК-8
108,23
0,205
13,752
1
0
0
8,2
18,81
36,1
17,29
ул. Комсомольская 36
115,55
0,03
5,388
1
0
0
1,2
17,1
32,85
15,75
ул. Комсомольская 34
115,31
0,041
6,327
1
0
0
1,64
16,79
32,7
15,91
ул. Комсомольская 32
116,02
0,046
6,698
1
0
0
1,84
16,83
32,72
15,89
Общежитие (Косарева16)
118,04
0,02
4,498
1
0
0
0,8
15,65
31,31
15,67
Админ.зд №5
118,83
0,029
5,417
1
0
0
1,16
15,64
31,31
15,67
Кондитерский цех
107,22
0,033
5,641
1
0
0
1,32
17,22
42,75
25,53
Дет.школа искусств
108,99
0,047
6,69
1
0
0
1,88
17,65
42,81
25,16
Больница
111,8
0,576
25,158
1
0
0
23,04
13,26
30,93
17,67
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
115,55
0,098
10,143
1
0
0
3,92
14,53
40,76
26,23
ул. Дзержинского 44
109,46
0,045
6,886
1
0
0
1,8
14,42
39,87
25,45
ул. Дзержинского 42
110,66
0,024
5,357
1
0
0
0,96
11,2
37,39
26,19
ул. Дзержинского 40
110,3
0,032
6,413
1
0
0
1,28
9,7
36,32
26,63
ул. Дзержинского 33
110,58
0,043
6,315
1
0
0
1,72
18,62
41,15
22,54
ул. Дзержинского 31
110,96
0,04
6,083
1
0
0
1,6
18,7
40,67
21,96
ул.Дзержинского23 (СЭС)
109,94
0,062
7,575
1
0
0
2,48
18,69
39,24
20,55
Конвоирование
110,18
0,148
13,054
1
0
0
5,92
12,08
34,83
22,75
Учебный центр УФСИН
109,74
0,077
9,285
1
0
0
3,08
12,77
35,08
22,3
Косарева 14 (адм.зд №3)
120,49
0,034
5,849
1
0
0
1,36
15,82
30,6
14,78
ФСБ
135,81
0,083
9,144
1
0
0
3,32
15,78
30,88
15,1
ул. Советская 11
125,63
0,075
8,855
1
0
0
3
14,65
30,31
15,67
ул. Косарева 2а
120,9
0,024
4,963
1
0
0
0,96
15,2
28,78
13,58
ул. Павлова 13
122,08
0,013
3,631
1
0
0
0,52
15,57
28,96
13,4
ул. Павлова 7
120,47
0,047
0
0
6,931
1
1,88
15,32
28,84
13,52
ул. Лесная 19
127,7
0,049
0
0
7,2
1
1,96
14,3
19,72
5,42
ул. Лесная 17
129,11
0,043
0
0
6,742
1
1,72
14,33
19,73
5,4
ул. Советская 13
123,32
0,039
6,261
1
0
0
1,56
15,85
29,11
13,25
ул. Павлова 5
119,42
0,039
6,326
1
0
0
1,56
15,21
30,56
15,36
ул. Советская 18
122,02
0,052
0
0
7,271
1
2,08
15,49
28,92
13,44
ул. Советская 22
127,17
0,038
0
0
6,204
1
1,52
15,61
28,98
13,38
ул. Советская 24
130,79
0,028
0
0
5,318
1
1,12
15,69
29,02
13,34
ул. Косарева 11
119,15
0,042
6,407
1
0
0
1,68
16,75
31,35
14,6
ул. Косарева 9
119,73
0,039
6,174
1
0
0
1,56
16,76
31,35
14,59
ул. Косарева 20
117,65
0,033
5,778
1
0
0
1,32
15,64
31,33
15,69
ул. Чернореченская 14
117,18
0,058
7,579
1
0
0
2,32
16,32
31,91
15,59
ул. Чернореченская 12
118,58
0,032
5,67
1
0
0
1,28
15,86
31,68
15,82
Дет.сад №1
118,69
0,097
10,317
1
0
0
3,88
13,3
32,14
18,84
ул. Советская 16
119,46
0,042
6,641
1
0
0
1,68
14,52
32,46
17,94
ул. Косарева 1
119,44
0,046
6,93
1
0
0
1,84
14,69
30,3
15,61
ул. Косарева 5
119
0,068
9,773
1
0
0
2,72
8,12
27,01
18,89
ул. Косарева 7
119,31
0,048
8,189
1
0
0
1,92
8,21
27,06
18,85
Машин.учет
118,22
0,021
4,604
1
0
0
0,84
15,71
31,15
15,43
Бункер
119,12
0,041
6,429
1
0
0
1,64
15,75
31,57
15,81
ИП Сайкин (Автомойка)
123,49
0,003
11,822
10
0
0
0,12
16,02
29,2
13,18
ООО Радуга (магазин в ж.д)
114,5
0,004
3,473
6
0
0
0,16
17,57
36,33
18,76
Ростелеком
113,43
0,047
6,724
1
0
0
1,88
17,3
42,55
25,24
ФКОУ УЦ УФСИН России по РМ
115,51
0,032
5,545
1
0
0
1,28
17,34
30,66
13,31
ул. Дзержинского 18
113,83
0,009
5,027
2
0
0
0,36
18,04
35,05
17,01
ул. Дзержинского 22
114,63
0,009
4,966
2
0
0
0,36
18,14
35,7
17,56
ул. Дзержинского 11
115,77
0,023
4,655
1
0
0
0,92
18,03
35,05
17,02
ул. Дзержинского 16
113,53
0,053
7,081
1
0
0
2,12
17,89
34,98
17,09
ул. Октябрьская 22
118,03
0,019
4,312
1
0
0
0,76
16,71
31,65
14,94
ул. Садовая 27
115,38
0,041
6,229
1
0
0
1,64
17,87
34,15
16,28
ул. Дзержинского 4
111,07
0,02
4,352
1
0
0
0,8
17,84
36,02
18,17
ул. Дзержинского 2
109,88
0,051
6,979
1
0
0
2,04
17,55
37,4
19,85
ул. Октябрьская 16
117,9
0,027
5,07
1
0
0
1,08
17,67
32,13
14,46
ул. Октябрьская 18
119,12
0,009
5,341
2
0
0
0,36
17,6
32,55
14,95
ул. Октябрьская 20
119,45
0,018
4,161
1
0
0
0,72
17,3
32,2
14,9
ул. Комсомольская 5
116,42
0,038
5,991
1
0
0
1,52
17,95
35,86
17,91
ул. Комсомольская 4
116
0,044
6,448
1
0
0
1,76
17,93
35,98
18,05
ул. Дзержинского 14
114,13
0,035
5,751
1
0
0
1,4
17,92
35
17,07
ул.Дзержинского 9
115,61
0,003
5,079
11
0
0
0,12
18
35,2
17,19
ул. Дзержинского 28
115,7
0,039
6,041
1
0
0
1,56
18,29
36,32
18,03
ул. Дзержинского 13
115,83
0,004
3,24
6
0
0
0,16
18,14
35,7
17,57
ул. Дзержинского 6а
112,63
0,04
6,214
1
0
0
1,6
17,17
36,5
19,33
ул. Комсомольская. 1
115,85
0,006
3,456
3
0
0
0,24
18,27
36,12
17,85
Дет.сад №2
113,72
0,068
8,023
1
0
0
2,72
17,87
36,63
18,76
Таблица 3.3. – Результаты гидравлического расчета (по тепловым сетям) СЦТ от котельной №2, г. п. Явас.
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТК-78
ул. 40 лет Победы 7
115,77
0,05
Подземная бесканальная
1,5605
0,261
3245,6
1373,5
ТК-87
ул.Чернореченская 4
22,87
0,05
Подземная бесканальная
2,3601
0,395
653,5
282,83
ТК-87
ТК-88
169,05
0,069
Подземная бесканальная
5,283
0,444
4830,55
2052,78
ТК-88
ул.Чернореченская 6а
12,11
0,05
Подземная бесканальная
0,6001
0,1
343,13
147,61
ТК-88
ТК-89
46,19
0,069
Подземная бесканальная
4,6815
0,393
1308,76
559,84
ТК-89
ул. Чернореченская 8
14,96
0,05
Подземная бесканальная
0,6801
0,114
423,1
181,62
ТК-89
ТК-90
89,54
0,069
Подземная бесканальная
4,0011
0,336
2532,35
1081,84
ТК-90
ул. Павлова 1
29,03
0,05
Подземная бесканальная
2,0001
0,335
818,43
350,65
ТК-91
ТК-92
114,86
0,082
Надземная
6,3234
0,352
4464,79
3597,91
ТК-94
ул. С. Камаева 4
54,85
0,033
Подземная бесканальная
0,2001
0,072
1229,67
496,76
ТК-94
ул. С. Камаева 6
55,94
0,033
Подземная бесканальная
0,9201
0,33
1254,11
538,31
ТК-92
ТК-93
12,39
0,082
Надземная
6,322
0,352
478,89
388,35
ТК-93
ТК-94
49,03
0,033
Надземная
1,1203
0,402
1179,48
921,56
ТК-93
ТК-93*
154,97
0,069
Подземная бесканальная
5,2015
0,436
4385
1879,29
ТК-93*
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
13,84
0,05
Подземная бесканальная
5,0801
0,85
391,62
168,31
ТК-93*
ООО "БУИН" (Советская 2А)
93,97
0,033
Подземная бесканальная
0,1202
0,043
2142,76
723,43
ТК-90
ул. Чернореченская 10
52,05
0,05
Подземная бесканальная
2,0002
0,335
1467,41
626,23
Котельная 2
ТК-75
55,72
0,207
Надземная
105,9498
0,909
3262,67
2691,01
ТК-75
ТК-76
133,53
0,1
Надземная
4,4843
0,174
5751,78
4686,18
ТК-76
ТК-77
33,84
0,1
Надземная
4,4819
0,174
1442,69
1190,88
ТК-79
ТК-80
32,01
0,1
Надземная
13,8043
0,534
1375,78
1143,3
ТК-80
ул. 40 лет Победы 6
36,66
0,05
Подземная бесканальная
2,5602
0,428
1053,03
453,57
ТК-80
ТК-81
39,97
0,1
Надземная
11,2436
0,435
1716,53
1426,2
ТК-81
ул. 40 лет Победы 8
33,26
0,05
Подземная бесканальная
2,4801
0,415
953,77
410,89
ТК-81
ТК-82
48,86
0,1
Надземная
8,7628
0,339
2095,74
1741,94
ТК-82
ул. 40 лет Победы 10
15,88
0,05
Подземная бесканальная
1,9201
0,321
454,39
195,97
ТК-86
ТК-87
42,99
0,1
Надземная
7,6438
0,296
1847,23
1526,01
ТК-85
ТК-91
88,28
0,082
Надземная
8,2848
0,461
3443,05
2763,97
ТК-82
ТК-83
42,03
0,1
Надземная
6,8418
0,265
1799,32
1497,2
ТК-79
ТК-85
53,42
0,1
Надземная
-13,8043
-0,534
2299,04
1906,39
ТК-85
ТК-86
48
0,1
Надземная
10,445
0,404
2065,78
1709,4
ТК-86
ул. 40 лет Победы 4
17,84
0,1
Подземная бесканальная
2,5203
0,098
625,17
270,41
ТК-75
ИК-2
105,9
0,15
Подземная бесканальная
68,9244
1,159
4976,75
2145,69
ТК-86
ООО Весна
13,84
0,027
Подземная бесканальная
0,28
0,187
319,9
136,91
ТК-83
ТК-84
29,2
0,069
Надземная
4,8407
0,407
1021,33
850,78
ТК-84
ул. 40 лет Победы 12
59,86
0,05
Подземная бесканальная
2,2802
0,382
1710,67
730,02
ТК-84
ул. 40 лет Победы 14
38,83
0,05
Подземная бесканальная
2,5602
0,428
1109,68
475,36
ТК-83
ул. 40 лет Победы 11
98,54
0,05
Подземная бесканальная
2,0004
0,335
2813,12
1195,3
ТК-77
ТК-78
58,41
0,069
Подземная бесканальная
2,9212
0,245
1647,7
701,78
ТК-78
ул. 40 лет Победы 13
46,42
0,05
Подземная бесканальная
1,3602
0,228
1301,38
558,39
ТК-77
ул. 40 лет Победы 9
40,34
0,05
Подземная бесканальная
1,5602
0,261
1137,96
489,94
ТК-75
ТК-79
82,66
0,1
Надземная
-32,5351
-1,26
3560,56
2931,89
ТК-85
ул. 40 лет Победы 2
61,41
0,05
Подземная бесканальная
1,9603
0,328
1745,62
754,12
Таблица 3.4. – Результаты гидравлического расчета (по потребителям) СЦТ от котельной №2, г. п. Явас
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Количество шайб на под. тр-де перед СО, шт
Диаметр шайбы на обр. тр-де после СО, мм
Расход сетевой воды на СО после наладки, т/ч
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
ул.Чернореченская 4
114,88
0,059
8,565
1
8,565
1,9576
2,36
10,36
30,29
19,93
ул.Чернореченская 6а
116,79
0,015
4,663
1
4,663
1,2241
0,6
7,62
27
19,38
ул. Чернореченская 8
116,79
0,017
5,087
1
5,087
1,3761
0,68
6,91
26,65
19,74
ул. Павлова 1
116,79
0,05
9,256
1
9,256
2,177
2
5,46
25,92
20,46
ул. С. Камаева 4
114,88
0,005
3,126
2
3,126
2,1494
0,2
9,14
29,67
20,54
ул. С. Камаева 6
114,88
0,023
5,639
1
5,639
1,4685
0,92
8,38
29,3
20,91
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
114,88
0,127
14,513
1
14,513
1,7577
5,08
5,83
28,01
22,19
ООО "БУИН" (Советская 2А)
110,5
0,003
5,346
5
5,346
2,2871
0,12
7,3
33,13
25,83
ул. Чернореченская 10
118,24
0,05
9,429
1
9,429
1,2333
2
5,07
24,27
19,2
ул. 40 лет Победы 2
114,88
0,049
7,903
1
7,903
1,475
1,96
9,86
30,03
20,18
ул. 40 лет Победы 4
114,88
0,063
8,696
1
8,696
1,6974
2,52
11,12
30,67
19,55
ул. 40 лет Победы 6
117,34
0,064
9,21
1
9,21
2,2871
2,56
9,12
27,2
18,09
ул. 40 лет Победы 8
117,83
0,062
9,143
1
9,143
0,5076
2,48
8,81
26,56
17,75
ул. 40 лет Победы 10
117,83
0,048
7,983
1
7,983
1,7904
1,92
9,09
26,7
17,61
ИК-2
117,6
1,723
42,63
1
42,63
1,5102
68,92
14,39
29,59
15,2
ООО Весна
114,88
0,007
4,991
2
4,991
0,1638
0,28
10,95
30,58
19,63
ул. 40 лет Победы 12
119,72
0,057
9,167
1
9,167
0,8723
2,28
7,37
23,95
16,58
ул. 40 лет Победы 14
119,72
0,064
9,636
1
9,636
4,9636
2,56
7,61
24,07
16,46
ул. 40 лет Победы 11
119,72
0,05
8,551
1
8,551
49,7743
2
7,49
24,01
16,52
ул. 40 лет Победы 7
120,36
0,039
6,098
1
6,098
2,0372
1,56
17,61
28,44
10,83
ул. 40 лет Победы 13
120,36
0,034
5,628
1
5,628
1,0627
1,36
18,44
28,86
10,42
ул. 40 лет Победы 9
120,36
0,039
6,004
1
6,004
0,0857
1,56
18,74
29,01
10,27
Таблица 3.5. – Результаты гидравлического расчета от котельной №3, п. Озерный (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Внутренний диаметр обратного трубопровода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
Котельная
ТК-1
19,83
0,15
0,15
Подземная бесканальная
36,8926
0,62
477,21
204,51
ТК-1
ТК-13
71,95
0,15
0,15
Подземная бесканальная
34,0526
0,573
1731,38
742,61
ТК-5
ТК-6
29,58
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,432
0,12
498,95
213,53
ТК-7
ТК-8
14,25
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,1807
0,099
238,62
102,18
ТК-8
8
15,06
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,4859
0,081
220,47
94,42
ТК-8
ТК-9
32,81
0,069
0,069
Подземная бесканальная
0,6946
0,058
548,95
234,3
ТК-9
7
13,81
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,6944
0,116
201,35
86,19
ТК-10
6
39,85
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,8587
0,144
576,05
246,64
ТК-10
ТК-11
26,95
0,082
0,082
Подземная бесканальная
0,0889
0,005
478,62
196,62
ТК-11
5
11,51
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,0886
0,015
159,49
67,81
ТК-13
ТК-14
177,89
0,15
0,15
Подземная бесканальная
1,3329
0,022
4284,08
1791,16
ТК-4
ТК-5
16,92
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,4321
0,12
284,86
122,32
ТК-4
ТК-10
165,01
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,9506
0,037
3333,71
1401,97
ТК-1
ТК-2
51,75
0,1
0,1
Подземная бесканальная
2,4592
0,095
1067,4
450,31
ТК-6
ТК-7
85,58
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,1814
0,099
1441,47
614,16
ТК-6
1
13,34
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,2503
0,041
196,61
84,3
ТК-1
2
13,79
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,3799
0,015
284,43
121,48
ТК-13
9
117,53
0,15
0,15
Подземная бесканальная
32,7168
0,55
2830,45
1213,18
ТК-14
4
61,63
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,3256
0,111
1034,25
441,81
ТК-2
ТК-4
228
0,1
0,1
Подземная бесканальная
11,3267
0,367
9940,63
4244
ТК-2
ТК-4
147,7
0,1
0,1
Подземная бесканальная
2,3853
0,092
2998,89
1278,85
ТК-2
3
15
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,0729
0,003
512,67
211,8
Таблица 3.6. – Результаты гидравлического расчета от котельной №3, п. Озерный (параметры по потребителям)
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Высота здания потpебителя, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. Гагарина 1
96
3,8
0,015
3,981
0,486
9,44
18,72
9,28
380,7
ул. Гагарина 2
96
3,8
0,021
4,762
0,694
9,42
18,71
9,29
412,2
ул. Центральная 1
97
6
0,025
0
0,859
9,48
17,74
8,26
424,1
ул. Центральная 3
97
6
0,002
0
0,088
9,61
17,8
8,2
422,7
Д/с
96,71
8
0,041
0
1,325
8,81
17,69
8,88
331,3
ул. Мира 1
96,3
8
0,008
0
0,25
9,55
18,47
8,92
279,1
ул. Лесная 3а
95,37
8
0,013
0
0,38
9,73
19,49
9,77
33,6
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
96,71
8
1,14
0
32,712
7,62
17,09
9,48
209,3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
94,8
3,5
0,002
3,159
0,073
9,7
20,05
10,35
86,6
Таблица 3.7. – Результаты гидравлического расчета от котельной №4, п. Парца (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Внутренний диаметр обратного трубопровода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТУ-18
ТУ-19
38
0,069
0,069
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТУ-1
Котельная
17,91
0,15
0,15
Подземная бесканальная
62,9911
1,059
884,67
379,11
Отряд7
ТУ-28
48,18
0,063
0,063
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТУ-37
ТУ-1
20
0,15
0,15
Подземная бесканальная
-22,6985
-0,382
982,75
422,76
ИК-13
ТУ-1
122
0,15
0,15
Подземная бесканальная
22,6985
0,382
6017,32
2576,28
ИК-14
ТУ-37
280
0,15
0,15
Подземная бесканальная
35,2161
0,592
13813,45
5927,32
Дет.сад
ТУ-37
550
0,15
0,15
Подземная бесканальная
2,2763
0,038
27025,66
10731,87
Группа домов
ТУ-37
350
0,15
0,15
Подземная бесканальная
3,2061
0,054
17198,15
7145,44
ТУ-17
Котельная
17,91
0,15
0,15
Подземная бесканальная
63,3794
1,066
884,17
378,89
ТУ-37
ТУ-17
275,73
0,15
0,15
Подземная бесканальная
28,1931
0,474
13611,35
5805,9
ИК-14
ТУ-17
275,73
0,15
0,15
Подземная бесканальная
35,1856
0,592
13611,35
5838,07
Таблица 3.8. – Результаты гидравлического расчета от котельной №4, п. Парца (параметры по потребителям)
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Высота здания потpебителя, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. Гагарина 1
96
3,8
0,015
3,981
0,486
9,44
18,72
9,28
380,7
ул. Гагарина 2
96
3,8
0,021
4,762
0,694
9,42
18,71
9,29
412,2
ул. Центральная 1
97
6
0,025
0
0,859
9,48
17,74
8,26
424,1
ул. Центральная 3
97
6
0,002
0
0,088
9,61
17,8
8,2
422,7
Д/с
96,71
8
0,041
0
1,325
8,81
17,69
8,88
331,3
ул. Мира 1
96,3
8
0,008
0
0,25
9,55
18,47
8,92
279,1
ул. Лесная 3а
95,37
8
0,013
0
0,38
9,73
19,49
9,77
33,6
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
96,71
8
1,14
0
32,712
7,62
17,09
9,48
209,3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
94,8
3,5
0,002
3,159
0,073
9,7
20,05
10,35
86,6
4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки
4.1 Общие положения
Перспективные балансы тепловой мощности источника тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей разработаны в соответствии с подпунктом 2 пункта 3 и пунктом 5 Требований к схемам теплоснабжения. Баланс тепловой мощности источника тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей составлен вариант развития системы теплоснабжения.
В первую очередь рассмотрены балансы тепловой мощности существующего оборудования источника тепловой энергии и присоединенной тепловой нагрузки в зоне действия источника тепловой энергии, сложившихся (установленных по утвержденным картам гидравлических режимов тепловых сетей). Установленные тепловые балансы в указанных годах являются базовыми и неизменными для всего дальнейшего анализа перспективных балансов последующих отопительных периодов. Данные балансы, а также установленная зона действия источника тепловой энергии, были определены перспективные тепловые нагрузки в соответствии с данными, представлены в первом разделе «Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения
4.2. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на перспективу до 2049 г. с выделением этапов в 2020-2024 г.г., 2025-2029 г.г., 2030-2034 г.г., 2035-2039 г.г., 2040-2044 г.г., 2045-2049 г.г., при развитии систем теплоснабжения.
4.2.1 Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2024 г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточников определено, что для наиболее эффективного обеспечения тепловых нагрузок предлагается провести мероприятия по строительству новых котельных №1, г. п. Явас (мощностью 6,02 Гкал), №2, г. п. Явас (мощностью 3,4 Гкал), №3, п. Озерный (мощностью 3,44 Гкал/ч), №4, п. Парца (мощностью 10 Гкал/ч).
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2020 г. по 2024 г. включительно в зоне действия котельной, задействованных в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1. – Прогнозируемые к 2024 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2019 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2019 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2020 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2021 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2022 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2023 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2024 г.
Характеристика теплосети ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №1, п.
Явас
13
6,091
Вывод из эксплуатации
Котельная №1, г. п. Явас (новое строительство)
6,02
5,241
5,241
5,241
5,241
5,241
Характеристика теплосети ООО «ЖКХ Явас»
Котельная
№2, г. п. Явас
6,02
2,90
Вывод из эксплуатации
Котельная
№2, г. п. Явас (новое строительство)
3,44
2,759
2,759
2,759
2,759
2,759
Характеристика теплосети ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №3, п.Озерный
3,44
1,267
Вывод из эксплуатации
1,72
1,267
1,267
1,267
1,267
1,267
Характеристика теплосети ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №4, п.Парца
10,0
2,137
Вывод из эксплуатации
2,58
2,137
2,137
2,137
2,137
2,137
Из таблицы 4.1. следует, что за пять лет с 2019 по 2024 г. прирост тепловой нагрузки на котельные ООО «ЖКХ Явас» Явасского городского поселения не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2024 г. представлены в табл. 4.2.
Рисунок 4.1. - Прогнозируемые к 2024 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников.
Таблица 4.2. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2024 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2019-2024 г.
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
2024 г.
Котельная №1,
г.п.Явас
Ул. Дзержинского
13
3,091
-
-
-
-
-
0,042
0,586
7,183
Котельная №1,
г.п.Явас
(новое строительство)
6,02
-
5,241
5,241
5,241
5,241
5,241
0,036
0,505
0,238
Котельная
№2, г. п. Явас ул. Чернореченская
6,02
2,90
-
-
-
-
-
0,02
0,256
2,844
Котельная
№2, г. п. Явас ул. Чернореченская (новое строительство)
3,44
-
2,759
2,759
2,759
2,759
2,759
0,019
0,243
0,419
Котельная №3, п.Озерный
3,44
1,267
-
-
-
-
-
0,01
0,07
2,093
Котельная №3, п.Озерный
1,72
-
1,267
1,267
1,267
1,267
1,267
0,01
0,07
0,373
Котельная №4, п. Парца
10
2,137
-
-
-
-
-
0,015
0,250
7,598
Котельная №4, п. Парца
2,58
-
2,137
2,137
2,137
2,137
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.2 показывает, что к 2024 г. прирст тепловой нагрузки на котельные ООО «ЖКХ Явас» гп.Явас не ожидается.
4.2.2. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2025-2029 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2025 г. по 2029 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3. – Прогнозируемые к 2029 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2029 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2029 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.3. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2029 г. представлены в табл. 4.4.
Таблица 4.4. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2029 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2029 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2029 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,036
0,505
0,238
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,019
0,243
0,419
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.4. показывает, что к 2029 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.3. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2030-2034 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2030 г. по 2034 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.5.
Таблица 4.5. – Прогнозируемые к 2034 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2034 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2034 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.5. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2034 г. представлены в табл. 4.6.
Таблица 4.6. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2034 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2034 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2034 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,0524
0,483
0,244
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,0276
0,276
0,337
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.6. показывает, что к 2034 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.4. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2035-2039 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2035 г. по 2039 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.6.
Таблица 4.6. – Прогнозируемые к 2039 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2039 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2039 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.6. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2039 г. представлены в табл. 4.7.
Таблица 4.7. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2039 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2039 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2039 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,0524
0,483
0,244
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,0276
0,276
0,337
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.7. показывает, что к 2039 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.5. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2040-2044 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2040 г. по 2044 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.8.
Таблица 4.8. – Прогнозируемые к 2044 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2044 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2044 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.8. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2044 г. представлены в табл. 4.9.
Таблица 4.9. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2044 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2044 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2044 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,0524
0,483
0,244
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,0276
0,276
0,337
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.9. показывает, что к 2044 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.6. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2045-2049 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2045 г. по 2049 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.10.
Таблица 4.10. – Прогнозируемые к 2049 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2049 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2049 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.10. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2049 г. представлены в табл. 4.11.
Таблица 4.11. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2049 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2049 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2049 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,0524
0,483
0,244
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,0276
0,276
0,337
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.11. показывает, что к 2049 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.6. Выводы о резервах (дефицитах) тепловой мощности существующей системы теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой нагрузки
Значения резервов (дефицит) тепловой мощности источников теплоснабжения Явасского городского поселения для развития системы теплоснабжения, отдельно по периодам реализации схемы теплоснабжения представлены в таблице 4.7.
Таблица 4.7. – Резервы тепловой мощности на теплоисточниках Явасского городского поселения
Наименование варианта развития источников
Резерв (+) Дефицит (-) тепловой мощности, Гкал/ч
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2023 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
2049 г.
Котельная №1, г. п. Явас
7,183
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная
№1, г. п. Явас(новое строительство)
-
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
Котельная №2, г. п. Явас
2,844
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная
№2, г. п. Явас(новое строительство)
-
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
Котельная №3, п. Озерный
2,093
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная №3, п. Озерный (новое строительство)
-
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
Котельная №4, п. Парца
7,598
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная №4, п. Парца (новое строительство)
-
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
При положительном общем балансе располагаемой тепловой мощности теплоисточника и присоединенной тепловой нагрузки Явасского городского поселения отсутствуют дефициты на теплоисточнике поселка на разных этапах.
5. Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок
5.1. Общие положения
Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок разрабатываются в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 22.02.2012 № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» (подпункт3 пункта 3 и пункт 40).
В результате разработки в соответствии с пунктом 40 указанных Требований должны быть решены следующие задачи:
- установлены перспективные объемы теплоносителя, необходимые для передачи теплоносителя от источника до потребителя в каждой зоне действия источников тепловой энергии;
- составлен баланс производительности ВПУ и подпитки тепловой сети и определены резервы и дефициты производительности ВПУ, в том числе и в аварийных режимах работы системы теплоснабжения.
5.2 Перспективные объемы теплоносителя
Перспективные объемы теплоносителя, необходимые для передачи теплоносителя от источников тепловой энергии до потребителя в зонах действия источников тепловой энергии, прогнозировалась исходя из следующих условий:
– Регулирование отпуска тепловой энергии в тепловые сети в зависимости от температуры наружного воздуха принято по регулированию отопительно-вентиляционной нагрузки с качественным методом регулирования с расчетными параметрами теплоносителя;
– Расчетный расход теплоносителя в тепловых сетях изменяется с темпом присоединения (подключения) суммарной тепловой нагрузки и с учетом реализации мероприятий по наладке режимов в системе транспорта теплоносителя;
– Расход теплоносителя на обеспечение нужд горячего водоснабжения потребителей в зоне открытой схемы теплоснабжения изменяется с темпом реализации проекта по переводу системы теплоснабжения на закрытую схему, в соответствии с требованиями Федерального закона от 07.12.2011 № 417-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «О водоснабжении и водоотведении».
Перспективный баланс теплоносителя системы теплоснабжения приведен в табл. 5.1.
Таблица 5.1. Перспективный баланс теплоносителя системы теплоснабжения
Показатель
Единицы измерения
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
2049 г.
Зона действия котельной №1, г. п. Явас новое строительство
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч
тонн/год
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
На пусковое заполнение
тонн/год
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
Годовые затраты и потери теплоносителя с утечками
тонн/год
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
Зона действия котельной №2, г. п. Явас новое строительство
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч
тонн/год
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
На пусковое заполнение
тонн/год
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
Годовые затраты и потери теплоносителя с утечками
тонн/год
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
Зона действия котельной №3, п. Озерный новое строительства
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч
тонн/год
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
На пусковое заполнение
тонн/год
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
Годовые затраты и потери теплоносителя с утечками
тонн/год
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
Зона действия котельной №4, п. Парца новое строительство
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч
тонн/год
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
На пусковое заполнение
тонн/год
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
Годовые затраты и потери теплоносителя с утечками
тонн/год
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
5.3 Аварийные режимы подпитки тепловой сети
При возникновении аварийной ситуации на любом участке магистрального трубопровода, возможно организовать обеспечение подпитки тепловой сети за счет использования существующих баков аккумуляторов и водопроводной сети.
6. Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии
6.1. Общие положения
Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источника тепловой энергии разрабатываются в соответствии пунктом 10 и пунктом 41 Требований к схемам теплоснабжения.
В связи с тем, что расширение зоны деятельности источника централизованного теплоснабжения, а также прироста тепловых нагрузок потребителей в существующей зоне действия источников Явасского городского поселения не предусматривается, предлагается провести мероприятия по строительству новых котельных №1, г. п. Явас по ул. Дзержинского, №2, г. п. Явас по ул. Чернореченская, №3, п. Озерный и №4, п. Парца.
Мероприятия по строительству выполняются в форме капитального строительства либо установки теплогенерирующего оборудования (БМК, котел наружного размещения и т.п.)
6.2 Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии
6.2.1 Техническое перевооружение источников теплоснабжения в период с 2020 до 2024 г.г.
6.2.1.1. Строительство котельной №1, г. п. Явас
Котельная №1, г. п. Явас с котлами ДКВР-6,5 в количестве 2 шт., общей установленной мощностью 13 Гкал/ч, предназначена для теплоснабжения Явасского городского поселения.
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения 95/70 °С качественного регулирования. Перечень существующего оборудования представлен в таблице 6.1. и 6.2.
Таблица – 6.1. Перечень существующего основного оборудования
№,
Тип
Установленная мощность
Год
Температурный
КПД по
котла
котла Гкал/час
ввода
график
режимной карте
Котельная №1, г. п. Явас
1
ДКВР-6,5
6,5
-
95-70
63,4%
2
ДКВР-6,5
6,5
-
95-70
63,4%
Таблица – 6.2. Перечень существующего вспомогательного оборудования
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
Напор, Н, м
Мощность, кВт
м3/ч
Котельная №1, г. п. Явас
Сетевой Д 320/50
1
50
75
Сетевой Д 315/50
1
50
50
Сетевой Д 320/50
2
50
55
Подпиточный К 15/30
1
30
4
Подпиточный К 20/30
1
30
4,5
Подпиточный К 30/40
1
40
5,5
Подпиточный К 20/30
1
30
5
6.2.1.2. Строительство котельной №2, г. п. Явас
Котельная №2, г. п. Явас с котлами КВЖ-3,5 в количестве 2 шт., общей установленной мощностью 6,02 Гкал/ч, предназначена для теплоснабжения Явасского городского поселения.
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения 95/70 °С качественного регулирования. Перечень существующего оборудования представлен в таблице 6.3. и 6.4.
Таблица – 6.3. Перечень существующего основного оборудования
№,
Тип
Установленная мощность
Год
Температурный
КПД по
котла
котла Гкал/час
ввода
график
режимной карте
Котельная №2, г. п. Явас
3
КВЖ-3,5
3,01
-
95-70
85%
4
КВЖ-3,5
3,01
-
95-70
85%
Таблица – 6.4. Перечень существующего вспомогательного оборудования
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
Напор, Н, м
Мощность, кВт
м3/ч
Котельная №2, г. п. Явас
Сетевой К 290/30
1
30
75
Сетевой К 160/30
1
30
30
Сетевой К 200/30
2
30
37
Подпиточный 3К-9
4
-
7,5
ГВС К 80/55
1
-
7,5
6.2.1.3. Строительство котельной №3, п. Озерный
Котельная №3, п. Озерный с котлами КВ-ТС, в количестве 4 шт., общей установленной мощностью 3,44 Гкал/ч, предназначена для теплоснабжения п. Озерный.
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения 95/70 °С качественного регулирования. Перечень существующего оборудования представлен в таблице 6.5. и 6.6.
Таблица – 6.5. Перечень существующего основного оборудования
№,
котла
Тип
Установленная мощность
котла Гкал/час
ГГод вода
Температурный
график
КПД по
режимной карте
Котельная №3, п.Озерный
1
КВ-ТС
0,86
95-70
77%
2
КВ-ТС
0,86
95-70
77%
3
КВ-ТС
0,86
95-70
77%
4
КВ-ТС
0,86
95-70
77%
Таблица – 6.6. Перечень существующего вспомогательного оборудования
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
м3/ч
Напор, Н, м
Мощность, кВт
Котельная №3, п.Озерный
Двигатель асинхронный (сетевой)
3
-
30
Двигатель асинхронный (рециркуляционный)
2
-
20
Двигатель асинхронный (подпиточный)
1
-
15
6.2.1.3. Строительство котельной №4, п. Парца
Котельная №4, п. Парца с котлами КСВ-2,9, в количестве 4 шт., общей установленной мощностью 10,0 Гкал/ч, предназначена для теплоснабжения п. Парца.
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения 95/70 °С качественного регулирования. Перечень существующего оборудования представлен в таблице 6.7. и 6.8.
Таблица – 6.7. Перечень существующего основного оборудования
№,
котла
Тип
Установленная мощность
котла Гкал/час
ГГод вода
Температурный
график
КПД по
режимной карте
Котельная №4, п. Парца
1
КСВ-2,9
2,5
95-70
60,2%
2
КСВ-2,9
2,5
95-70
60,2%
3
КСВ-2,9
2,5
95-70
60,2%
4
КСВ-2,9
2,5
95-70
60,2%
Таблица – 6.8. Перечень существующего вспомогательного оборудования
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
м3/ч
Напор, Н, м
Мощность, кВт
Котельная №4, п. Парца
Двигатель асинхронный (сетевой)
3
-
55
Двигатель асинхронный (рециркуляционный)
2
-
55
Двигатель асинхронный (подпиточный)
1
-
55
6.2.1.3. Вариант развития
В связи с тем, что основное и вспомогательное оборудование котельных исчерпало свой эксплуатационный ресурс, предлагается перевод потребителей, снабжающихся тепловой энергией от существующих котельных, на баланс вновь строящихся новых котельных: котельная №1, г. п. Явас по ул.Дзержинского, мощностью 6,02 Гкал, котельная №2, г. п. Явас по ул.Чернореченская, мощностью 3,4 Гкал, котельная №3, п. Озерный, мощностью 1,72 Гкал/ч, котельная №4, п. Парца, мощностью 2,58 Гкал/ч для обеспечения тепловой нагрузки на отопление в Явасском городском поселении. А также в связи с планируемым вариантом развития системы теплоснабжения, планируется перевод на индивидуальное отопление жилые дома по адресам: ул.Дзержинского д. 9, ул. Советская д. 2А, ООО «Буин».
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения предлагается оставить без изменений - 95/70 °С качественного регулирования.
Исходные данные для расчетов приведены в таблице 6.9.
Таблица 6.9. Исходные данные
№ п.п.
Наименование
Единица измерения
Величина
Котельная №1, г. п. Явас
1
Установленная мощность
Гкал/ч
6,02
2
Располагаемая мощность
Гкал/ч
6,02
3
Подключенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
5,241
4
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,036
5
Нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Гкал/ч
0,505
Котельная №2, г. п. Явас
6
Установленная мощность
Гкал/ч
3,44
7
Располагаемая мощность
Гкал/ч
3,44
8
Подключенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
2,759
9
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,019
10
Нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Гкал/ч
0,243
Котельная №3, п. Озерный
11
Установленная мощность
Гкал/ч
1,72
12
Располагаемая мощность
Гкал/ч
1,72
13
Подключенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
1,267
14
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,01
15
Нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Гкал/ч
0,07
Котельная №4, п. Парца
16
Установленная мощность
Гкал/ч
2,58
17
Располагаемая мощность
Гкал/ч
2,58
18
Подключенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
2,137
19
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,015
20
Нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Гкал/ч
0,250
Результаты расчета сведены в таблицу 6.10.
Таблица 6.10. Результаты расчета для котельных Явасского городского поселения (новое строительство)
№ п.п.
Наименование
Единица измерения
Величина
Котельная №1, г. п. Явас
1
Суммарная нагрузка на отопление
Гкал/ч
5,241
2
Нормативные потери в тепловых сетях
Гкал/ч
0,505
3
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,036
4
Минимально необходимая мощность котельной в зимний период
Гкал/ч
5,782
Котельная №2, г. п. Явас
5
Суммарная нагрузка на отопление
Гкал/ч
2,759
6
Нормативные потери в тепловых сетях
Гкал/ч
0,243
7
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,019
8
Минимально необходимая мощность котельной в зимний период
Гкал/ч
3,021
Котельная №3, п. Озерный
9
Суммарная нагрузка на отопление
Гкал/ч
1,267
10
Нормативные потери в тепловых сетях
Гкал/ч
0,070
11
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,01
12
Минимально необходимая мощность котельной в зимний период
Гкал/ч
1,347
Котельная №4, п. Парца
13
Суммарная нагрузка на отопление
Гкал/ч
2,137
14
Нормативные потери в тепловых сетях
Гкал/ч
0,250
15
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,015
16
Минимально необходимая мощность котельной в зимний период
Гкал/ч
2,402
6.2.1.4. Расчет технико-экономических показателей работы котельной
Технико-экономические показатели работы котельных представлены в таблице 6.11.
Таблица 6.11. - Технико-экономические показатели работы котельных Явасского городского поселения
№ п.п.
Показатель
Обозначение
Единица измерения
Величина на 2020 г.
Котельная №1, г. п. Явас
1
Годовой отпуск потребителям на отопление
Qгод
Гкал
13469,548
2
Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях
Qгод
Гкал
1441,739
3
Отпуск тепловой энергии в тепловые сети
Qгод
Гкал
14911,288
4
Выработка тепловой энергии котельной
Qгод
Гкал
15017,725
5
Теплотворная способность газа
Ккал/м³
8100
6
Годовой расход натурального топлива
Вгод
тыс.м2/год
2063,566
7
Расход условного топлива
В
т.у.т.
2373,100
Котельная №2, г. п. Явас
8
Годовой отпуск потребителям на отопление
Qгод
Гкал
7414,44
9
Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях
Qгод
Гкал
717,934
10
Отпуск тепловой энергии в тепловые сети
Qгод
Гкал
8132,377
11
Выработка тепловой энергии котельной
Qгод
Гкал
8190,822
12
Теплотворная способность газа
Ккал/м³
8100
13
Годовой расход натурального топлива
Вгод
тыс.м3/год
1125,429
14
Расход условного топлива
В
т.у.т.
1294,243
Котельная №3, п. Озерный
Годовой отпуск потребителям на отопление
Qгод
Гкал
3080,620
Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях
Qгод
Гкал
181,836
Отпуск тепловой энергии в тепловые сети
Qгод
Гкал
3262,456
Выработка тепловой энергии котельной
Qгод
Гкал
3288,691
Теплотворная способность газа
Ккал/м³
8100
Годовой расход натурального топлива
Вгод
тыс.м3/год
451,894
Расход условного топлива
В
т.у.т.
519,679
Котельная №4, п. Парца
Годовой отпуск потребителям на отопление
Qгод
Гкал
5127,231
Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях
Qгод
Гкал
681,203
Отпуск тепловой энергии в тепловые сети
Qгод
Гкал
5808,433
Выработка тепловой энергии котельной
Qгод
Гкал
5851,965
Теплотворная способность газа
Ккал/м³
8100
Годовой расход натурального топлива
Вгод
тыс.м3/год
804,110
Расход условного топлива
В
т.у.т.
924,727
6.2.2. Развитие источников теплоснабжения в период с 2025 до 2029 г.г.
На анализируемый период реконструкция котельной не планируется.
Капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2025-2029 г.г. не планируются.
6.2.3. Развитие источников теплоснабжения в период с 2030 до 2034г.г.
На анализируемый период планируется реконструкция котельной.
Планируются капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2030-2034 г.г.
6.2.4. Развитие источников теплоснабжения в период с 2035 до 2039г.г.
На анализируемый период реконструкция котельной не планируется.
Капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2035-2039 г.г. не планируются.
6.2.5. Развитие источников теплоснабжения в период с 2040 до 2044г.г.
На анализируемый период планируется реконструкция котельной.
Планируются капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2040-2044 г.г.
6.2.6. Развитие источников теплоснабжения в период с 2045 до 2049г.г.
На анализируемый период планируется реконструкция котельной.
Планируются капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2045-2049 г.г.
7 Предложения по строительству, реконструкции и техническому тепловых сетей и сооружений на них
7.1 Общие положения
Предложения по строительству тепловых сетей и сооружений на них разрабатываются в соответствии с подпунктом «д» пункта 4, пунктом 11 и пунктом 43 Требований к схемам теплоснабжения.
В результате разработки в соответствии с пунктом 10 Требований к схеме теплоснабжения должны быть решены следующие задачи:
– обоснование предложений по строительству тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса.
7.2 Структура предложений и проектов по теплоснабжению объектов перспективной застройки
7.2.1 Структура предложений
Предложения по строительству тепловых сетей сформированы в проекте развития схемы теплоснабжения Явасского городского поселения. В связи с этим подробное описание проекта, которое направлено на обеспечение теплоснабжения новых потребителей по существующим и вновь создаваемым тепловым сетям и сохранение теплоснабжения существующих потребителей от существующих тепловых сетей при условии надежности системы теплоснабжения. Более детальная и подробная классификация групп проектов представлена ниже.
7.2.2 Предложение по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей для обеспечения перспективной нагрузки
Предложения по строительству и техническому перевооружению тепловых сетей сформирована в группу:
– строительство тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса, для обеспечения надежной работы сетей до 2049 года.
Проект «Строительство тепловых сетей для обеспечения надежной работы теплопроводов Явасского городского поселения на период до 2049 г.» охватывает комплекс мероприятий, направленных на реализацию задач по обеспечению бесперебойной работы на период до 2049 г.
Согласно данному варианту развития схемы теплоснабжения предусматривается замена существующих тепловых сетей на новые в Явасском городском поселении.
7.2.3 Оценка необходимых финансовых потребностей для реализации проекта
Оценка стоимости капитальных вложений в строительство тепловых сетей осуществлялась по укрупненным показателям базисных стоимостей по видам строительства (УПР), укрупненным показателям сметной стоимости (УСС), укрупненным показателям базисной стоимости материалов, видов оборудования, услуг и видов работ.
Базисные укрупненные нормы были сопоставлены с проектами-аналогами, выполненными проектными организациями в составе проектов на строительство, для проектов тепловых сетей с использованием новых технических решений.
В описании вида работ мелкие и сопутствующие операции не упоминаются, но показателями учтены. В показателях также учтены затраты на выгрузку материалов, изделий и конструкций, горизонтальное и вертикальное транспортирование их до места установки, монтажа и укладки.
В настоящем разделе приведены результаты подробной оценки финансовых потребностей для проекта рекомендуемого варианта (Строительство тепловых сетей для обеспечения надежной работы теплопроводов).
Полная сметная стоимость каждого мероприятия приведена ниже.
7.3 Строительство новых тепловых сетей
Анализ результатов по рассматриваемым вариантам развития, разрабатываемых на каждый период проекта, определил, что нет необходимости в строительстве новых тепловых сетей.
7.4 Строительство тепловых сетей с оптимизацией диаметров трубопроводов
Анализ результатов по рассматриваемым вариантам развития, разрабатываемых на каждый период проекта, определил, что нет необходимости в строительстве новых тепловых сетей.
7.5 Строительство тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
В ходе анализа характеристик тепловых сетей, отчетности по проведению ремонтов, а также визуального осмотра установлен эксплуатационный ресурс тепловых сетей (год ввода или последней перекладки). Тепловые сети, не увлеченные в проекты практически за период 2020-2049 г. отработают плановый ресурс 25 и более лет. В связи с этим на данный период разработан проект по строительству данных тепловых сетей. Участки и их характеристики представлены в табл. 7.1., 7.2.
Таблица 7.1. Реестр мероприятий проекта развития тепловых сетей Явасского городского поселения
Наименование
Характеристики
Период реконструкции
1
2
3
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-15 до ТК-25 диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение от ТК-9 до ТК-11, средним диаметром 150 мм, протяженностью 210 м.(в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
Длина 210 м(в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участка тепловой сети от ТК-2 до ТК-1, диаметром 89 мм. 75 м надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали Строительство участка тепловой сети от ТК-1 до Кондитерского цеха, диаметром 40 мм. 35 м подземная бесканальная, изоляция в ППУ-ПЭ
Длина 75 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 89, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 35 м (в двухтрубном исполнении), подземная бесканальная, Ду 40, изоляция изоляция в ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-38 до ТК-50 диаметром 200 мм, протяженностью 54 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 54 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-2 до ТК-61 диаметром 273 мм, протяженностью 100 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 100 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-38 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-35 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-3 диаметром 273 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 273, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-9 диаметром 200 мм, протяженностью 235 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнени
Длина 235 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-11 до ТК-15 диаметром 150 мм, протяженностью 280 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 280 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-75 до ТК-86 диаметром 100 мм, протяженностью 120 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 120 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-85 до ТК-82 диаметром 100 мм, протяженностью 250 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 250 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 100, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-86 до ТК-90 диаметром 89 мм, протяженностью 340 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 340 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 89, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-1 до ТК-4 диаметром 100 мм, протяженностью 170 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 170 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-13 до Котельной диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-1 до ТУ-37 диаметром 150 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение"
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-37 до Жилых домов, диаметром 150 мм, протяженностью 320 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 320 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-38 до ТК-50 диаметром 200 мм, протяженностью 54 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 54 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2031 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-2 до ТК-61 диаметром 273 мм, протяженностью 100 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 100 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2033 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-38 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2037 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-35 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2038 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-3 диаметром 273 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 273, изоляция ППУ-ПЭ
2039 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-9 диаметром 200 мм, протяженностью 235 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 235 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2044 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-11 до ТК-15 диаметром 150 мм, протяженностью 280 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 280 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2045 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-75 до ТК-86 диаметром 100 мм, протяженностью 120 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 120 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2032 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-85 до ТК-82 диаметром 100 мм, протяженностью 250 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкован
Длина 250 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2040 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-86 до ТК-90 диаметром 89 мм, протяженностью 340 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 340 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 89, изоляция ППУ-ПЭ
2041 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-1 до ТК-4 диаметром 100 мм, протяженностью 170 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 170 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2034 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-13 до Котельной диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2042 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-1 до ТУ-37 диаметром 150 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение"
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2035 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-37 до Жилых домов, диаметром 150 мм, протяженностью 320 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 320 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2043 г
Таблица 7.2. Финансовые потребности для реализации проекта
Наименование
Характеристики
Итого стоимость по расчетам с НДС, тыс. руб.
Характеристика
Длина участка, м
Диаметр, мм
Стоимость, тыс. руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-15 до ТК-25 диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение от ТК-9 до ТК-11, средним диаметром 150 мм, протяженностью 210 м.(в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
Длина 210 м(в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
14099,12
Строительство
Подземная
Подземная
300
210
150
150
14099,12
Строительство участка тепловой сети от ТК-2 до ТК-1, диаметром 89 мм. 75 м надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали Строительство участка тепловой сети от ТК-1 до Кондитерского цеха, диаметром 40 мм. 35 м подземная бесканальная, изоляция в ППУ-ПЭ
Длина 75 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 89, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 35 м (в двухтрубном исполнении), подземная бесканальная, Ду 40, изоляция изоляция в ППУ-ПЭ
2496,31
Строительство
Надземная
Подземная
75
35
89
40
2496,31
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-38 до ТК-50 диаметром 200 мм, протяженностью 54 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 54 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2715,46
Строительство
Подземная
54
200
2715,46
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-2 до ТК-61 диаметром 273 мм, протяженностью 100 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 100 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
4041,01
Строительство
Надземная
100
273
4041,01
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-38 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
8371,14
Строительство
Надземная
200
273
8371,14
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-35 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
9297,17
Строительство
Надземная
200
273
9297,17
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-3 диаметром 273 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 273, изоляция ППУ-ПЭ
12073,72
Строительство
Подземная
180
273
12073,72
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-9 диаметром 200 мм, протяженностью 235 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнени
Длина 235 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
18040,74
Строительство
Подземная
235
200
18040,74
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-11 до ТК-15 диаметром 150 мм, протяженностью 280 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 280 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
20543,16
Строительство
Подземная
280
150
20543,16
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-75 до ТК-86 диаметром 100 мм, протяженностью 120 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 120 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
4698,38
Строительство
Подземная
120
100
4698,38
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-85 до ТК-82 диаметром 100 мм, протяженностью 250 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 250 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 100, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
11939,0
Строительство
Надземная
250
100
11939,0
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-86 до ТК-90 диаметром 89 мм, протяженностью 340 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 340 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 89, изоляция ППУ-ПЭ
14282,98
Строительство
Подземная
340
89
14282,98
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-1 до ТК-4 диаметром 100 мм, протяженностью 170 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 170 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
7000,38
Строительство
Подземная
170
100
7000,38
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-13 до Котельной диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
17223,50
Строительство
Подземная
300
150
17223,50
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-1 до ТУ-37 диаметром 150 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение"
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
8684,77
Строительство
Подземная
180
150
8684,77
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-37 до Жилых домов, диаметром 150 мм, протяженностью 320 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 320 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
18830,86
Строительство
Подземная
320
150
18830,86
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-38 до ТК-50 диаметром 200 мм, протяженностью 54 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 54 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2715,46
Строительство
Подземная
54
200
2715,46
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-2 до ТК-61 диаметром 273 мм, протяженностью 100 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 100 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
4041,01
Строительство
Надземная
100
273
4041,01
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-38 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
8371,14
Строительство
Надземная
200
273
8371,14
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-35 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
9297,17
Строительство
Надземная
200
273
9297,17
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-3 диаметром 273 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 273, изоляция ППУ-ПЭ
12073,72
Строительство
Подземная
180
273
12073,72
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-9 диаметром 200 мм, протяженностью 235 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 235 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
18040,74
Строительство
Подземная
235
200
18040,74
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-11 до ТК-15 диаметром 150 мм, протяженностью 280 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 280 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
20543,16
Строительство
Подземная
280
150
20543,16
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-75 до ТК-86 диаметром 100 мм, протяженностью 120 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 120 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
4698,38
Строительство
Подземная
120
100
4698,38
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-85 до ТК-82 диаметром 100 мм, протяженностью 250 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкован
Длина 250 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
11939,00
Строительство
Подземная
250
100
11939,00
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-86 до ТК-90 диаметром 89 мм, протяженностью 340 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 340 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 89, изоляция ППУ-ПЭ
14282,98
Строительство
Подземная
340
89
14282,98
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-1 до ТК-4 диаметром 100 мм, протяженностью 170 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 170 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
7000,38
Строительство
Подземная
170
100
7000,38
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-13 до Котельной диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
17223,50
Строительство
Подземная
300
150
17223,50
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-1 до ТУ-37 диаметром 150 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение"
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
8 684,77
Строительство
Подземная
180
150
8 684,77
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-37 до Жилых домов, диаметром 150 мм, протяженностью 320 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 320 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
18830,86
Строительство
Подземная
320
150
18830,86
Всего
323395,20
323395,2
8. Топливные балансы
8.1 Общие положения
Перспективные топливные балансы разработаны в соответствии подпунктом 6 пункта 3 и пунктом 23 Требований к схемам теплоснабжения. В результате разработки в соответствии с пунктом 23 Требований к схеме теплоснабжения должны быть решены следующие задачи:
• установлены перспективные объемы тепловой энергии, вырабатываемой на всех источниках тепловой энергии, обеспечивающие спрос на тепловую энергию и теплоноситель для потребителей, на собственные нужды котельных, на потери тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям;
• установлены объемы топлива для обеспечения выработки тепловой энергии на каждом источнике тепловой энергии;
• установлены показатели эффективности использования топлива и предлагаемого к использованию теплоэнергетического оборудования.
8.2 Перспективные топливные балансы источников теплоснабжения по котельным ООО «ЖКХ Явас»
При прогнозировании необходимого количества топлива для котельных Явасского городского поселения рассматривался вариант обеспечения тепловой нагрузки от существующих котельных с наилучшими показателями работы (в частности – удельный расход топлива на выработку тепла) или строительство новых котельных.
Прогнозы по выработанной тепловой энергии и топливопотреблению рассматривались по котельным, которые задействованы в схеме теплоснабжения, со следующим допущением: отпуск тепловой энергии ведомственных котельных остаётся на уровне базового года. Перспективное значение удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии приведено на рисунке 8.1. и в таблице 8.1.
Рисунок 8.1. Динамика НУР топлива на период 2020-2049 г.г.
Таблица 8.1. Перспективные плановые значения удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии
Показатель
Единицы измерения
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
2049 г.
Зона действия котельной №1, г. п. Явас (новое строительство)
Выработка тепловой энергии
Гкал
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
НУР топлива
кг.у.т.
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
Зона действия котельной №2, г. п. Явас (новое строительство)
Выработка тепловой энергии
Гкал
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
НУР топлива
кг.у.т.
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
Зона действия котельной №3, п. Озерный (новое строительство)
Выработка тепловой энергии
Гкал
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
НУР топлива
кг.у.т.
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
Зона действия котельной №4, п. Парца (новое строительство)
Выработка тепловой энергии
Гкал
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
НУР топлива
кг.у.т.
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
9. Оценка надежности системы теплоснабжения
9.1 Общие положения
Оценка надежности теплоснабжения разрабатываются в соответствии с подпунктом «и» пункта 19 и пункта 46 Требований к схемам теплоснабжения. Нормативные требования к надёжности теплоснабжения установлены в СНиП 41.02.2003 «Тепловые сети» в части пунктов 6.27-6.31 раздела «Надежность».
В СНиП 41.02.2003 надежность теплоснабжения определяется по способности проектируемых и действующих источников теплоты, тепловых сетей и в целом систем централизованного теплоснабжения обеспечивать в течение заданного времени требуемые режимы, параметры и качество теплоснабжения (отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, а также технологических потребностей предприятий в паре и горячей воде) обеспечивать нормативные показатели вероятности безотказной работы [Р], коэффициент готовности [Кг], живучести [Ж].
Расчет показателей системы с учетом надежности должен производиться для каждого потребителя. При этом минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы следует принимать для:
- источника теплоты Рит = 0,97; - тепловых сетей Ртс = 0,9;
- потребителя теплоты Рпт = 0,99;
- СЦТ в целом Рсцт = 0,9-0,97-0,99 = 0,86.
Нормативные показатели безотказности тепловых сетей обеспечиваются следующими мероприятиями:
- установлением предельно допустимой длины нерезервированных участков теплопроводов (тупиковых, радиальных, транзитных) до каждого потребителя или теплового пункта;
- местом размещения резервных трубопроводных связей между радиальными теплопроводами;
- достаточностью диаметров, выбираемых при проектировании новых или реконструируемых существующих теплопроводов для обеспечения резервной подачи теплоты потребителям при отказах;
- необходимость замены на конкретных участках конструкций тепловых сетей и теплопроводов на более надежные, а также обоснованность перехода на надземную или тоннельную прокладку;
- очередность ремонтов и замен теплопроводов, частично или полностью утративших свой ресурс.
Готовность системы теплоснабжения к исправной работе в течении отопительного периода определяется по числу часов ожидания готовности: источника теплоты, тепловых сетей, потребителей теплоты, а также - числу часов нерасчетных температур наружного воздуха в данной местности.
Минимально допустимый показатель готовности СЦТ к исправной работе Кг принимается 0,97.
Нормативные показатели готовности систем теплоснабжения обеспечиваются следующими мероприятиями:
- готовностью СЦТ к отопительному сезону;
- достаточностью установленной (располагаемой) тепловой мощности источника тепловой энергии для обеспечения исправного функционирования СЦТ при нерасчетных похолоданиях;
- способностью тепловых сетей обеспечить исправное функционирование СЦТ при нерасчетных похолоданиях;
- организационными и техническими мерами, необходимые для обеспечения исправного функционирования СЦТ на уровне заданной готовности;
- максимально допустимым числом часов готовности для источника теплоты. Потребители теплоты по надежности теплоснабжения делятся на две категории:
Первая категория - потребители, не допускающие перерывов в подаче расчетного количества теплоты и снижения температуры воздуха в помещениях, ниже предусмотренных ГОСТ 30494.
Например, больницы, родильные дома, детские дошкольные учреждения с круглосуточным пребыванием детей, картинные галереи, химические и специальные производства, шахты и т.п.
Вторая категория - потребители, допускающие снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не более 54 ч:
- жилых и общественных зданий до 12 °С;
- промышленных зданий до 8 °С.
9.2 Методика расчета вероятности безотказной работы тепловых объектов
9.2.1 Термины и определения
Термины и определения, используемые в данном разделе, соответствуют определениям ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике».
Надежность - свойство участка тепловой сети или элемента тепловой сети сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность обеспечивать передачу теплоносителя в заданных режимах и условиях применения и технического обслуживания. Надежность тепловой сети и системы теплоснабжения является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.
- Безотказность - свойство тепловой сети непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки;
- Долговечность - свойство тепловой сети или объекта тепловой сети сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта;
- Ремонтопригодность - свойство элемента тепловой сети, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта;
- Исправное состояние - состояние элемента тепловой сети и тепловой сети в целом, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;
- Неисправное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;
- Работоспособное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;
- Неработоспособное состояние - состояние элемента тепловой сети, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых тепловая сеть способна частично выполнять требуемые функции;
- Предельное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно;
- Критерий предельного состояния - признак или совокупность признаков предельного состояния элемента тепловой сети, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией. В зависимости от условий эксплуатации для одного и того же элемента тепловой сети могут быть установлены два и более критериев предельного состояния;
- Дефект - по ГОСТ 15467;
- Повреждение - событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния;
- Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния элемента тепловой сети или тепловой сети в целом;
- Критерий отказа - признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния тепловой сети, установленные в нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
Для целей перспективной схемы теплоснабжения термин «отказ» будет использован в следующих интерпретациях:
- отказ участка тепловой сети - событие, приводящие к нарушению его работоспособного состояния (т.е. прекращению транспорта теплоносителя по этому участку в связи с нарушением герметичности этого участка);
- отказ теплоснабжения потребителя - событие, приводящее к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12 °С, в промышленных зданиях ниже +8 °С (СНиП 41-02-2003. Тепловые сети).
При разработке схемы теплоснабжения для описания надежности термины «повреждение» «инцидент» будут употребляться только в отношении событий, к которым может быть применена процедура отложенного ремонта, потому что в соответствии с ГОСТ 27.002-89 эти события не приводят к нарушению работоспособности участка тепловой сети и, следовательно, не требуют выполнения незамедлительных ремонтных работ с целью восстановления его работоспособности. К таким событиям относятся зарегистрированные «свищи» на прямом или обратном теплопроводах тепловых сетей. Тем не менее, ремонтные работы по ликвидации свищей требуют прерывания теплоснабжения (если нет вариантов подключения резервных теплопроводов), и в этом смысле они аналогичны «отложенным» отказам.
Мы также не будем употреблять термин «авария», так как это характеристика «тяжести» отказа и возможных последствие его устранения. Все упомянутые в этом абзаце термины устанавливают лишь градацию (шкалу) отказов.
9.2.2 Методика расчета надежности теплоснабжения
9.2.2.1 Расчет надежности теплоснабжения не резервируемых участков тепловой сети
В соответствии со СНиП 41-02-2003 расчет надежности теплоснабжения должен производиться для каждого потребителя, при этом минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы следует принимать (пункт «6.28») для:
- источника теплоты Рит = 0,97;
- тепловых сетей Ртс = 0,9;
- потребителя теплоты Рпт = 0,99;
- СЦТ в целом Рсцт = 0, 9-0, 97-0, 99 = 0, 86.
Расчет вероятности безотказной работы тепловой сети по отношению к каждому потребителю осуществляется по следующему алгоритму:
Определяется путь передачи теплоносителя от источника до потребителя, по отношению к которому выполняется расчет вероятности безотказной работы тепловой сети.
На первом этапе расчета устанавливается перечень участков теплопроводов, составляющих этот путь.
Для каждого участка тепловой сети устанавливаются: год его ввода в эксплуатацию, диаметр и протяженность.
На основе обработки данных по отказам и восстановлениям (времени, затраченном на ремонт участка) всех участков тепловых сетей за несколько лет их работы устанавливаются следующие зависимости:
- λ0 средневзвешенная частота (интенсивность) устойчивых отказов - участков в конкретной системе теплоснабжения при продолжительности эксплуатации участков от 3 до 17 лет (1/км/год); - средневзвешенная частота (интенсивность) отказов для участков тепловой сети с продолжительностью эксплуатации от 1 до 3 лет; средневзвешенная частота (интенсивность) отказов для участков тепловой сети с продолжительностью эксплуатации от 17 и более лет; - средневзвешенная продолжительность ремонта (восстановления) участков тепловой сети; средневзвешенная продолжительность ремонта (восстановления) участков тепловой сети в зависимости от диаметра участка;
Частота (интенсивность) отказов каждого участка тепловой сети измеряется с помощью показателя λi, который имеет размерность [1/км/год] или [1/км/час]. Интенсивность отказов всей тепловой сети (без резервирования) по отношению к потребителю представляется как последовательное (в смысле надежности) соединение элементов, при котором отказ одного из всей совокупности элементов приводит к отказу все системы в целом. Средняя вероятность безотказной работы системы, состоящей из последовательно соединенных элементов будет равна произведению вероятностей безотказной работы:
Интенсивность отказов всего последовательного соединения равна сумме интенсивностей отказов на каждом участке, [1/час],
где протяженность каждого участка, [км]. И, таким образом, чем выше значение интенсивности отказов системы, тем меньше вероятность безотказной работы. Параметр времени в этих выражениях всегда равен одному отопительному периоду, т.е. значение вероятности безотказной работы вычисляется как некоторая вероятность в конце каждого рабочего цикла (перед следующим ремонтным периодом).
Интенсивность отказов каждого конкретного участка может быть разной, но самое главное, она зависит от времени эксплуатации участка (важно: не в процессе одного отопительного периода, а времени от начала его ввода в эксплуатацию). В нашей практике для описания параметрической зависимости интенсивности отказов мы применяем зависимость от срока эксплуатации, следующего вида, близкую по характеру к распределению Вейбулла:
где – срок эксплуатации участка [лет].
Характер изменения интенсивности отказов зависит от параметра α: при α < 1, она монотонно убывает, при α > 1 - возрастает; при α = 1 функция принимает вид А λ0 - это средневзвешенная частота (интенсивность) устойчивых отказов в конкретной системе теплоснабжения.
Обработка значительного количества данных по отказам, позволяет использовать следующую зависимость для параметра формы интенсивности отказов:
5. По данным региональных справочников по климату о среднесуточных температурах наружного воздуха за последние десять лет строят зависимость повторяемости температур наружного воздуха (график продолжительности тепловой нагрузки отопления). При отсутствии этих данных зависимость повторяемости температур наружного воздуха для местоположения
тепловых сетей принимают по данным СНиП 2.01.01.82 или Справочника «Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей».
6. С использованием данных о теплоаккумулирующей способности абонентских установок определяют время, за которое температура внутри отапливаемого помещения снизится до температуры, установленной в критериях отказа теплоснабжения. Отказ теплоснабжения потребителя - событие, приводящее к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12 °С, в промышленных зданиях ниже +8 °С (СНиП 41-02-2003. Тепловые сети). Например, для расчета времени снижения температуры в жилом здании используют формулу:
где tв – внутренняя температура, которая устанавливается в помещении через время z в часах, после наступления исходного события, °С;
z – время, отсчитываемое после начала исходного события, ч; t’в – температура в отапливаемом помещении, которая была в момент начала исходного события, °С;
tн – температура наружного воздуха, усредненная на периоде времени z, °С;
Qо – подача теплоты в помещение, Дж/ч;
qоV – удельные расчетные тепловые потери здания, Дж/(чх°С); β – коэффициент аккумуляции помещения (здания), ч.
Для расчет времени снижения температуры в жилом задании до +12 °С при внезапном прекращении теплоснабжения эта формула при имеет следующий вид:
где tва – внутренняя температура, которая устанавливается критерием отказа теплоснабжения (+12 °С для жилых зданий).
Расчет проводится для каждой градации повторяемости температуры наружного воздуха, например, для города Саранска при коэффициенте аккумуляции жилого здания β= 40 часов.
7. На основе данных о частоте (потоке) отказов участков тепловой сети, повторяемости температур наружного воздуха и данных о времени восстановления (ремонта) элемента (участка, НС, компенсатора и т.д.) тепловых сетей определяют вероятность отказа теплоснабжения потребителя. В случае отсутствия достоверных данных о времени восстановления теплоснабжения потребителей используют эмпирическую зависимость для времени, необходимом для ликвидации повреждения, предложенную Е.Я. Соколовым:
где, a, b, c - постоянные коэффициенты, зависящие от способа укладки теплопровода (подземный, надземный) и его конструкции, а также от способа диагностики места повреждения и уровня организации ремонтных работ;
lсз – расстояние между секционирующими задвижками, м;
D - условный диаметр трубопровода, м.
Расчет выполняется для каждого участка и/или элемента, входящего в путь от источника до абонента:
- по уравнению 9.5 вычисляется время ликвидации повреждения на i -том участке;
- по каждой градации повторяемости температур с использованием уравнения 9.4 вычисляется допустимое время проведения ремонта;
- вычисляется относительная и накопленная частота событий, при которых время снижения температуры до критических значений меньше чем время ремонта повреждения;
- вычисляются относительные доли (см. уравнение 9.6) и поток отказов (см. уравнение 9.7.) участка тепловой сети, способный привести к снижению температуры в отапливаемом помещении до температуры в +12 град Ц.
- вычисляется вероятность безотказной работы участка тепловой сети относительно абонента
9.2.2.2 Расчет надежности теплоснабжения для резервированных участков тепловой сети
В системах теплоснабжения одним из самых распространенных способов повышения надежности является резервирование участков, суммы участков, целых магистральных выводов или насосных агрегатов, секционирующих задвижек и т.д. А наиболее часто применяемым способом расчета систем теплоснабжения с резервированием - приведение реальной системы теплоснабжения к эквивалентной модели параллельных или последовательно-параллельных соединений участков тепловой сети. Этот метод, конечно, является не единственным, но значительно более простым чем, например, «метод минимальных путей - минимальных сечений».
Однако, в любом случае, прежде чем решать задачу эквивалентирования схемы необходимо выполнить структурный анализ тепловой сети, который заключается в том, чтобы определить весь набор путей передачи теплоносителя от источника тепловой мощности к потребителю (узлу «сброса» (иногда «стока») тепловой нагрузки). Выявленные пути и их совместное рассмотрение позволяют свести схему к параллельному или последовательно параллельному соединению участков тепловой сети.
Все эти приемы и методы хорошо известны и широко применяются при структурном анализе сложных схем электрических сетей и неоднократно апробированы при анализе надежности схем теплоснабжения. Алгоритм решения задачи расчета надежности резервированных тепловых сетей сводится к следующим простым шагам и вычислениям.
Шаг 1. Выделяется потребитель, относительно которого выполняется расчет надежности вероятности безотказной работы теплоснабжения
Шаг 2. Выполняется структурный анализ тепловой сети, позволяющий выделить все пути, по которым можно осуществить передачу теплоносителя от источника до выделенного потребителя. В некоторых специализированных программных комплексах (например, «Теплограф», «Zulu») эта процедура осуществляется автоматически, что значительно сокращает время на структурный анализ тепловой сети.
Шаг 3. Составляется эквивалентная схема путей для расчета надежности теплоснабжения. Она будет состоять из параллельно-последовательных или последовательно-параллельных участков тепловой сети (в смысле надежности).
Шаг 4. Для всех последовательных участков пути, также как для не резервированных участков, рассчитывается их вероятность безотказной работы, в соответствии с методом, приведенным в разделе 2.2.1. По результатам расчетов определяются:
вероятность безотказной работы эквивалентного нерезервированного j –того пути
вероятность отказа эквивалентного нерезервированного j -того пути
параметр потока отказов эквивалентного нерезервированного j -того пути
среднее время безотказной работы эквивалентного нерезервированного j-того пути
среднее время восстановления (ремонта) эквивалентного нерезервированного j -того пути
При этом
Шаг 5. После сведения всех показателей надежности нерезервированных участков пути к эквивалентным значениям рассчитываются показатели надежности параллельных соединений участков пути, состоящих из эквивалентных последовательных:
вероятность безотказной работы эквивалентного резервированного k –того пути
вероятность отказа эквивалентного резервированного k -того пути
параметр потока отказов эквивалентного резервированного k -того пути
среднее время безотказной работы эквивалентного резервированного k –того пути
среднее время восстановления (ремонта) эквивалентного резервированного k -того пути
Шаг 6. Процедура расчета повторяется для последовательных (в смысле надежности) эквивалентных путей.
9.2.2.3 Оценка недоотпуска тепла потребителям
Выполнив оценку вероятности безотказной работы каждого магистрального теплопровода, легко определить средний (как вероятностную меру) недоотпуск тепла для каждого потребителя, присоединенного к этому магистральному теплопроводу.
Вычислив вероятность безотказной работы теплопровода относительно выбранного потребителя и, соответственно, вероятность отказа теплопровода относительно выбранного потребителя недоотпуск рассчитывается как:
где, - среднегодовая тепловая мощность теплопотребляющих установок потребителя (либо, по другому, тепловая нагрузка потребителя), Гкал/ч; np Q
Топ – продолжительность отопительного периода, час;
qmn – вероятность отказа теплопровода.
9.2.3 Результаты расчетов
Как было показано выше, реконструкция тепловых сетей в связи с исчерпанием физического ресурса действующих магистральных теплопроводов необходима для обеспечения теплоснабжения потребителей с надежностью, характеризующейся нормативными показателями, принятыми при их проектировании. К 2019 году эксплуатационная надежность тепловых сетей Явасского городского поселения в целом обеспечивалась за счет напряженной работы котельных ООО «ЖКХ Явас» по текущей ликвидации возникающих повреждений в тепловых сетях и недопущению их развития в серьезные аварии с тяжелыми последствиями.
Проведенный расчет надежности по некоторым путям магистральных теплопроводов показал результат ВБР, не превышающий 0,3, а на некоторых и менее (при нормативном значении равном 0,9). Такие результаты эксплуатационной надежности объясняются, прежде всего, практически полным исчерпанием физического ресурса тепловых сетей. Средневзвешенный срок их эксплуатации приближается к критическому, свыше 20 лет. Если не предпринять действенных мер долгосрочного характера по восстановлению эксплуатационного ресурса, то в ближайшие пять лет поток отказов на тепловых сетях зоны действия удвоится, и справляться с их своевременным устранением будет практически невозможно.
9.3 Расчет вероятности безотказной работы тепловых сетей в зоне действия энергоисточника Явасского городского поселения на отопительный период 2019 года
9.3.1 Вероятности безотказной работы не резервируемых магистральных теплопроводов тепловой сети
9.3.1.1 Общие положения
Вероятности безотказной работы на не резервируемых участков тепловой сети в модели первого уровня рассчитываются относительно тепловых камер, в которых к магистральным теплопроводам присоединены ответвления, обеспечивающие передачу тепловой энергии от магистральных теплопроводов Явасского городского поселения.
Вероятности безотказной работы рассчитываются для всех магистральных теплопроводов (как не резервируемых теплопроводов), реестр которых установлен в электронной модели теплоснабжения Явасского городского поселения.
9.4 Выводы и предложения по тепловым сетям
По варианту развития зоны действия теплоисточника Явасского городского поселения, при условии реализации предлагаемых мероприятий по реконструкции трубопроводов тепловых сетей с целью повышения показателей надежности, к концу рассматриваемого периода показатели вероятности безотказной работы потребителей будет соответствовать нормативной величине, требуемой в СНиП 41-02-2003.
С учетом представленных выше результатов расчетов была сформирована программа по реконструкции трубопроводов тепловых сетей с целью повышения показателей вероятности безотказной работы потребителей до нормативной величины, требуемой в СНиП 41 -02-2003. Капитальные затраты на осуществление рекомендуемых мероприятий были оценены в соответствии методикой, приведенной в разделе. «Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей и сооружений на них».
10 Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
10.1 Общие положения
Оценка инвестиций и анализ ценовых (тарифных) последствий реализации проектов схемы теплоснабжения разрабатываются в соответствии подпунктом «ж» пункта 4, пунктом 13 и пунктом 48 «Требований к схемам теплоснабжения», утвержденных постановлением Правительства РФ № 154 от 22 февраля 2012 года.
В соответствии с пунктами 13 и 48 Требований к схеме теплоснабжения должны быть разработаны и обоснованы:
– предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии на каждом этапе;
– предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение тепловых сетей и тепловых пунктов на каждом этапе;
– предложения по источникам инвестиций, обеспечивающих финансовые потребности.
10.2 Нормативно-методическая база для проведения расчетов
Финансово-экономические расчёты выполнены в соответствии со следующими нормативно-методическими документами:
«Руководство по подготовке промышленных технико-экономических исследований», ЮНИДО. М.: АОЗТ «Интерэксперт», 1995;
«Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов», утверждённые Минэкономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.;
«Практическое пособие по обоснованию инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений», разработанных ФГУП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект», М.,2002 г.;
«Методические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике» на стадии предТЭО и ТЭО», утверждённые приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 31.03.2008г. № 155 и заключением Главгосэкспертизы России от 26.05.99г. №24-16-1/20-113;
«Рекомендации по оценке экономической эффективности инвестиционного проекта теплоснабжения», НП «АВОК», 2006 г.;
«Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года (версия 2010 г.)», ЗАО «АПБЭ», 2010 г.;
«Коммерческая оценка инвестиционных проектов» (основные положения методики), Альт-Инвест, редакция 5.01 ноябрь 2004 г.
10.3 Макроэкономические параметры
10.3.1 Сроки реализации
Общий срок выполнения работ по Схеме, начиная с базового 2019 года, составляет 25 лет. Расчетный период действия схемы - 2049 г.
10.3.2 Основные подходы к расчету экономической эффективности
При оценке экономической эффективности вариантов Схемы были сформированы инвестиционные проекты для строительства тепловых сетей и реконструкции котельных Явасского городского поселения.
Оценка инвестиционных проектов на действующих предприятиях проводилась на основе «Приростного» метода построения финансовой модели. Данный метод основан на анализе только изменений (приращений), которые вносит проект в показатели деятельности организаций.
Для проведения исследований и анализа инвестиционных процессов в энергетике учитывается весь комплекс многофункциональных, взаимосвязанных элементов: темпы капитальных вложений, режимы загрузки агрегатов и связанные с ними объёмы товарной продукции (объёмы продаж), уровни прогнозных и текущих цен на топливо и тарифов на продукцию.
Экономическая эффективность вариантов Схемы теплоснабжения определялась по каждому инвестиционному проекту приведенным к 2019 году будущим доходом от реализации прироста объёма продукции, за вычетом всех сопутствующих производственных и инвестиционных затрат.
10.3.2.1 Потребность в инвестициях и источники финансирования
Общий объём необходимых инвестиций в осуществление каждого рассматриваемого проекта 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).
В качестве источника финансирования проектов по согласованию с организацией предусматривается плата за технологическое подключение, ремонтный фонд в тарифе, надбавка к тарифу, амортизационные отчисления.
Инвестиционные затраты в свою очередь представляют собой капиталовложения, проиндексированные с помощью соответствующих коэффициентов ежегодной инфляции инвестиций по годам освоения, с учетом НДС.
10.3.2.2 Программа производства и реализации
Программа производства включает в себя:
- по существующим котельным - прирост производства тепловой энергии;
- по существующим и строящимся тепловым сетям - прирост объёма передаваемой тепловой энергии.
При определении платы за подключение к теплосетям по вариантам Схемы учитывались следующие параметры:
– капвложения в теплосетевое хозяйство на каждый расчётный период;
– прирост тепловой нагрузки на теплоисточниках, отпускающих тепло в тепловые сети по которым планируются мероприятия.
10.3.2.3 Производственные издержки по теплоисточникам
В расчётах по теплоисточникам приняты следующие производственные издержки (приросты издержек):
– затраты на топливо;
– амортизационные отчисления, определяемые исходя из стоимости объектов основных средств и срока их полезного использования, в соответствии с "Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы", утверждённой Постановлением Правительства РФ №1 от 1 января 2002 г.;
– затраты на оплату труда персонала с учётом страховых отчислений, рассчитываемых исходя из фонда заработной платы и процентной ставки по страховым отчислениям;
– затраты на содержание и эксплуатацию оборудования (ремонтный фонд);
– прочие затраты (только для вновь строящихся теплоисточников).
При расчете экономической эффективности мероприятий в новые объекты теплоснабжения к учету принимались полные производственные издержки, описанные выше, а для существующих объектов теплоснабжения - только дополнительные переменные издержки (топливо), а также издержки, связанные с новыми капиталовложениями в проект (затраты на ремонт и амортизационные отчисления.
Затраты на топливо определены исходя из годового расхода топлива и его цены. Определение годового расхода топлива по теплоисточникам приведено в Обосновывающих материалах к схеме теплоснабжения Явасского городского поселения до 2049 г.
Расчёт амортизации в соответствии с «Налоговым кодексом РФ» для объектов со сроком службы более 20 лет производится по линейному методу.
Для распределения ремонтного фонда по годам эксплуатации теплоисточников принимался метод Усреднённых затрат через ежегодные отчисления в ремонтный фонд.
Определение затрат на ремонты теплосетей (ТС) и насосных станций (ПНС) осуществлялось в соответствии с СО 34.20.611-2003 "Нормативы затрат на ремонт в процентах от балансовой стоимости конкретных видов основных средств электростанций".
10.3.2.4 Производственные издержки по тепловым сетям
Производственные издержки по тепловым сетям включают в себя следующие элементы затрат:
– амортизационные отчисления по тепловой сети, определяемые исходя из стоимости объектов основных средств и срока их полезного использования, в соответствии с "Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы", утверждённой Постановлением Правительства РФ №1 от 1.01.2002 г.;
– затраты на оплату труда персонала с учётом страховых отчислений, рассчитываемых исходя из фонда заработной платы и процентной ставки по страховым отчислениям;
– затраты на ремонт;
– затраты на перекачку теплоносителя (электроэнергию);
– затраты на компенсацию потерь тепла в тепловой сети;
– прочие затраты.
Расчёт амортизации в соответствии с «Налоговым кодексом РФ» производится по линейному методу.
10.3.2.5 Результаты расчётов экономической эффективности сценариев развития системы теплоснабжения
Оценка экономической эффективности капиталовложений в развитие системы теплоснабжения Явасского городского поселения на период до 2049 г. по рассматриваемым вариантам каждого сценария проводилась с использованием следующих показателей, позволяющих судить об экономических преимуществах инвестиций: чистой приведённой стоимости (NPV); дисконтированного срока окупаемости (PBP, от начала проекта); дисконтированного срока окупаемости (PBP, от начала капвложений); период окупаемости; индекс доходности (ИД).
Эффективность рассматриваемого инвестиционного проекта характеризуется выше приведенной системой показателей, представляется соотношением затрат и результатов.
10.4 Объемы финансирования проектов, предложенных для включения в инвестиционную программу
Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии сформированы на основе мероприятий, прописанных в Обосновывающих материалах к схеме теплоснабжения.
10.4.1 Инвестиции в техническое перевооружение котельных явасского городского поселения
Предложения по техническому перевооружению источников тепловой энергии сформированы на основе мероприятия, прописанного в Обосновывающих материалах к схеме теплоснабжения.
Капитальные вложения в техническое модернизирование котельных Явасского городского поселения представлены в таблице 10.1. Общая потребность в финансировании проекта составляет 130166,8 тыс. руб. с НДС в т.ч. стоимость приобретенного оборудования.
Таблица 10.1. Финансовые потребности в реализацию проекта по технической модернизации котельных Явасского городского поселения.
Наименование объекта
Мероприятия
Год ввода в эксплуатацию
Финансовые потребности, тыс. руб., с НДС
Котельная №1, г. п. Явас
Строительство новой котельной, мощностью 7 МВт, и присоединительной тепловой сети 50 м. (2-х трубной) Ду273, подземное исполнение, изоляция ППУ-ПЭ.
2020 г.
50918,68
Котельная №2, г. п. Явас
Строительство новой котельной, мощностью 4 МВт и присоединительной тепловой сети 5 м. (2-х трубной) Ду219, подземное исполнение, изоляция ППУ-ПЭ.
2020 г.
29683,81
Котельная №3, п. Озерный
Строительство новой котельной, мощностью 2 МВт и присоединительной тепловой сети 20 м. (2-х трубной) Ду150, подземное исполнение, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г.
24440,96
Котельная №4, п. Парца
Строительство новой котельной, мощностью 3 МВт и присоединительной тепловой сети 20 м. (2-х трубной) Ду150, подземное исполнение, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г.
25123,37
ИТОГО
130166,8
10.4.2 Инвестиции в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение тепловых сетей и сооружений на них
Оценка стоимости капитальных вложений в реконструкцию и новое строительство тепловых сетей осуществлялась по укрупненным показателям базисных стоимостей по видам строительства (УПР), укрупненным показателям сметной стоимости (УСС), укрупненным показателям базисной стоимости материалов, видов оборудования, услуг и видов работ.
Полная сметная стоимость каждого проекта приведена в таблице 10.2. Согласно данной таблице полная стоимость проектов с НДС составляет 323395,20 тыс. руб.
Таблица 10.2. Финансовые потребности в реализацию проектов по развитию системы теплоснабжения части тепловых сетей (тыс. руб. с учетом НДС)
Наименование проекта
Период реализации проекта
Стоимость мероприятия, с НДС, тыс. руб.
Строительство тепловых сетей с оптимизацией диаметров трубопровода
-
-
Строительство тепловых сетей в связи с исчерпанием срока эксплуатации
2020 г.
323395,20
ИТОГО
323395,20
11 Обоснование предложений по определению единой теплоснабжающей организации
11.1 Общие положения
Понятие «Единая теплоснабжающая организация» введено Федеральным законом от 27.07.2012 г. №190 «О теплоснабжении» (ст.2, ст.15).
В соответствии со ст.2 ФЗ-190 единая теплоснабжающая организация определяется в схеме теплоснабжения. Для городов с численностью населения пятьсот тысяч человек и более единая теплоснабжающая организация утверждается уполномоченным федеральным органом власти (Министерство энергетики РФ).
В соответствии с пунктом 4 постановления Правительства РФ от 22.02.2012 г. № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» в схеме тепло-снабжения должен быть разработан раздел, содержащий обоснования решения по определению единой теплоснабжающей организации, который должен содержать обоснование соответствия предлагаемой к определению в качестве единой теплоснабжающей организации критериям единой теплоснабжающей организации, установленным в правилах организации теплоснабжения, утверждаемых Правительством Российской Федерации (пункт 40 ПП РФ № 154 от 22.02.2012).
Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей организации установлены постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 № 808 «Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации».
Правила организации теплоснабжения, утверждённые постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 № 808, в пункте 7 Правил устанавливают следующие критерии определения единой теплоснабжающей организации (далее ЕТО):
– владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
– размер собственного капитала;
– способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Рабочая тепловая мощность в соответствии с ПП РФ №808 - средняя приведенная часовая мощность источника тепловой энергии, определяемая по фактическому полезному отпуску источника тепловой энергии за последние 3 года работы.
Емкость тепловых сетей в соответствии с тем же постановлением - произведение протяженности всех тепловых сетей, принадлежащих организации на праве собственности или ином законном основании, на средневзвешенную площадь поперечного сечения данных тепловых сетей.
В соответствии с указанными пунктами постановлений Правительства РФ в схеме теплоснабжения разрабатываются:
– реестр зон действия всех существующих (на базовый период разработки схемы теплоснабжения) изолированных (технологически не связанных) систем теплоснабжения, действующих в административных границах поселения, городского округа;
– реестр зон действия перспективных изолированных систем теплоснабжения, образованных на базе действующих и перспективных (предлагаемых к строительству) источников тепловой энергии;
– реестр зон деятельности для выбора единых теплоснабжающих организаций, определённых в каждой существующей изолированной зоне действия в системе теплоснабжения.
11.2 Определение существующих изолированных зон действия теплоисточников в системе теплоснабжения Явасского городского поселения
В схеме теплоснабжения установлена следующая зона действия изолированных систем теплоснабжения (см. «Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения»). Зона действия, образованная на базе источников тепловой энергии котельных ООО «ЖКХ Явас». Тепловые сети в рассматриваемой зоне деятельности находятся в хозяйственном ведении и эксплуатируются одной организацией ООО «ЖКХ Явас». Перспективная зона деятельности энергоисточников сохраняется до 2049 года в основном в границах, действующих на 2019 год.
11.3 Выводы
После внесения проекта схемы теплоснабжения на рассмотрение теплоснабжающие и/или теплосетевые организации должны обратиться с заявкой на присвоение статуса ЕТО в одной или нескольких из определенных зон деятельности.
Решение о присвоении организации статуса ЕТО в той или иной зоне деятельности принимает для поселений, городских округов с численностью населения пятьсот тысяч человек и более, в соответствии с ч.2 ст.4 Федерального закона №190 «О теплоснабжении» и п.3. Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства РФ №808 от 08.08.2012 г., федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения (Министерство энергетики Российской Федерации).
Обязанности ЕТО установлены постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 № 808 «Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации» (п. 12 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных указанным постановлением). В соответствии с приведенным документом ЕТО обязана:
– заключать и исполнять договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых находятся в данной системе теплоснабжения при условии соблюдения указанными потребителями выданных им в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности технических условий подключения к тепловым сетям;
– заключать и исполнять договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя в отношении объема тепловой нагрузки, распределенной в соответствии со схемой теплоснабжения;
– заключать и исполнять договоры оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя в объеме, необходимом для обеспечения теплоснабжения потребителей тепловой энергии с учетом потерь тепловой энергии, теплоносителя при их передаче.
Границы зоны деятельности ЕТО в соответствии с п.19 Правил организации теплоснабжения могут быть изменены в следующих случаях:
– подключение к системе теплоснабжения новых теплопотребляющих установок, источников тепловой энергии или тепловых сетей, или их отключение от системы теплоснабжения;
– технологическое объединение или разделение систем теплоснабжения.
Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.
12 Воздействие на окружающую среду
12.1 Анализ воздействия энергоисточников на воздушный бассейн (существующее положение)
12.1.1 Краткая характеристика метеорологических условий и их влияние на рассеивание вредных веществ в атмосфере
Явасское городское поселение – муниципальное образование в Зубово-Полянском районе Республики Мордовия РФ.
В состав территории поселения входят исторически сложившиеся населенные пункты:
посёлок Явас,
посёлок Парца,
посёлок Лесной,
поселок Озерный.
К ним прилегают сельскохозяйственные угодья, пользования, территории природопользования.
Явас (мокш. Яваз) — посёлок городского типа в Зубово-Полянском районе Республики Мордовия, центр городского поселения.
Город расположен в северной части Зубово-Полянского района Республики Мордовия на берегу реки Явас, в 241,8 км от Саранска.
Озёрный - поселок в составе Явасского городского поселения Зубово - Полянского муниципального района. Посёлок – русский.
Границы:
с юга территория городского поселения граничит с Леплейским и Подлясовским сельскими поселениями;
с севера - с Теньгушевским районом Республики Мордовия;
с запада - с Рязанской областью;
с востока – с Торбеевским и Темниковским районами Республики Мордовия.
Парца - поселок в составе Явасского городского поселения Зубово - Полянского муниципального района. Парца (Парьхця), посёлок – мокш. Назван по реке Парца, на которой расположен.
Лесной - поселок в составе Явасского городского поселения Зубово - Полянского муниципального района. Лесной, посёлок – мокш. Находится недалеко от реки Вад.
Городское поселение занимает площадь в 26057 га.
Климат на территории посёлка городского типа умеренно-континентальный.
По строительно-климатическому районированию проектируемая территория расположена во II-м климатическом районе, подрайон II-В, который характеризуется: умеренной зимой, обусловливающей необходимую защиту зданий, значительной продолжительностью отопительного периода.
Приток прямой солнечной радиации изменяется от 5,0 (в декабре) до 58,6 кДж/см2 (в июне). Суммарная радиация за год 363,8 кДж/см2, радиационный баланс – 92,1 кДж/см2. Около 70 – 80% солнечной энергии идет на испарение, 20 – 30% затрачивается на нагревание воздуха. Среднегодовая температура воздуха колеблется от 3,5 до 4°С. Средняя температура самого холодного месяца (января) изменяется в пределах - 11,5… - 12,3 °С, абсолютная минимальная температура – минус 47° C. Средняя температура самого теплого месяца (июля) 18,9… 19,8 °С. Экстремальные значения температуры летом достигают 37 °С.
На рассматриваемой территории из геологических процессов получили: заболачивание, затопление, образование конуса выноса, эоловые процессы, процессы суффозии и эрозии, овраго- и оползнеобразования. Экзогенные геологические процессы обладают сильной и средней интенсивностью проявления.
Инженерно-геологический район характеризуется, как неблагоприятный для градостроительного освоения.
Надпойменные террасы охватывают слабо расчлененные плоские равнины на древних аллювиальных отложениях. С поверхности на глубину 1,5-4,0 м отложения надпойменных террас большей частью перекрыты слоем делювиальных суглинков.
Численность населения составляет – 7782 человека.
ПРИЛОЖЕНИЕ
1
Документ подписан ЭП 28.04.2020 17:37
Владелец: Дежуров Виктор Алексеевич
Глава администрации явасского городского поселения
АДМИНИСТРАЦИЯ ЯВАССКОГО ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ ЗУБОВО- ПОЛЯНСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА
Сертификат: 01455F8B0066AB96974A40614FF8C873E7
действителен с 19.02.2020 по 19.02.2021
Издатель: "ООО ""АйтиКом"""
Документ подписан ЭП 28.04.2020 15:49
Владелец: Дежуров Виктор Алексеевич
Глава администрации явасского городского поселения
АДМИНИСТРАЦИЯ ЯВАССКОГО ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ ЗУБОВО- ПОЛЯНСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА
Сертификат: 01455F8B0066AB96974A40614FF8C873E7
действителен с 19.02.2020 по 19.02.2021
Издатель: "ООО ""АйтиКом"""
РеспубликА Мордовия
Администрация
Явасского городского поселения
Зубово-Полянского муниципального района
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
№ 109/1 от 10 марта 2020 года
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ ЯВАССКОГО ГОРОДСКОГО ПОСЕЛЕНИЯ ЗУБОВО- ПОЛЯНСКОГО МУНИЦИПАЛЬНОГО РАЙОНА РЕСПУБЛИКИ МОРДОВИЯ ДО 2032 ГОДА.
В соответствии с Федеральным Законом от 06.10.2003 года № 131 –ФЗ « Об общих принципах организации местного самоуправления в Российской Федерации», Федеральным Законом от 27.07.2010 года № 190- ФЗ « О теплоснабжении» , Постановлением Правительства Российской Федерации от 22.02.2012 года № 154 « О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» Уставом Явасского городского поселения , Администрация Явасского городского поселения ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемую схему теплоснабжения Явасского городского поселения Зубово- Полянского муниципального района Республики Мордовия до 2032 года.
2. Признать утратившим силу Постановление администрации Явасского городского поселения № 172 от 17.04.2019 года « Об утверждении схем теплоснабжения Явасского городского поселения Зубово- Полянского муниципального района РМ»
3. Настоящее постановление вступает в силу со дня его подписания.
4. Контроль за исполнением настоящего Постановления возложить на заместителя главы администрации Явасского городского поселения – Коврину А.А.
Глава администрации
Явасского городского поселения
В.А. Дежуров.
Содержание
1.1.1. Описание эксплуатационных зон действия теплоснабжающих организаций
1.1.2. Описание структуры договорных отношений между теплоснабжающими организациями
1.1.3. Описание зон действия прочих источников тепловой энергии
1.1.4. Описание зон действия индивидуального теплоснабжения
1.2. Источники тепловой энергии
1.2.1. Общие положения
1.2.2. Состав и технические характеристики основного оборудования (структура основного оборудования)
1.2.3 Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности
1.2.4 Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
1.2.5 Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по продлению ресурса
1.2.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя
1.2.7. Среднегодовая загрузка оборудования
1.2.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети
1.2.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования источников тепловой энергии
1.2.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии
1.3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты
1.3.1. Общие положения
1.3.2. Общая характеристика тепловых сетей Явасского городского поселения.
1.3.3. Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики
1.3.4. Графики регулирования отпуска тепла в тепловые сети
1.3.5 Определение нормативных эксплуатационных технологических затрат и потерь теплоносителя.
1.4. Зоны действия источников тепловой энергии
1.4.1. Описание существующих зон действия источников тепловой энергии во всех системах теплоснабжения на территории поселения, городского округа, включая перечень котельных, находящихся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения
1.4.1.1 Зона котельных
1.4.1.2 Зоны действия крышных котельных
1.4.1.3 Зоны действия источников прочих муниципальных и ведомственных котельных
1.4.1.4 Зоны действия источников индивидуального теплоснабжения
1.4.2 Определение эффективного радиуса теплоснабжения
1.4.2.1 Наличие мощностей установленной, подключенной зарезервированной
1.4.2.2. Схемы выдачи тепловой мощности котельных
1.5 Тепловые нагрузки потребителей, групп потребителей в зонах действия источников тепловой энергии
1.5.1 Потребление тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха
1.5.2. Описание случаев (условий) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии
1.5.3. Значения расчетной тепловой нагрузки при расчётных температурах наружного воздуха в зонах действия источника тепловой энергии
1.5.4. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение
1.6 Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии
1.6.1 Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, резервы и дефициты тепловой мощности по котельным
1.7. Балансы теплоносителя
1.7.1. Основные требования к организации работы централизованных систем теплоснабжения
1.7.2. Котельная №1, г. п. Явас, ул. Дзержинского
1.7.3. Котельная №2, г. п. Явас, ул. Чернореченская
1.7.4. Котельная №3, п. Озерный
1.7.5. Котельная №4, п. Парца
1.8 Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом
1.9 Тарифы в сфере теплоснабжения
1.9.1 Утвержденные тарифы на тепловую энергию
2. Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения
2.1. Общие положения
2.2 Прогноз перспективной застройки
3. Электронная модель системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.1 Общее назначение электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.2.2 ГИС «Zulu»
3.2.3 Программно-расчетный комплекс «ZuluThermo»
3.2.3.1 Построение расчетной модели тепловой сети
3.2.3.2 Наладочный расчет тепловой сети
3.2.3.3 Поверочный расчет тепловой сети
3.2.3.4 Конструкторский расчет тепловой сети
3.2.3.5 Расчет требуемой температуры на источнике
3.2.3.6 Коммутационные задачи
3.2.3.7 Пьезометрический график
3.2.3.8 Расчет нормативных потерь тепла через изоляцию
3.3 База данных электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.4 Этапы создания электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.4.1 Информационно-графическое описание объектов системы теплоснабжения положения
3.4.2 Описание топологической связности объектов системы теплоснабжения
3.4.3..Отладка и калибровка электронной модели
3.4.4 Электронная модель перспективной системы теплоснабжения города
4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки
4.1 Общие положения
4.2. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на перспективу до 2049 г. с выделением этапов в 2020-2024 г.г., 2025-2029 г.г., 2030-2034 г.г., 2035-2039 г.г., 2040-2044 г.г., 2045-2049 г.г., при развитии систем теплоснабжения.
4.2.1 Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2024 г.
4.2.2. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2025-2029 г.г.
4.2.3. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2030-2034 г.г.
4.2.4. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2035-2039 г.г.
4.2.5. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2040-2044 г.г.
4.2.6. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2045-2049 г.г.
4.2.6. Выводы о резервах (дефицитах) тепловой мощности существующей системы теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой нагрузки
5. Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок
5.1. Общие положения
5.2 Перспективные объемы теплоносителя
5.3 Аварийные режимы подпитки тепловой сети
6. Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии
6.1. Общие положения
6.2 Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии
6.2.1 Техническое перевооружение источников теплоснабжения в период с 2020 до 2024 г.г.
6.2.1.1. Строительство котельной №1, г. п. Явас
6.2.1.2. Строительство котельной №2, г. п. Явас
6.2.1.3. Строительство котельной №3, п. Озерный
6.2.1.3. Строительство котельной №4, п. Парца
6.2.1.3. Вариант развития
6.2.1.4. Расчет технико-экономических показателей работы котельной
6.2.2. Развитие источников теплоснабжения в период с 2025 до 2029 г.г.
6.2.3. Развитие источников теплоснабжения в период с 2030 до 2034г.г.
6.2.4. Развитие источников теплоснабжения в период с 2035 до 2039г.г.
6.2.5. Развитие источников теплоснабжения в период с 2040 до 2044г.г.
6.2.6. Развитие источников теплоснабжения в период с 2045 до 2049г.г.
7 Предложения по строительству, реконструкции и техническому тепловых сетей и сооружений на них
7.1 Общие положения
7.2 Структура предложений и проектов по теплоснабжению объектов перспективной застройки
7.2.1 Структура предложений
7.2.2 Предложение по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей для обеспечения перспективной нагрузки
7.2.3 Оценка необходимых финансовых потребностей для реализации проекта
7.4 Строительство тепловых сетей с оптимизацией диаметров трубопроводов
7.5 Строительство тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
8. Топливные балансы
8.1 Общие положения
8.2 Перспективные топливные балансы источников теплоснабжения по котельным ООО «ЖКХ Явас»
9. Оценка надежности системы теплоснабжения
9.1 Общие положения
9.2 Методика расчета вероятности безотказной работы тепловых объектов
9.2.1 Термины и определения
9.2.2 Методика расчета надежности теплоснабжения
9.2.2.1 Расчет надежности теплоснабжения не резервируемых участков тепловой сети
9.2.2.2 Расчет надежности теплоснабжения для резервированных участков тепловой сети
9.2.2.3 Оценка недоотпуска тепла потребителям
9.2.3 Результаты расчетов
9.3 Расчет вероятности безотказной работы тепловых сетей в зоне действия энергоисточника Явасского городского поселения на отопительный период 2019 года
9.3.1 Вероятности безотказной работы не резервируемых магистральных теплопроводов тепловой сети
9.3.1.1 Общие положения
9.4 Выводы и предложения по тепловым сетям
10 Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
10.1 Общие положения
10.2 Нормативно-методическая база для проведения расчетов
10.3 Макроэкономические параметры
10.3.1 Сроки реализации
10.3.2 Основные подходы к расчету экономической эффективности
10.3.2.1 Потребность в инвестициях и источники финансирования
10.3.2.2 Программа производства и реализации
10.3.2.3 Производственные издержки по теплоисточникам
10.3.2.4 Производственные издержки по тепловым сетям
10.3.2.5 Результаты расчётов экономической эффективности сценариев развития системы теплоснабжения
10.4 Объемы финансирования проектов, предложенных для включения в инвестиционную программу
10.4.1 Инвестиции в техническое перевооружение котельных явасского городского поселения
10.4.2 Инвестиции в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение тепловых сетей и сооружений на них
11 Обоснование предложений по определению единой теплоснабжающей организации
11.1 Общие положения
11.2 Определение существующих изолированных зон действия теплоисточников в системе теплоснабжения Явасского городского поселения
11.3 Выводы
12 Воздействие на окружающую среду
12.1 Анализ воздействия энергоисточников на воздушный бассейн (существующее положение)
12.1.1 Краткая характеристика метеорологических условий и их влияние на рассеивание вредных веществ в атмосфере
ПРИЛОЖЕНИЕ
1.1. Функциональная структура организации теплоснабжения
1.1.1. Описание эксплуатационных зон действия теплоснабжающих организаций
На территории Явасского городского поселения в сфере теплоснабжения осуществляет производство и передачу тепловую энергию, обеспечивая теплоснабжение жилых и административных зданий, организация - ООО «ЖКХ Явас».
На балансе организации ООО «ЖКХ Явас» на территории Явасского посёлка городского типа находятся следующие котельные: котельная №1, г. п. Явас по ул.Дзержинского, котельная №2, г. п. Явас по ул. Чернореченская, котельная №3, п. Озерного, котельная №4, п. Парца.
Котельные, находятся на балансе ООО «ЖКХ Явас».
В котельной №1, г. п. Явас по ул. Дзержинского установлены два котла марки ДКВР-6,5 теплопроизводительностью 6,5 Гкал/ч каждый. В состав котельной входит: ГРП, дымовая труба, надземные газопроводы, инженерные сети и коммуникации. Производительность котельной 13 Гкал/ч.
В котельной №2, г. п. Явас по ул. Чернореченская установлены два котла марки КВЖ-3,5 теплопроизводительностью 3,01 Гкал/ч каждый. В состав котельной входит: ГРП, дымовая труба, надземные газопроводы, инженерные сети и коммуникации. Производительность котельной 6,02 Гкал/ч.
В котельной №3, п. Озерный установлены четыре котла марки КВЖ-3,5 теплопроизводительностью 0,86 Гкал/ч каждый. В состав котельной входит: ГРП, дымовая труба, надземные газопроводы, инженерные сети и коммуникации. Производительность котельной 3,44 Гкал/ч.
В котельной №4, п. Парца установлены четыре котла марки КСВ-2,9 теплопроизводительностью 2,5 Гкал/ч каждый. В состав котельной входит: ГРП, дымовая труба, надземные газопроводы, инженерные сети и коммуникации. Производительность котельной 10,0 Гкал/ч.
Для покрытия тепловых нагрузок котельные работают по температурному графику 95-70 °С. Суммарная присоединенная тепловая нагрузка потребителей котельных ООО «ЖКХ Явас» равна 12,395 Гкал/час.
Тепловые сети от котельных выполнены в двухтрубном исполнении. Система отопления зданий подсоединена к тепловым сетям по независимой схеме. Тепловые сети выполнены из стальных труб с тепловой изоляцией из минералваты, проложены в подземном и надземном исполнении. Циркуляция и подпитка теплоносителя осуществляется насосами, которые представлены в таблице 1.1. Общая протяженность тепловых сетей в двухтрубном исчислении от котельных составляет 15538,40 м. Компенсация тепловых удлинений осуществляется самокомпенсацией за счёт углов поворота трассы и П-образными компенсаторами. Зона действия котельных показана на рисунке 1.1.
Рисунок 1.1-Зона действия котельная №1, г. п. Явас и котельная №2, г. п. Явас
Рисунок 1.2 - Зона действия котельная №3, п. Озерный
Рисунок 1.3 - Зона действия котельная №4, п. Парца
В качестве сетки расчетных элементов территориального деления, используемых в качестве территориальной единицы представления информации, принята сетка кадастрового деления территории р.п. Явас, п. Озерный и п. Парца. При проведении кадастрового зонирования территории Зубово-Полянского района выделяются структурно-территориальные единицы - кадастровые зоны и кадастровые кварталы. Кадастровые зоны выделяются, как правило, в границах административных районов и включенных в городскую черту дополнительных территорий. Кадастровые кварталы выделяются в границах кварталов существующей поселковой застройки, красных линий, а также территорий, ограниченных дорогами, просеками, реками и другими естественными границами.
Кадастровый номер квартала представляет собой уникальный идентификатор, присваиваемый объекту учета и который сохраняется за объектом учета до тех пор, пока он существует как единый объект. При проведении кадастрового зонирования территории города выделяются структурно-территориальные единицы - кадастровые зоны и кадастровые кварталы.
Номер кадастрового квартала имеет иерархическую структуру и состоит из четырех частей – А: Б: В: В1.
где, А – номер Республики Мордовия в Российской Федерации (13); Б – номер Зубово - Полянского района (08); В – номер кадастровой зоны (административного района); В1 – номер кадастрового квартала.
Кадастровые зоны и кварталы покрывают территорию поселков без разрывов и перекрытий. Сетка кадастрового деления поселений загружена отдельным слоем в Электронную модель системы теплоснабжения Зубово-Полянского района.
Укрупненные фрагменты сетки кадастрового деления территории Зубово - Полянского района представлен на рисунке 1.4-1.6
Рисунок 1.4 - Сетка кадастрового деления территории г.п. Явас
Рисунок 1.5 - Сетка кадастрового деления территории п. Озерный
Рисунок 1.6 - Сетка кадастрового деления территории п. Парца
1.1.2. Описание структуры договорных отношений между теплоснабжающими организациями
По состоянию на 2019 г. в системах централизованного теплоснабжения - производство и транспортировку тепловой энергии осуществляет одна теплоснабжающие организации ООО «ЖКХ Явас», которая заключает договоры на продажу произведенной тепловой энергии на котельных населению. Оплата за потребленную тепловую энергию от потребителей поступает на счет ООО «ЖКХ Явас».
1.1.3. Описание зон действия прочих источников тепловой энергии
Сведения по зонам действия прочих источников тепловой энергии отсутствуют.
1.1.4. Описание зон действия индивидуального теплоснабжения
Зоны действия индивидуального теплоснабжения расположены в основном в частном секторе, где преобладает 1 этажная застройка, представлены на рисунке 1.7., а также в связи с планируемым вариантом развития системы теплоснабжения, планируется перевод на индивидуальное отопление жилые дома указанные в п. 6.2.1.3. Теплообеспечение всей малоэтажной индивидуальной застройки предполагается децентрализованное (индивидуальное), в виду экономически не выгодного присоединения их центральному теплоснабжению. Основным топливо индивидуальной застройки является природный газ.
Рисунок 1.7 - Зоны действия индивидуального теплоснабжения на территории Явасского городского поселения.
1.2. Источники тепловой энергии
1.2.1. Общие положения
Теплоснабжение от ООО «ЖКХ Явас» осуществляется от четырех котельных: котельная №1, г. п. Явас, котельная №2, г. п. Явас, котельная №3, п. Озерный, котельная №4, п. Парца, которые работают на природном газе. Тепловая мощность котельных 32,46 Гкал/ч, которой достаточно для теплоснабжения существующих потребителей. Регулирование отпуска тепловой энергии от источника осуществляется в основном по температурному графику 95-70 °С.
1.2.2. Состав и технические характеристики основного оборудования (структура основного оборудования)
Основные и вспомогательные оборудования котельной теплоснабжающей компании, которой достаточно для теплоснабжения существующих потребителей расположенные в Явасского городского поселения представлены в табл.1.1-1.2
Таблица 1.1-Характеристики котлоагрегатов котельных
№,
Тип
Установленная мощность
Год
Температурный
КПД по
котла
котла Гкал/час
ввода
график
режимной карте
Котельная №1, г. п. Явас
1
ДКВР-6,5
6,5
-
95-70
63,4%
2
ДКВР-6,5
6,5
-
95-70
63,4%
Котельная №2, г. п. Явас
1
КВЖ-3,5
3,01
-
95-70
85%
2
КВЖ-3,5
3,01
-
95-70
85%
Котельная №3, п.Озерный
1
КВ-ТС
0,86
-
95-70
77%
2
КВ-ТС
0,86
-
95-70
77%
3
КВ-ТС
0,86
-
95-70
77%
4
КВ-ТС
0,86
-
95-70
77%
Котельная №4, п. Парца
1
КСВ-2,9
2,5
-
95-70
60,2%
2
КСВ-2,9
2,5
-
95-70
60,2%
3
КСВ-2,9
2,5
-
95-70
60,2%
4
КСВ-2,9
2,5
-
95-70
60,2%
Таблица 1.2-Характеристика насосов котельных
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
Напор, Н, м
Мощность, кВт
м3/ч
Котельная №1, г. п. Явас
Сетевой Д 320/50
1
50
75
Сетевой Д 315/50
1
50
50
Сетевой Д 320/50
2
50
55
Подпиточный К 15/30
1
30
4
Подпиточный К 20/30
1
30
4,5
Подпиточный К 30/40
1
40
5,5
Подпиточный К 20/30
1
30
5
Котельная №2, г. п. Явас
Сетевой К 290/30
1
30
75
Сетевой К 160/30
1
30
30
Сетевой К 200/30
2
30
37
Подпиточный 3К-9
4
-
7,5
ГВС К 80/55
1
-
7,5
Котельная №3, п.Озерный
Двигатель асинхронный (сетевой)
3
-
30
Двигатель асинхронный (рециркуляционный)
2
-
20
Двигатель асинхронный (подпиточный)
1
-
15
Котельная №4, п. Парца
Двигатель асинхронный (сетевой)
3
-
55
Двигатель асинхронный (рециркуляционный)
2
-
55
Двигатель асинхронный (подпиточный)
1
-
55
Все оборудование котельной находится в исправном состоянии.
Котлы снабжены предохранительными устройствами, манометрами, запорной и регулирующей арматурой, питательными устройствами и приборами безопасности. Для защиты котлов, системы теплоснабжения и арматуры от коррозии, образования накипи в котельных предусмотрена автоматическая водоподготовительная установка. Обработка подпиточной воды включает в себя умягчающие фильтры очистки воды. Система умягчения воды состоит из натрий-катионитного фильтра с расположенным наверху блоком управления, бака-солерастворителя, используемого для приготовления регенерационного раствора фильтрующей среды. Принцип действия установки умягчения воды: умягчение воды основано на обмене ионов солей жесткости на ионы пищевой поваренной соли при фильтровании воды через слой ионообменной смолы.
Отвод дымовых газов осуществляется посредствам металлических газоходов через металлическую дымовую трубу.
1.2.3 Ограничения тепловой мощности и параметры располагаемой тепловой мощности
Техническое состояние водогрейных котлов и вспомогательного оборудования котельных ООО «ЖКХ Явас» – находятся в удовлетворительном состоянии.
1.2.4 Объем потребления тепловой энергии (мощности) и теплоносителя на собственные и хозяйственные нужды и параметры тепловой мощности нетто
Объем потребления тепловой энергии на собственные нужды котельной определяются расчетным путем согласно «Инструкция по организации в Минэнерго России работы по расчету и обоснованию нормативов удельного расхода топлива на выработаную электрическую и тепловую энергию от тепловых электрических станции и котельных», утвержденной Приказом Минэнерго России от «30» декабря 2008 г. № 323 и методических рекомендаций Роскоммунэнерго.
В состав общего расхода тепловой энергии на собственные нужды котельной в виде горячей воды или пара входят следующие элементы затрат: растопка, (продувка котлов); обдувка поверхностей нагрева; деаэрация (выпар); технологические нужды ХВО; отопление и хозяйственные нужды котельной, потери с излучением тепловой энергии теплопроводами, насосами, баками и т.п.; утечки, парение при опробовании и другие потери.
Расчеты расхода тепловой энергии на собственные нужды выполняются на каждый месяц и в целом за год. При этом, расчеты по отдельным статьям расхода тепловой энергии могут выполняться в целом за год с распределением его по месяцам пропорционально определяющему показателю (выработка тепловой энергии; число часов работы; количество пусков; температура наружнего воздуха; длительность отопительного периода и др.)
Котельная предназначена для теплоснабжения систем отопления жилых, общественных и других зданий. Основные характеристики котельных представлены в таблицах 1.3-1.
Таблица 1.3. – Характеристика котельной №1, г. п. Явас
Наименование котельной
Тип котла
Вид топлива
Теплопроизводительность котла
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Котельная №1, г. п. Явас
ул. Дзержинского
ДКВР-6,5
Газ
-
6,5
-
6,5
13
13
ДКВР-6,5
Газ
-
6,5
-
6,5
ИТОГО:
13
13
13
13
Таблица 1.4. – Характеристика котельной №2, г. п. Явас
Наименование котельной
Тип котла
Вид топлива
Теплопроизводительность котла
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Котельная
№2, г. п. Явас ул.Чернореченская
КВЖ-3,5
Газ
-
3,01
-
3,01
6,02
6,02
КВЖ-3,5
Газ
-
3,01
-
3,01
ИТОГО:
6,02
6,02
6,02
6,02
Таблица 1.5. – Характеристика котельной №3, п. Озерный
Наименование котельной
Тип котла
Вид топлива
Теплопроизводительность котла
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Котельная
№3, п. Озерный
КВ-ТС
Газ
-
0,86
-
0,86
3,44
3,44
КВ-ТС
Газ
-
0,86
-
0,86
КВ-ТС
Газ
0,86
0,86
КВ-ТС
Газ
0,86
0,86
ИТОГО:
3,44
3,44
3,44
3,44
Таблица 1.6. – Характеристика котельной №4, п. Парца
Наименование котельной
Тип котла
Вид топлива
Теплопроизводительность котла
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
по пару, т/ч
по гор. Воде, Гкал/ч
установленная
располагаемая
Котельная
№4, п. Парца
КСВ-2,9
Газ
-
2,5
-
2,5
10,0
10,0
КСВ-2,9
Газ
-
2,5
-
2,5
КСВ-2,9
Газ
2,5
2,5
КСВ-2,9
Газ
2,5
2,5
ИТОГО:
10,0
10,0
10,0
10,0
1.2.5 Срок ввода в эксплуатацию теплофикационного оборудования, год последнего освидетельствования при допуске к эксплуатации после ремонтов, год продления ресурса и мероприятия по продлению ресурса
Данные по паспортному значению назначенного срока службы котлов имеются и находятся на предприятиях.
В данный момент котельное оборудование с выработанным парковым ресурсом, но прошедшее техническое освидетельствование и диагностирование на предприятии отсутствует.
1.2.6. Способ регулирования отпуска тепловой энергии от источников тепловой энергии с обоснованием выбора графика изменения температур теплоносителя
Отпуск теплоты внешним потребителям от котельной осуществляется теплоносителем «горячая вода». Регулирование отпуска тепловой энергии от котельной принято качественное по нагрузке на нужды отопления. При изменении температуры наружного воздуха изменяется температура теплоносителя, сохраняя постоянный расход. Расчетные параметры теплоносителя 95/70 °С.
1.2.7. Среднегодовая загрузка оборудования
Среднегодовая загрузка основного оборудования по котельной приведена в табл.1.7.
Таблица 1.7. - Среднегодовая загрузка основного оборудования
Наименование котельной
Марка и № котлоагрегата
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Котельная №1, г. п. Явас
Котельная №1, г. п. Явас
ул. Дзержинского
ДКВР-6,5
743
670
742
718
0
0
0
0
742
743
719
743
ДКВР-6,5
743
670
742
718
0
0
0
0
742
743
719
743
Котельная №2, г. п. Явас
Котельная
№2, г. п. Явас ул.Чернореченская
КВЖ-3,5
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КВЖ-3,5
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
Котельная №3, п. Озерный
Котельная
№3, п. Озерный
КВ-ТС
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КВ-ТС
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КВ-ТС
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КВ-ТС
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
Котельная №4, п. Озерный
Котельная
№3, п. Парца
КСВ-2,9
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КСВ-2,9
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КСВ-2,9
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
КСВ-2,9
743
670
742
718
0
0
0
0
0
743
719
743
1.2.8. Способы учета тепла, отпущенного в тепловые сети
По всем источникам теплоснабжения ООО «ЖКХ Явас» учет тепла, отпущенного в тепловые сети, не ведутся по коммерческим приборам учета оборудованных системами передачи сигналов по системам телеизмерений в центральный диспетчерский пункт. Сведения по приборам коммерческого учета представлены в табл. 1.8.
Таблица 1.8. - Сведения по приборам коммерческого учета отпуска тепловой энергии в сеть
Объект
Счетчик
№ счетчика
Год выпуска
Корректор
№ корректора
Котельная №1, г. п. Явас
ул. Дзержинского
-
-
-
-
-
Котельная
№2, г. п. Явас ул.Чернореченская
-
-
-
-
-
Котельная №3, п. Озерный
-
-
-
-
-
Котельная №3, п. Парца
-
-
-
-
-
1.2.9. Статистика отказов и восстановлений оборудования источников тепловой энергии
Данные по отказам и восстановлениям на тепловых сетях ООО «ЖКХ Явас» не были представлены.
1.2.10. Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии
Предписания надзорных органов по запрещению дальнейшей эксплуатации источников тепловой энергии по ООО «ЖКХ Явас» отсутствуют.
1.3. Тепловые сети, сооружения на них и тепловые пункты
1.3.1. Общие положения
Общие характеристики тепловых сетей (протяженность в двухтрубном исчислении и средний по материальной характеристике диаметр трубопровода) и их динамика представлена в табл. 1.9. Протяженность теплосети (на период начала их эксплуатации теплоснабжающей организацией ООО «ЖКХ Явас») двухтрубном исчислении указано в таблице 1.9.
Таблица 1.9. – Общие характеристики тепловых сетей ООО «ЖКХ Явас».
Наименование теплоснабжающей и теплосетевой организации
Протяженность трубопроводов тепловых сетей в двухтрубном исчислении, м
Средний (по материальной характеристике) наружный диаметр трубопроводов тепловых сетей, м
Объем трубопроводов тепловых сетей, м3
Отопительный период
Летний период
1
2
3
4
5
Характеристика теплосети котельной №1, г. п. Явас в 2019 г.
ООО «ЖКХ Явас»
8691
0,104
130,49
-
Характеристика теплосети котельной №2, г. п. Явас в 2019 г
ООО «ЖКХ Явас»
2475
0,080
13,798
-
Характеристика теплосети котельной №3, п. Озерный в 2019 г
ООО «ЖКХ Явас»
1118,27
0,099
9,671
Характеристика теплосети котельной №3, п. Парца в 2019 г
ООО «ЖКХ Явас»
3962,13
0,115
46,45
1.3.2. Общая характеристика тепловых сетей Явасского городского поселения.
Как отмечено выше, тепловые сети Явасского городского поселения представлена структура тепловых сетей по их типу прокладки в таблице 1.10.
Таблица 1.10. - Структура тепловых сетей по их типу прокладки
Наименование теплоснабжающей и теплосетевой организации
Тип прокладки трубопроводов
Протяж. Труб. тс в двухтрубном исчислении, м
Сред. (по матер. характер.) наруж. диаметр труб. тс, м
1
2
3
4
Котельная №1, г. п. Явас
Надземная
2964
0,124
Подземная бесканальная
5727
Котельная №2, г. п. Явас
Надземная
907
0,072
Подземная бесканальная
1568
Котельная №3, п. Озерный
Надземная
-
Подземная бесканальная
1118,27
0,099
Котельная №4, п. Парца
Надземная
-
Подземная бесканальная
3962,13
0,115
Итого
15538,4
0,105
25% доля тепловых сетей приходится на надземный тип прокладки, 75% на подземный тип прокладки.
Рисунок 1.8. – Доля диаметров тепловых сетей.
1.3.3. Гидравлические режимы тепловых сетей и пьезометрические графики
Гидравлический режим тепловых сетей основывается на гидравлическом расчете. Основной задачей гидравлического расчета тепловых сетей является определение диаметров трубопроводов участков тепловой сети, потерь давления (напора) по всей сети и на отдельных ее участках.
Гидравлический расчет начинается с выбора главной магистрали. В качестве главной расчетной магистрали выбирают наиболее нагруженную и протяженную, соединяющую источник теплоснабжения с наиболее удаленным потребителем. При этом вычерчивают расчетную схему в одну линию с выделением отдельных участков. Расход теплоносителя в пределах каждого участка остается постоянным; границами участков являются ответвления (узлы).
После составления расчетной схемы принимают удельные потери давления по длине Кл: для расчетной, главной магистрали водяных тепловых сетей - 30...80 Па/м, ответвлений водяных тепловых сетей – по расчетному давлению, но не более 300 Па/м; паропроводов – 70... 150 Па/м; конденсато-проводов - 20...60 Па/м.
Результаты гидравлического режима представлены в табл. 1.11 - 1.18. В данном случае гидравлический расчет и разработка гидравлического режима осуществлялось в разрабатываемой электронной модели на программно-расчетном комплексе для систем теплоснабжения ZuluThermo.
Таблица 1.11. – Результаты гидравлического расчета от котельной №1, г. п. Явас (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТК-63
ул. Павлова 7
46,54
0,069
Подземная бесканальная
2,1182
0,178
1290,2
553,49
ТК-62
ул. Косарева 2а
105,81
0,05
Подземная бесканальная
1,0104
0,169
2934,29
1240,62
ТК-61
ул. Советская 18
29,92
0,069
Подземная бесканальная
2,2648
0,19
832,38
357,73
ТК-7
ул. Дзержинского 44
20,42
0,05
Подземная бесканальная
1,5792
0,264
580,04
249,68
ТК-12
ТК-13
51,95
0,069
Надземная
1,2957
0,086
340,4
267,51
ТК-13
ул. Дзержинского 19
37,2
0,05
Надземная
0,6475
0,264
145,99
109,3
ТК-13
ул. Дзержинского 21
90,03
0,05
Надземная
0,6481
0,265
162,21
121,45
ТК-34
ул. Дзержинского 2
107,78
0,069
Подземная бесканальная
2,7522
0,231
2912,51
1242,93
ТК-23
ул. Дзержинского 14
29,87
0,05
Подземная бесканальная
1,4117
0,236
765,57
333,77
ТК-18
ул. Дзержинского 20
29,53
0,05
Подземная бесканальная
0,6521
0,266
362,01
155,24
ТК-60
ТК-64
132,38
0,1
Подземная бесканальная
5,1143
0,198
4485,42
1895,43
ТК-64
ул. Павлова 13
61,31
0,05
Подземная бесканальная
0,5275
0,088
1682,38
717,96
ТК-64
ТК-65
249,3
0,1
Надземная
4,8416
0,157
5535,17
4394,68
ТК-66
ул. Лесная 19
87,12
0,05
Подземная бесканальная
2,4268
0,406
2378,7
1016,06
ТК-66
ул. Лесная 17
109,36
0,05
Подземная бесканальная
2,1525
0,36
2985,93
1271,83
ТК-56
ул. Советская 22
58,29
0,05
Подземная бесканальная
1,6849
0,282
1621,56
694,56
ТК-56
ТК-57
84,76
0,1
Подземная бесканальная
4,2507
0,165
2870,79
1225,57
ТК-55
ТК-56
115,25
0,1
Подземная бесканальная
5,9376
0,23
3908,2
1672,92
ТК-54
94
456,73
0,1
Надземная
6,9849
0,27
19249,45
14586,95
ТК-53
ТК-67
41,71
0,1
Надземная
13,0196
0,504
1765,12
1344,49
ТК-50
ТК-51
70,01
0,207
Надземная
49,1946
0,429
4034,03
2986,95
ТК-50
ул. Чернореченская 14
62,45
0,05
Подземная бесканальная
2,2953
0,384
1752,53
760,1
ТК-22
ул.Дзержинского 9
72,7
0,027
Подземная бесканальная
0,189
0,126
1609,48
662,78
ТК-68
ТК-74
21,02
0,069
Подземная бесканальная
3,1056
0,261
592,48
255,05
ТК-68
ТК-69
59,24
0,1
Надземная
8,8097
0,341
2498,66
1910,87
ТК-72
ул. Косарева 3а
50,16
0,05
Подземная бесканальная
2,7422
1,12
212,25
90,98
ТК-72
ТК-73
81,87
0,069
Подземная бесканальная
3,7548
0,316
2283,44
976,31
ТК-73
ул. Косарева 1
39,22
0,05
Подземная бесканальная
1,9676
0,329
1091,31
466,97
ТК-73
ул. Советская 16
62,58
0,05
Подземная бесканальная
1,7865
0,299
1741,31
742,97
ТК-2
ТК-35
123
0,309
Надземная
70,0594
0,244
7166,64
5672,08
ТК-36
Т35*
237,93
0,309
Надземная
74,3555
0,288
17629,52
13470,53
ТК-45
ул. Октябрьская 2
5
0,05
Подземная бесканальная
0,6033
0,096
186,41
80,07
ТК-45
ТК-46
59
0,069
Подземная бесканальная
4,211
0,28
2697,48
1152,57
ТК-2*
ТК-2
46,28
0,309
Надземная
170,1452
0,595
3449,28
2615,69
ТК-3
ТК-5
38,92
0,1
Подземная бесканальная
17,8674
0,692
1330,82
577,23
ТК-5
ТК-6
95,5
0,1
Подземная бесканальная
6,5611
0,254
3304,86
1413,86
ТК-6
ул. Дзержинского 46
17,58
0,069
Подземная бесканальная
1,5331
0,129
498,8
214,51
ТК-1*
ул.Тактаева 14
22,61
0,05
Подземная бесканальная
0,3665
0,061
641,4
276,13
ТК-100
ТК-36
125,05
0,309
Надземная
77,5033
0,3
9274,59
7071,45
ТК-100
Ростелеком
46,63
0,05
Подземная бесканальная
2,5773
0,431
1317,76
571,81
ТК-1
Кондитерский цех
67,51
0,05
Подземная бесканальная
1,0111
0,169
1915,35
823,9
ТК-2
ТК-3*
459,37
0,259
Подземная бесканальная
88,147
0,488
29184,42
12518,37
ТК-3
ТК-4
64,92
0,05
Подземная бесканальная
3,0361
0,508
1823,28
790,09
94
94*
41,31
0,1
Надземная
6,8441
0,265
1701,82
1322,46
ТК-95
ТК-96
83,14
0,1
Надземная
4,1442
0,16
3410,02
2658,03
ТК-96
ТК-97
118,55
0,1
Надземная
3,373
0,131
4828,75
3822,27
ТК-14
ул.Дзержинского.11
17
0,05
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТК-20
ул. Комсомольская. 1
3
0,05
Подземная бесканальная
0,2156
0,036
82,3
35,44
ТК-2
ТК-61
322,2
0,309
Надземная
81,9891
0,318
24009,87
18186,08
ТК-1
ТК-1*
57,51
0,517
Надземная
170,5536
0,234
6187,88
4839,24
ТК-1*
ТК-2*
25,36
0,517
Надземная
170,158
0,234
2727,86
2134,16
ТК-71
ул. Косарева 7
103,48
0,05
Подземная бесканальная
2,1753
0,364
2919,64
1243,61
ТК-97
ул. Косарева 20
124,87
0,1
Надземная
1,7232
0,067
5024,56
4087,42
ТК-97
Общежитие (Косарева16)
12,4
0,069
Подземная бесканальная
0,5362
0,045
336,09
144,77
ТК-96
Машин.учет
24,89
0,069
Подземная бесканальная
0,7697
0,065
677,85
292,96
ТК-95
Бункер
37,56
0,069
Подземная бесканальная
1,4498
0,122
1028,66
445,11
Т35*
ТК-37
114,74
0,309
Надземная
73,3358
0,284
8485,42
6500,78
ТК-8*
Конвоирование
57,27
0,069
Подземная бесканальная
4,7396
0,398
1617,66
692,35
ТК -60
ул. Советская 13
61,47
0,05
Подземная бесканальная
1,488
0,249
1718,21
738,24
ТК-55
ТК -60
289,48
0,207
Подземная бесканальная
-22,7706
-0,199
15834,31
6761,97
ТК-46
ул. Октябрьская 4
17
0,05
Подземная бесканальная
0,7308
0,299
505,53
216,28
ТК-46
ул.Первомайская 10
16
0,05
Подземная бесканальная
0,7294
0,298
475,79
203,61
ТК-46
ТК-47
25
0,069
Подземная бесканальная
2,7501
0,183
1139,59
487,32
ТК-47
ул. Октябрьская 6
8
0,05
Подземная бесканальная
0,7325
0,299
237,38
101,74
ТК-48
ул. Октябрьская 7
5
0,05
Подземная бесканальная
0,7446
0,304
148,02
63,45
ТК-49
ул. Октябрьская 9
5
0,05
Подземная бесканальная
1,2726
0,52
147,6
63,23
ТК-24
82,85
0,05
Подземная бесканальная
0,6504
0,103
1205,56
512,37
ТК-61
Дет.школа искусств
47,45
0,05
Подземная бесканальная
1,4147
0,237
1342,29
581,32
ТК-61
ТК-35
139,12
0,309
Подземная бесканальная
80,5166
0,312
9909,41
4243,85
ТК-11
Дет.сад №2
42,5
0,05
Подземная бесканальная
2,1995
0,368
1173,47
512,72
ТК-7
ТК-8*
451,78
0,069
Подземная бесканальная
7,4304
0,624
12832,95
5469,03
ТК-11
ТК-12
275,42
0,207
Надземная
21,343
0,186
15669,3
11673,32
Т35*
Учебный ЦентрУФСИН
26,69
0,05
Подземная бесканальная
0,9771
0,163
753,08
325,96
ТК-8*
ФКУ ЦИТОВ УФСИН
29,29
0,069
Подземная бесканальная
2,6871
0,226
827,33
354,17
ТК-70
ТК-72
180,49
0,069
Надземная
3,7563
0,316
6203,32
4783,13
ТК -60
ул. Советская 11
64,28
0,05
Подземная бесканальная
1,4268
0,239
1796,76
771,44
ТК-64
ТК-65
249,3
0,1
Надземная
4,5844
0,177
10289,27
8074,89
ТК-65
ТК-66
76,26
0,069
Надземная
4,5799
0,385
2528,69
2022,83
ТК-57
ФСБ
182,71
0,1
Подземная бесканальная
3,0386
0,118
6164,31
2619,26
ТК-11
ул. Дзержинского 19
42,94
0,05
Подземная бесканальная
0,1968
0,033
1185,61
498,93
ТК-13
ул. Дзержинского 14
35,49
0,05
Подземная бесканальная
1,4804
0,248
978,52
418,9
ТК-14
ул.Дзержинского24
21,86
0,05
Подземная бесканальная
0,296
0,05
60,07
26,28
Котельная 1
ТК-38
730,53
0,517
Надземная
171,9432
0,236
78892,2
61459,31
ТК-63
ул. Павлова 5
204,04
0,069
Подземная бесканальная
1,7918
0,151
5656,46
2384,47
Котельная 1
ТК-1
730,53
0,517
Надземная
171,9343
0,236
78892,2
61457,91
ТК-6
ул. Дзержинского 48
133,71
0,069
Подземная бесканальная
1,3607
0,114
3793,78
1604,82
ТК-5
ТК-7
59,26
0,069
Подземная бесканальная
11,3055
0,95
1684,38
721,41
ТК-7
ТК-8
256,36
0,05
Подземная бесканальная
2,2955
0,384
7281,98
3060,48
ТК-8
ул. Дзержинского 40
119,57
0,05
Подземная бесканальная
1,3392
0,224
3330,72
1410,73
ТК-8
ул. Дзержинского 42
27,73
0,05
Подземная бесканальная
0,9552
0,16
772,44
330,94
ТК-4
ул. Дзержинского 37
94,01
0,05
Подземная бесканальная
1,5699
0,263
2669,63
1136,45
ТК-4
ул. Дзержинского 35
79,18
0,05
Подземная бесканальная
1,4659
0,245
2248,5
958,24
ТК-3
ТК-9
403,78
0,207
Подземная бесканальная
31,8149
0,277
22191,45
9406,24
ТК-9
ТК-10
67,76
0,1
Подземная бесканальная
3,1708
0,123
2291,53
997,16
ТК-10
ул. Дзержинского 31
88,41
0,069
Подземная бесканальная
1,4802
0,124
2493,43
1062,99
ТК-10
ул. Дзержинского 33
148,72
0,069
Подземная бесканальная
1,6894
0,142
4194,36
1778,51
ТК-9
ТК-11
330,67
0,207
Надземная
28,612
0,25
19025,18
13931,55
ТК-11
ул. Первомайская 2
107,16
0,05
Подземная бесканальная
0,5037
0,08
1961,58
823,21
ТК-11
ТК-11
293,76
0,207
Надземная
23,7628
0,207
16810,05
12419,41
ТК-12
ул. Дзержинского 28
12,7
0,05
Подземная бесканальная
1,0857
0,182
349,42
152,68
ТК-12
ТК-14
35,77
0,207
Надземная
20,2354
0,176
2022,74
1514,53
ТК-14
ул. Дзержинского 17
49,68
0,05
Подземная бесканальная
0,6616
0,105
641,05
274,3
ТК-14
ТК-15
129,42
0,207
Надземная
19,9365
0,174
7312,44
5494,33
ТК-15
ТК-16
18,04
0,069
Подземная бесканальная
0,3494
0,029
495,24
212,69
ТК-16
ул. Дзержинского 22
38,8
0,05
Подземная бесканальная
0,3493
0,058
1067,4
451,93
ТК-16
ул. Дзержинского 24
43,18
0,05
Подземная бесканальная
0,655
0,268
300,84
129,28
ТК-15
ул. Дзержинского 13
80,09
0,05
Подземная бесканальная
0,2075
0,035
2198,64
895,37
ТК-15
ТК-18
84,88
0,207
Надземная
19,3693
0,169
4781,28
3610,83
ТК-24
ул. Октябрьская 19
370,18
0,05
Подземная бесканальная
1,5737
0,25
6781,27
2834,16
ТК-20
ул. Комсомольская 1
13,81
0,05
Подземная бесканальная
0,6447
0,102
112,98
48,6
ТК-35
ТК-100
184,58
0,309
Надземная
80,1138
0,31
13708,67
10435,44
ТК-35
Водоканал
27,78
0,05
Надземная
0,3779
0,063
864,91
640,32
ТК-69
ул. Советская 11
64,28
0,05
Подземная бесканальная
1,4701
0,6
455,42
195,1
ТК-71
ул. Косарева 5
75,32
0,05
Подземная бесканальная
2,8759
0,481
2125,12
908,86
ТК-71
ул. Косарева 7
10
0,05
Подземная бесканальная
2,8057
1,146
303,79
130,13
ТК-57
ТК-58
158,12
0,1
Подземная бесканальная
1,3082
0,042
3193
1349,66
ТК-19
ул. Дзержинского 18
26,89
0,05
Подземная бесканальная
0,2926
0,049
737,68
316,63
ТК-19
ул. Дзержинского 11
76,48
0,069
Подземная бесканальная
0,9412
0,079
2098,09
902,37
ТК-19
ТК-22
54,64
0,15
Надземная
14,3205
0,241
2673,9
2021,14
ТК-22
ул. Дзержинского 16
26,87
0,05
Подземная бесканальная
2,5514
0,427
735,66
320,85
ТК-22
ТК-23
77,37
0,15
Надземная
11,5779
0,195
3780,34
2850,63
ТК-25
ТК-26
203,78
0,1
Надземная
3,6275
0,14
8313,74
6523,37
ТК-26
ул. Октябрьская 16
56,87
0,05
Подземная бесканальная
0,941
0,157
1527,43
656,27
ТК-26
ТК-27
118,68
0,069
Надземная
2,6829
0,225
3887,53
3121,06
ТК-27
ТК-28
33,07
0,069
Подземная бесканальная
2,024
0,17
883,62
377,6
ТК-27
ул. Октябрьская 18
44,7
0,05
Подземная бесканальная
0,6579
0,11
1194,37
509,89
ТК-28
ул. Октябрьская 20
63,68
0,05
Подземная бесканальная
0,9386
0,157
1696,59
724,18
ТК-28
ул. Октябрьская 22
158,87
0,05
Подземная бесканальная
1,0851
0,182
4232,68
1779,76
ТК-25
ТК-29
141,05
0,15
Надземная
7,9374
0,133
6815,6
5320,47
ТК-29
ТК-31
43,47
0,15
Подземная бесканальная
5,8051
0,098
1913,96
819,11
ТК-31
ТК-32
24,9
0,15
Подземная бесканальная
5,8033
0,098
1094,78
468,84
ТК-32
ул. Дзержинского 6а
114,74
0,05
Подземная бесканальная
2,0432
0,342
3124,62
1333,46
ТК-32
ТК-33
96,5
0,1
Подземная бесканальная
3,7591
0,146
3199,48
1365,2
ТК-33
ул. Дзержинского 4
45,92
0,069
Подземная бесканальная
1,0046
0,084
1245,02
531,58
ТК-33
ТК-34
73,57
0,069
Подземная бесканальная
2,7528
0,231
1994,69
852,03
ТК-29
ТК-30
104,15
0,15
Подземная бесканальная
2,1265
0,036
4585,67
1949,11
ТК-30
ул. Садовая 27
29,06
0,069
Подземная бесканальная
2,1222
0,178
786,55
336,6
ТК-30
ул. Садовая 25
188,9
0,05
Подземная бесканальная
1,1657
0,185
1693,74
720,12
ТК-19
ТК-20
152,37
0,1
Надземная
3,8046
0,147
6295,61
4927,32
ТК-21
ул. Комсомольская 5
31,99
0,069
Подземная бесканальная
1,6547
0,139
875,96
374,72
ТК-21
ул. Комсомольская 4
48,69
0,069
Подземная бесканальная
1,9298
0,162
1333,25
569,71
ТК-44
ТК-45
5
0,069
Подземная бесканальная
4,8143
0,321
228,8
97,97
ТК-44
ул. Октябрьская 1
7
0,05
Подземная бесканальная
1,0595
0,433
208,97
89,77
ТК-43
ТК-44
153
0,1
Надземная
5,8771
0,19
4607,04
3651,53
ТК-42
ТК-43
87
0,1
Надземная
5,879
0,191
2629,24
2063,35
ТК-42
Школа
12
0,069
Подземная бесканальная
0,7587
0,051
550,62
237,03
ТК-41
ТК-42
246
0,1
Надземная
6,6429
0,215
7502,59
5821,73
ТК-41
ул. Комсомольская 32
34,15
0,05
Подземная бесканальная
1,8979
0,318
947,24
405,17
ТК-40
ТК-41
98,1
0,1
Надземная
1,8997
0,074
4095,13
3203,51
ТК-40
ул. Комсомольская 34
50,76
0,05
Подземная бесканальная
1,3637
0,228
1418,26
608,88
ТК-39
ТК-40
98,54
0,1
Надземная
3,2652
0,126
4156,73
3179,08
ТК-39
ул. Комсомольская 36
25,56
0,05
Подземная бесканальная
1,0722
0,179
717,96
310
ТК-38
ТК-39
88,2
0,1
Надземная
4,339
0,168
3746,81
2829,88
ТК-38
ТК-50
213,72
0,207
Надземная
51,5069
0,449
12338,7
9122,73
ТК-36
ООО Радуга (магазин в ж.д)
51,9
0,05
Подземная бесканальная
0,162
0,027
1465,72
600,05
ТК-51
ТК-53
117,97
0,207
Надземная
45,7763
0,399
6792,99
5033,93
ТК-51
ТК-52
88,66
0,1
Надземная
3,4127
0,132
3756,53
2887,89
ТК-52
ул. Косарева 11
77,31
0,069
Подземная бесканальная
1,7975
0,151
2183,01
930,74
ТК-52
ул. Косарева 9
47,44
0,069
Подземная бесканальная
1,6136
0,136
1339,57
572,61
ТК-67
ул. Чернореченская 12
34,43
0,05
Подземная бесканальная
1,1022
0,184
971,46
417,71
ТК-67
ТК-68
76,49
0,1
Надземная
11,9167
0,461
3233,4
2468,82
ТК-74
Дет.сад №1
102,98
0,05
Подземная бесканальная
3,1055
0,52
2915,54
1245,04
ТК-60
ул. Советская 13
61,47
0,05
Подземная бесканальная
1,5029
0,239
188,02
81,01
ТК-57
ул. Советская 24
55,96
0,05
Подземная бесканальная
1,2105
0,203
1550,71
662,29
ТК-59
ул. Советская 26
40
0,05
Подземная бесканальная
0,6819
0,108
294,46
125,96
ТК-59
ул. Советская 28
23,37
0,05
Подземная бесканальная
0,6249
0,099
184,04
78,8
ТК-58
ТК-59
30,72
0,05
Подземная бесканальная
1,3068
0,207
257,86
110,42
ТК-74
ул. Советская 9
53,25
0,05
Подземная бесканальная
2,5442
0,404
948,21
405,85
ТК-65
ул. Павлова 9
149,73
0,069
Подземная бесканальная
0,8468
0,056
1140,89
486,06
ТК-37
Больница
58,65
0,05
Подземная бесканальная
5,7504
0,913
189,21
81,58
ТК-37
Больница
147,14
0,15
Подземная бесканальная
17,4472
0,293
6695,66
2904,35
ТК-3*
ТК-3
511,47
0,259
Подземная бесканальная
52,7825
0,292
32522,36
13788,27
ТК-3*
ИК-11
91,06
0,15
Подземная бесканальная
29,2435
0,492
4170,8
1808,94
ТК-3*
ИК-8
42,1
0,15
Подземная бесканальная
6,0633
0,102
1928,29
835,37
ТК-11
ул.Дзержинского23 (СЭС)
218,66
0,1
Подземная бесканальная
2,1606
0,084
7371,11
3164,88
94*
ТК-95
46,24
0,1
Подземная бесканальная
5,5949
0,217
1546,14
660,78
94*
Косарева 14 (адм.зд №3)
91,81
0,069
Подземная бесканальная
1,2484
0,105
2521,45
1080,33
ТК-13
пер. Дзержинского 16
76,46
0,05
Подземная бесканальная
1,1678
0,195
2108,13
895,38
ТК-37
ТК-38
123,32
0,309
Надземная
55,868
0,216
9111,4
6946,25
ТК-16
ТК-17
291,63
0,069
Подземная бесканальная
1,8377
0,122
5165,02
2181,99
ТК-97
Админ.зд №5
26,4
0,069
Подземная бесканальная
1,1115
0,093
715,55
308,18
ТК-36
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
72,16
0,05
Подземная бесканальная
2,9633
0,496
2037,88
883,15
ТК-11
ТК-13
176,8
0,207
Надземная
2,6623
0,023
10117,16
7723,62
ТК-60
ФКУ ИК-13 ул. Советская 20 )
59,48
0,05
Подземная бесканальная
4,5288
0,758
1655,32
714,36
ТК-6
Казарма (ул.Дзержинского .51
305,93
0,069
Подземная бесканальная
3,6656
0,308
8680,22
3682,26
ТК-17
СЭС
51,28
0,05
Подземная бесканальная
0,5047
0,08
370,7
158,26
ТК-24
ТК-25
70,86
0,15
Надземная
11,5678
0,195
3432,57
2633,8
ТК-23
ТК-24
166,19
0,15
Надземная
11,5747
0,195
8097,98
6160,96
ТК-18
ТК-19
45,31
0,207
Надземная
19,3625
0,169
2547,07
1929,72
94
ИП Сайкин (Автомойка)
33,25
0,05
Подземная бесканальная
0,1327
0,022
913,43
378,82
ТК-12
ул. Комсомольская. 1
74,35
0,05
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТК-47
ТК-48
25
0,05
Подземная бесканальная
2,0174
0,32
927,27
396,47
ТК-48
ТК-49
20
0,05
Подземная бесканальная
1,2726
0,202
740,1
316,29
ТК-20
ТК-21
96,27
0,1
Надземная
3,5863
0,139
3922,77
3142
ТК-69
ТК-70
62,73
0,1
Надземная
8,8086
0,341
2639,73
2028,72
ТК-70
ТК-72
180,49
0,069
Надземная
6,7608
0,45
1775,6
1391,98
ТК-70
ТК-71
15,93
0,05
Надземная
5,0512
0,845
486,9
365,44
ТК-65
ТК-66
76,26
0,069
Надземная
3,9908
0,266
935,94
748,3
ТК-54
ТК -60
392,31
0,207
Надземная
25,7397
0,224
22470,83
16940,86
Котельная 1
ТК-1
730,53
0,517
Надземная
171,3909
0,235
78892,2
61485,32
ТК-55
ТК-60
44,18
0,1
Подземная бесканальная
16,833
0,652
1498,17
641,55
ТК-53
ТК-54
285,18
0,207
Надземная
32,7473
0,286
16401,52
12159,96
ТК-60
ТК-61
140,73
0,1
Подземная бесканальная
7,1891
0,278
4768,34
2042,86
ТК-61
ТК-62
46,25
0,1
Подземная бесканальная
4,9218
0,191
1566,54
669,24
ТК-62
ТК-63
26
0,1
Подземная бесканальная
3,9105
0,151
877,85
376,09
ТК-63
ул. Павлова 5
204,04
0,069
Подземная бесканальная
1,7743
0,149
5310,14
2237,33
Таблица 1.12. – Результаты гидравлического расчета от котельной №1, г. п. Явас (параметры по потребителям)
Наименование узла
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ООО Радуга (магазин в ж.д)
0,004
3,412
0,162
31,07
54,43
23,35
1682,5
ул.Дзержинского23 (СЭС)
0,062
6,38
2,157
28,12
55,28
27,16
2783,6
ул.Дзержинского 9
0,004
5,304
0,189
26,94
50,99
24,05
3556,9
ул. Дзержинского 48
0,041
5,081
1,36
27,77
59,24
31,47
2098,7
Ростелеком
0,086
6,866
2,577
29,93
60,21
30,27
1552,2
ул.Тактаева 14
0,012
3,038
0,366
32,36
60,83
28,47
810,7
ул. Дзержинского 46
0,05
5,389
1,533
27,91
59,2
31,28
1982,5
ул. Дзержинского 44
0,052
5,747
1,579
22,9
55,44
32,54
1949,1
ул. Дзержинского 42
0,028
4,794
0,955
17,32
51,77
34,45
2212,8
ул. Дзержинского 35
0,046
5,345
1,466
26,37
55,88
29,51
1974,6
ул. Дзержинского 33
0,05
5,633
1,688
28,34
57,35
29,01
2450,8
ул. Дзержинского 37
0,049
5,554
1,569
25,94
58,21
32,27
1989,5
ул. Дзержинского 31
0,045
5,266
1,479
28,5
56,9
28,4
2390,5
ул. Дзержинского 40
0,037
5,743
1,339
16,51
51,06
34,54
2304,6
ул. Дзержинского 28
0,033
4,547
1,086
27,62
52,31
24,69
3146,9
Бункер
0,041
5,34
1,45
25,89
47,97
22,08
3375,3
ул. Комсомольская 4
0,051
6,094
1,929
27,04
51,86
24,82
3726,9
Общежитие (Косарева16)
0,014
3,254
0,536
25,69
47,66
21,98
3551,9
Машин.учет
0,021
3,894
0,769
25,81
47,52
21,72
3445,8
ул. Комсомольская 5
0,044
5,64
1,654
27,1
51,76
24,66
3710,2
ИК-11
0,994
23,226
29,24
29,42
57,55
28,12
1410,1
ИК-8
0,205
10,507
6,062
30,19
53,13
22,94
1361,2
ул. Октябрьская 18
0,015
3,593
0,658
26,01
48,08
22,07
4165,8
ул. Октябрьская 20
0,021
4,302
0,938
25,76
47,75
22
4217,8
ул. Октябрьская 22
0,022
4,65
1,085
25,2
47,21
22,02
4313
ул. Октябрьская 16
0,023
4,278
0,941
26,47
47,85
21,38
4059,2
ул. Дзержинского 6а
0,052
6,408
2,043
24,8
51,63
26,84
4122,8
ул. Садовая 27
0,053
6,408
2,122
26,75
49,91
23,16
4072,9
Косарева 14 (адм.зд №3)
0,034
4,95
1,248
25,98
47,01
21,03
3383,4
Админ.зд №5
0,029
4,685
1,111
25,67
47,65
21,99
3565,9
ул. Дзержинского 4
0,025
4,412
1,004
26,66
51,75
25,09
4150,4
ул. Дзержинского 2
0,067
7,367
2,751
25,74
52,82
27,08
4285,9
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
0,098
7,459
2,963
28,41
59,04
30,63
1702,8
ул. Комсомольская 32
0,054
5,899
1,898
29,78
50,54
20,76
2425,6
ул. Комсомольская 34
0,041
4,994
1,364
29,93
50,61
20,68
2344,1
ул.Дзержинского24
0,009
3,477
0,296
27,65
51,95
24,29
3191,8
ул. Комсомольская 36
0,034
4,415
1,072
30,31
50,8
20,49
2220,4
ИП Оленина(магазин)
0,038
0
0
0
0
0
0
Кондитерский цех
0,033
4,225
1,011
32,1
61,55
29,45
798
ул. Чернореченская 14
0,074
6,578
2,295
28,18
49,18
21
2382,8
ул. Чернореченская 12
0,035
4,565
1,102
28
49,09
21,09
2584,5
Дет.сад №1
0,097
8,061
3,105
22,88
48,26
25,38
2750,5
ул. Косарева 11
0,055
5,779
1,797
28,99
48,81
19,82
2556,3
ИП Сайкин (Автомойка)
0,003
5,562
0,133
26,25
45,65
19,4
3283,5
ул. Дзержинского 19
0,005
3,136
0,197
27,91
51,92
24,01
2901,7
ул. Косарева 9
0,05
5,472
1,613
29,08
48,85
19,77
2526,5
ул. Косарева 20
0,041
5,831
1,721
25,66
47,67
22,01
3664,3
ул. Советская 16
0,051
6,11
1,786
22,94
48
25,06
3073,4
ул. Павлова 5
0,047
5,978
1,79
25,14
46,86
21,72
3936,5
ул. Косарева 1
0,057
6,398
1,967
23,14
45,86
22,72
3050,1
ул. Советская 18
0,067
6,691
2,265
25,63
45,33
19,7
3690,1
ул. Павлова 7
0,061
6,482
2,118
25,45
45,24
19,78
3779
ул. Павлова 13
0,014
3,217
0,527
26,01
45,52
19,51
3713,2
ул. Советская 22
0,049
5,725
1,685
26,45
45,74
19,29
3648,8
ул. Советская 24
0,034
4,843
1,21
26,67
45,85
19,18
3731,3
Дет.школа искусств
0,047
5,031
1,415
31,28
60,97
29,69
1229,3
ул. Лесная 17
0,055
0
2,152
22,36
35,08
12,72
4086,8
ул. Лесная 19
0,063
0
2,426
22,34
35,07
12,73
4064,5
Дет.сад №2
0,068
6,506
2,199
27,05
52,54
25,5
2901,2
ул. Дзержинского 22
0,009
3,146
0,349
27,54
51,73
24,19
3356,2
ул. Дзержинского 13
0,004
4,521
0,207
27,56
51,74
24,18
3379,4
ул. Дзержинского 16
0,075
7,034
2,551
26,63
50,67
24,04
3511
ул. Дзержинского 18
0,008
3,414
0,292
27,47
51,09
23,63
3456,4
Конвоирование
0,148
14,552
4,739
5,05
42,61
37,56
2437,8
ФКУ ЦИТОВ УФСИН
0,084
10,586
2,687
5,79
42,89
37,09
2409,8
ул. Косарева 2а
0,027
4,488
1,01
25,18
45,1
19,92
3812,3
Учебный ЦентрУФСИН
0,032
4,201
0,977
30,69
48,67
17,98
1895,3
ул. Дзержинского 11
0,026
4,239
0,941
27,43
51,07
23,64
3506
ул. Советская 13
0,045
5,342
1,488
27,22
46,13
18,91
3247,3
ФСБ
0,083
7,656
3,035
26,86
47,75
20,89
3858
ул. Дзержинского 14
0,041
5,297
1,48
27,88
51,3
23,42
2777,3
пер. Дзержинского 14
0,041
4,74
1,412
39,51
78,27
38,76
3591,4
ул. Советская 11
0,043
5,23
1,427
27,24
47,95
20,7
3250,1
пер. Дзержинского 16
0,031
4,709
1,167
27,77
51,25
23,48
2818,2
Водоканал
0,012
3,188
0,378
31,47
61,22
29,74
1348,8
ул. Комсомольская. 1
0,006
3,226
0,216
27,28
51,95
24,67
3584,9
ФКУ ИК-13 ул. Советская 20 )
0,137
9,914
4,529
21,27
43,14
21,87
3579
ул. Косарева 5
0,089
7,832
2,876
22,02
45,3
23,28
2839,7
ул. Косарева 7
0,066
6,769
2,175
22,57
45,58
23
2867,9
Казарма (ул.Дзержинского .51
0,112
8,555
3,663
25,1
53,57
28,47
2270,9
Больница
0,576
17,82
17,441
30,21
50,75
20,54
2130,4
Таблица 1.13. – Результаты гидравлического расчета от котельной №2, г. п. Явас (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТК-75
ИК-2
330,63
0,15
Подземная бесканальная
49,7879
0,837
14494,91
6246,54
ТК-94
ТК-93
55,61
0,069
Надземная
-1,0367
-0,087
1919,54
1459,41
ТК-93
ул. С. Камаева 1
3
0,05
Подземная бесканальная
0,1263
0,021
79,21
34,18
ТК-86
ООО Весна
23,56
0,05
Подземная бесканальная
1,0628
0,178
633,92
272,67
ТК-93*
ООО "БУИН" (Советская 2А)
161,34
0,027
Подземная бесканальная
0,0859
0,056
3419,26
700,79
ТК-93*
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
23,78
0,05
Подземная бесканальная
4,9637
0,831
625,38
269,22
ТК-94
ул. С. Камаева 4
38,05
0,05
Подземная бесканальная
0,164
0,027
991,82
410,62
ТК-85
ТК-75
73,65
0,1
Надземная
-25,8574
-1,001
3170,78
2354,18
ТК-91
ул. 40 лет Победы 2
80,52
0,05
Подземная бесканальная
1,4754
0,247
2157,34
927,52
ТК-82
ул. 40 лет Победы 10
32,2
0,05
Подземная бесканальная
1,4686
0,246
859,68
369,5
ТК-83
ТК-84
51,86
0,069
Надземная
4,0458
0,34
1798,18
1378,21
ТК-84
ул. 40 лет Победы 12
36,98
0,05
Подземная бесканальная
1,7579
0,294
985,88
421,82
ТК-84
ул. 40 лет Победы 14
80,59
0,05
Подземная бесканальная
2,2875
0,383
2148,52
916,75
ТК-79
ТК-85
51,17
0,1
Надземная
18,5969
0,72
2201,16
1639,51
ТК-85
ул. 40 лет Победы 2
80,52
0,05
Подземная бесканальная
1,4754
0,247
2157,34
927,52
ТК-85
ТК-86
53,17
0,1
Надземная
10,9005
0,422
2285,03
1719,1
ТК-86
ТК-87
108,6
0,1
Надземная
8,1393
0,315
4659,33
3516
ТК-86
ул. 40 лет Победы 4
19,05
0,05
Подземная бесканальная
1,6974
0,284
512,57
220,94
ТК-87
ул.Чернореченская 4
57,13
0,05
Подземная бесканальная
2,2873
0,383
1532,2
658,14
ТК-87
ТК-88
280,78
0,069
Подземная бесканальная
5,85
0,492
7530,39
3203,89
ТК-88
ул.Чернореченская 6а
20,77
0,05
Подземная бесканальная
0,5076
0,085
553
236,34
ТК-89
ул. Чернореченская 8
25,67
0,05
Подземная бесканальная
1,7905
0,3
682,23
292,76
ТК-88
ТК-89
79,39
0,069
Подземная бесканальная
5,3401
0,449
2113,75
904,26
ТК-89
ТК-90
136,58
0,069
Подземная бесканальная
3,5489
0,298
3629,89
1546,81
ТК-90
ул. Павлова 1
41,95
0,05
Подземная бесканальная
1,5103
0,253
1108,56
473,66
ТК-85
ТК-91
118,01
0,1
Надземная
6,2202
0,241
5071,58
3745,62
ТК-91
ул. Чернореченская 7
61,82
0,05
Подземная бесканальная
0,3944
0,161
1803,09
771,61
ТК-91
ТК-92
197,4
0,1
Надземная
6,2181
0,241
8427,96
6338,96
ТК-93
ТК-93*
260,43
0,05
Подземная бесканальная
5,0506
0,845
6876,17
2935,26
ТК-92
ТК-93
29,34
0,1
Надземная
6,2145
0,241
1238,96
943,8
ТК-92
ул. С. Камаева 2
30,26
0,05
Подземная бесканальная
0,3943
0,063
1099,71
474,44
ТК-92
ул. С. Камаева 1
52,24
0,05
Подземная бесканальная
0,3974
0,063
1898,5
799,75
ТК-93
ТК-94
55,61
0,069
Надземная
1,0387
0,087
1918,71
1459,45
ТК-94
ул. С. Камаева 4
38,05
0,05
Подземная бесканальная
0,1643
0,027
991,48
410,5
ТК-94
ул. С. Камаева 3
42,44
0,05
Подземная бесканальная
0,3899
0,062
1515,81
640,81
ТК-94
ул. С. Камаева 6
98,63
0,05
Подземная бесканальная
0,8727
0,146
2570,91
1089,64
ТК-83
ул. 40 лет Победы 11
170,24
0,05
Подземная бесканальная
1,234
0,206
4535,23
1904,33
ТК-80
ул. 40 лет Победы 6
36,1
0,05
Подземная бесканальная
2,1772
0,364
969,79
418,14
Котельная 2
ТК-75
133,09
0,207
Надземная
84,1552
0,734
7793,04
5777,09
ТК-75
ТК-76
289,83
0,1
Надземная
4,6769
0,181
12478,2
9073,01
ТК-76
ТК-77
236,4
0,1
Надземная
4,6717
0,181
9960,45
7546,67
ТК-77
ул. 40 лет Победы 9
55,36
0,05
Подземная бесканальная
1,3764
0,23
1430,96
618,71
ТК-77
ТК-78
69,12
0,069
Подземная бесканальная
3,2911
0,277
1786,64
759,48
ТК-90
ул. Чернореченская 10
58,57
0,05
Подземная бесканальная
2,0374
0,341
1547,75
661,2
ТК-78
ул. 40 лет Победы 13
46,4
0,05
Подземная бесканальная
1,2243
0,205
1189,6
516,75
ТК-78
ул. 40 лет Победы 7
213,86
0,517
Подземная бесканальная
2,0662
0,003
19842,16
8069,75
ТК-75
ТК-79
73,65
0,1
Надземная
29,6797
1,149
3170,89
2361,72
ТК-79
ТК-80
93,62
0,1
Надземная
11,0815
0,429
4027,22
3020,59
ТК-80
ТК-81
111,7
0,1
Надземная
8,9027
0,345
4790,97
3609,56
ТК-81
ТК-82
99,02
0,1
Надземная
6,7511
0,261
4228,74
3205,75
ТК-82
ТК-83
50,75
0,1
Надземная
5,2807
0,204
2156,37
1645,02
ТК-81
ул. 40 лет Победы 8
32,2
0,05
Подземная бесканальная
2,1495
0,36
862,54
371,66
Таблица 1.14. – Результаты гидравлического расчета от котельной №2, г. п. Явас (параметры по потребителям)
Наименование узла
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. С. Камаева 1
0,004
3,419
0,126
32,69
51,81
19,12
605,7
ИК-2
1,723
29,433
49,774
33,06
50,41
17,35
463,7
ул. Чернореченская 10
0,062
6,573
2,037
22,28
44,36
22,08
975
ООО Весна
0,036
4,295
1,063
33,22
53,21
19,99
334,6
ООО "БУИН" (Советская 2А)
0,003
4,615
0,086
4,71
43,29
38,58
1024,4
ул. 40 лет Победы 7
0,039
5,571
1,958
39,82
51
11,18
942,3
ул. 40 лет Победы 13
0,035
4,414
1,224
39,52
50,85
11,33
774,8
ул. 40 лет Победы 9
0,04
4,67
1,376
39,86
51,04
11,18
714,7
ул. 40 лет Победы 14
0,072
6,424
2,287
30,75
47,13
16,38
694,3
ул. 40 лет Победы 12
0,056
5,574
1,758
32,04
47,78
15,73
650,7
ул. 40 лет Победы 11
0,036
4,67
1,233
32,02
47,76
15,75
732,1
ул. 40 лет Победы 10
0,048
5,06
1,468
32,95
50,12
17,17
543,3
ул. 40 лет Победы 8
0,072
6,118
2,149
33,03
50,16
17,13
444,3
ул. 40 лет Победы 6
0,074
6,124
2,177
33,73
51
17,27
336,5
ул. 40 лет Победы 2
0,049
5,063
1,475
33,16
53,18
20,02
338,4
ул. 40 лет Победы 4
0,058
5,434
1,697
33,1
53,15
20,05
330,1
ул.Чернореченская 4
0,076
6,39
2,287
31,42
52,3
20,89
476,8
ул.Чернореченская 6а
0,016
3,155
0,508
26,03
47,69
21,66
721,2
ул. Чернореченская 8
0,057
6,039
1,79
24,15
46,74
22,6
805,5
ул. Павлова 1
0,046
5,62
1,51
22,9
46,12
23,22
958,4
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
0,153
18,048
4,964
2,36
37,74
35,37
886,9
ул. С. Камаева 4
0,004
3,137
0,164
32,65
52,92
20,27
696,3
ул. С. Камаева 3
0,014
3,089
0,3897
37,6
55,41
17,81
700,7
ул. С. Камаева 6
0,024
3,918
0,872
32,33
52,76
20,43
756,9
Таблица 1.15. – Результаты гидравлического расчета от котельной №3, п. Озерный (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Внутренний диаметр обратного трубопровода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
Котельная
ТК-1
19,83
0,15
0,15
Подземная бесканальная
36,8926
0,62
477,21
204,51
ТК-1
ТК-13
71,95
0,15
0,15
Подземная бесканальная
34,0526
0,573
1731,38
742,61
ТК-5
ТК-6
29,58
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,432
0,12
498,95
213,53
ТК-7
ТК-8
14,25
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,1807
0,099
238,62
102,18
ТК-8
8
15,06
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,4859
0,081
220,47
94,42
ТК-8
ТК-9
32,81
0,069
0,069
Подземная бесканальная
0,6946
0,058
548,95
234,3
ТК-9
7
13,81
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,6944
0,116
201,35
86,19
ТК-10
6
39,85
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,8587
0,144
576,05
246,64
ТК-10
ТК-11
26,95
0,082
0,082
Подземная бесканальная
0,0889
0,005
478,62
196,62
ТК-11
5
11,51
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,0886
0,015
159,49
67,81
ТК-13
ТК-14
177,89
0,15
0,15
Подземная бесканальная
1,3329
0,022
4284,08
1791,16
ТК-4
ТК-5
16,92
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,4321
0,12
284,86
122,32
ТК-4
ТК-10
165,01
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,9506
0,037
3333,71
1401,97
ТК-1
ТК-2
51,75
0,1
0,1
Подземная бесканальная
2,4592
0,095
1067,4
450,31
ТК-6
ТК-7
85,58
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,1814
0,099
1441,47
614,16
ТК-6
1
13,34
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,2503
0,041
196,61
84,3
ТК-1
2
13,79
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,3799
0,015
284,43
121,48
ТК-13
9
117,53
0,15
0,15
Подземная бесканальная
32,7168
0,55
2830,45
1213,18
ТК-14
4
61,63
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,3256
0,111
1034,25
441,81
ТК-2
ТК-4
228
0,1
0,1
Подземная бесканальная
11,3267
0,367
9940,63
4244
ТК-2
ТК-4
147,7
0,1
0,1
Подземная бесканальная
2,3853
0,092
2998,89
1278,85
ТК-2
3
15
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,0729
0,003
512,67
211,8
Таблица 1.16. – Результаты гидравлического расчета от котельной №3, п. Озерный (параметры по потребителям)
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Высота здания потpебителя, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. Гагарина 1
96
3,8
0,015
3,981
0,486
9,44
18,72
9,28
380,7
ул. Гагарина 2
96
3,8
0,021
4,762
0,694
9,42
18,71
9,29
412,2
ул. Центральная 1
97
6
0,025
0
0,859
9,48
17,74
8,26
424,1
ул. Центральная 3
97
6
0,002
0
0,088
9,61
17,8
8,2
422,7
Д/с
96,71
8
0,041
0
1,325
8,81
17,69
8,88
331,3
ул. Мира 1
96,3
8
0,008
0
0,25
9,55
18,47
8,92
279,1
ул. Лесная 3а
95,37
8
0,013
0
0,38
9,73
19,49
9,77
33,6
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
96,71
8
1,14
0
32,712
7,62
17,09
9,48
209,3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
94,8
3,5
0,002
3,159
0,073
9,7
20,05
10,35
86,6
Таблица 1.17. – Результаты гидравлического расчета от котельной №4, п. Парца (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Внутренний диаметр обратного трубопровода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТУ-18
ТУ-19
38
0,069
0,069
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТУ-1
Котельная
17,91
0,15
0,15
Подземная бесканальная
62,9911
1,059
884,67
379,11
Отряд7
ТУ-28
48,18
0,063
0,063
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТУ-37
ТУ-1
20
0,15
0,15
Подземная бесканальная
-22,6985
-0,382
982,75
422,76
ИК-13
ТУ-1
122
0,15
0,15
Подземная бесканальная
22,6985
0,382
6017,32
2576,28
ИК-14
ТУ-37
280
0,15
0,15
Подземная бесканальная
35,2161
0,592
13813,45
5927,32
Дет.сад
ТУ-37
550
0,15
0,15
Подземная бесканальная
2,2763
0,038
27025,66
10731,87
Группа домов
ТУ-37
350
0,15
0,15
Подземная бесканальная
3,2061
0,054
17198,15
7145,44
ТУ-17
Котельная
17,91
0,15
0,15
Подземная бесканальная
63,3794
1,066
884,17
378,89
ТУ-37
ТУ-17
275,73
0,15
0,15
Подземная бесканальная
28,1931
0,474
13611,35
5805,9
ИК-14
ТУ-17
275,73
0,15
0,15
Подземная бесканальная
35,1856
0,592
13611,35
5838,07
Таблица 1.18. – Результаты гидравлического расчета от котельной №4, п. Парца (параметры по потребителям)
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Высота здания потpебителя, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. Гагарина 1
96
3,8
0,015
3,981
0,486
9,44
18,72
9,28
380,7
ул. Гагарина 2
96
3,8
0,021
4,762
0,694
9,42
18,71
9,29
412,2
ул. Центральная 1
97
6
0,025
0
0,859
9,48
17,74
8,26
424,1
ул. Центральная 3
97
6
0,002
0
0,088
9,61
17,8
8,2
422,7
Д/с
96,71
8
0,041
0
1,325
8,81
17,69
8,88
331,3
ул. Мира 1
96,3
8
0,008
0
0,25
9,55
18,47
8,92
279,1
ул. Лесная 3а
95,37
8
0,013
0
0,38
9,73
19,49
9,77
33,6
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
96,71
8
1,14
0
32,712
7,62
17,09
9,48
209,3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
94,8
3,5
0,002
3,159
0,073
9,7
20,05
10,35
86,6
1.3.4. Графики регулирования отпуска тепла в тепловые сети
Регулирование отпуска тепловой энергии производиться по температурным графикам, в зависимости от температуры наружного воздуха и скорости ветра.
Температурные графики для отпуска тепла от энергоисточника были определены при проектировании системы теплоснабжения.
График 95-70 °С с максимальной температурой в подающем трубопроводе 70 °С.
Температура сетевой воды задается дежурным диспетчером в соответствии со среднесуточной температурой наружного воздуха, определенной по прогнозу погоды, в увязке с температурным графиком. На рисунке 1.9. приведен расчетный график отпуска тепла.
Рисунок 1.9. – Среднемесячные температуры наружного воздуха и теплоносителя.
1.3.5 Определение нормативных эксплуатационных технологических затрат и потерь теплоносителя.
К эксплуатационным технологическим затратам сетевой воды относятся:
– затраты теплоносителя на заполнение трубопроводов тепловых сетей перед пуском плановых ремонтов, а также при подключении новых тепловых сетей;
– технологические сливы теплоносителя средствами автоматического регулирования тепловой нагрузки и защиты;
– технически обоснованный расход теплоносителя на плановые эксплуатационные испытания;
– к утечке теплоносителя относятся технически неизбежные в процессе передачи и распределения тепловой энергии потери теплоносителя через не плотности в арматуре и трубопроводах тепловых сетей в пределах, установленных правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей.
Нормативные значения годовых потерь теплоносителя с его утечкой , , определяются по формуле:
где а – среднегодовая утечка теплоносителя, установленная правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей и правилами технической эксплуатации тепловых энергоустановок в пределах 0,25% среднегодовой емкости трубопроводов тепловой сети в час, – среднегодовая емкость тепловой сети, ; – продолжительность работы тепловой сети в течении года, ч; – среднегодовая часовая норма потерь теплоносителя, обусловленных утечкой, .
Значение среднегодовой емкости тепловой сети , , определяется по формуле:
где – емкость трубопроводов тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ; – продолжительность функционирования тепловой сети соответственно в отопительном и неотопительном периодах, ч.
Потери теплоносителя при авариях и других нарушениях нормального режима эксплуатации, а также превышающие нормативные значения показателей, приведенных выше, в утечку не включается.
Технологические затраты теплоносителя, связанные с вводом в эксплуатацию трубопроводов тепловых сетей, как новых, так и после планового ремонта или реконструкции, принимаются условно в размере 1,5-кратной емкости тепловой сети, находящейся в ведении организации, осуществляющей передачу тепловой энергии.
Технологические затраты теплоносителя, обусловленные его сливом приборами автоматики и защиты тепловых сетей и систем теплопотребления, определены конструкцией и технологией обеспечения нормального функционирования этих приборов.
Размеры затрат устанавливаются на основе информации, содержащейся в паспортах или технических условиях на указанные приборы, и уточняются в результате их регулировки. Значения годовых потерь теплоносителя в результате слива их этих приборов , определяются по формуле:
где m – технически обоснованный расход теплоносителя, сливаемого каждым из установленных типов средств автоматики или защиты, ; N – количество функционирующих средств автоматики и защиты, шт.; n – продолжительность функционирования однотипных средств автоматики и защиты в течении года, ч.
Технологические затраты теплоносителя при плановых эксплуатационных испытаниях тепловых сетей включает потери теплоносителя при выполнении подготовительных работ, отключении участков трубопроводов, их опорожнении и последующем заполнении. Нормирование этих затрат теплоносителя производится с учетом регламентируемой нормативными документами периодичности проведения упомянутых работ, а также утвержденных эксплуатационных норм затрат для каждого вида работ в тепловых сетях, находящихся на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии и теплоносителя.
Нормативные значения годовых технологических тепловых потерь с утечкой теплоносителя из трубопроводов тепловых сетей Гкал, определяются по формуле:
,
где – среднегодовая плотность теплоносителя при среднем значении температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, ; – среднегодовые температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С; – среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник теплоснабжения и используемой для подпитки тепловой сети, °С; c = 1 – удельная теплоемкость теплоносителя, ккал/кг·°С; b – доля массового расхода теплоносителя, теряемого подающим трубопроводом (при отсутствии данных принимается в пределах от 0,5 до 0,75).
Среднегодовые значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети определяются как средние из ожидаемых среднемесячных значений температуры теплоносителя по применяемому в системе теплоснабжения графику регулирования тепловой нагрузки, соответствующих ожидаемым среднемесячным значениям температуры наружного воздуха на всем протяжении работы тепловой сети в течении года.
Ожидаемые среднемесячные значения температуры наружного воздуха определяются как средние из соответствующих статических значений по информации метеорологических станций за последние 5 лет (при отсутствии таковой – в соответствии со СНиП 23-01-94 Строительная климатология и геофизика, М. 2000 г. Или климатологическим справочником).
Среднегодовое значение температуры холодной воды, подаваемой на источник для подпитки тепловой сети °С, определяется по формуле:
где – значения температуры холодной воды, поступающей на источник теплоснабжения в отопительном и летнем периодах, °С (при отсутствии достоверной информации = 5°С, = 15°С).
Нормативные технологические затраты тепловой энергии на заполнение трубопроводов после проведения планового ремонта и пуск в эксплуатацию новых сетей , Гкал, определяются по формуле с учетом плотности воды, используемой для заполнения:
где – затраты сетевой воды на заполнение трубопроводов и оборудования, находящегося на балансе организации, осуществляющей передачу тепловой энергии, ; - соответственно, температуры сетевой воды при заполнении и холодной воды в этот период , °С.
Нормативные технологические затраты тепловой энергии со сливами из средств авторегулирования и защиты (САРЗ) , Гкал, определяются по формуле:
где – затраты сетевой воды со сливами из САРЗ, определяемые в соответствии с настоящим Положением, ; – температура сливаемой сетевой воды, определяемая в зависимости от места установки САРЗ, и температура холодной воды за этот же период, °С; – среднегодовая плотность сетевой воды в подающем или в обратном трубопроводе, в зависимости от точек отбора сетевой воды, используемой в САРЗ, .
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленные утечкой теплоносителя, по периодам функционирования тепловой сети , , Гкал, определяются по формуле:
Нормативные значения эксплуатационных тепловых потерь, обусловленные утечкой теплоносителя, по месяцам в отопительном и неотопительном периодах , , Гкал, определяются по формулам:
где – среднемесячные значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети, °С; – средние значения температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах тепловой сети в отопительный период, °С; – среднемесячное значение температуры холодной воды.
По описанным выше методикам и исходным данным был проведен расчет нормативов технологических потерь при передаче тепловой энергии, результаты которого приведены в таблице 1.15.
Таблица 1.15. - Нормативы технологических затрат и потерь при передаче тепловой энергии на 2019г
Наименование населенного пункта
Наименование системы теплоснабжения
Наименование предприятия (филиала ЭСО), эксплуатирующего тепловые сети
Тип теплоносителя, его параметры <1>
Годовые затраты и потери теплоносителя <2>, (т)
Годовые затраты и потери тепловой энергии, Гкал
С утечкой
На пусковое заполнение
Всего
Через изоляцию
С затратами
теплоносителя
всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
гп.Явас
Котельная №1,
г. п. Явас
ООО «ЖКХ Явас»
Горячая вода
1636,346
130,49
1766,837
1291,474
150,266
1441,739
гп.Явас
Котельная №2,
г. п. Явас
ООО «ЖКХ Явас»
Горячая вода
173,024
13,798
186,822
700,568
17,366
717,934
п. Озерный
Котельная №3,
п. Озерный
ООО «ЖКХ Явас»
Горячая вода
121,277
9,671
130,949
169,663
12,172
181,836
п. Парца
Котельная №3,
п. Парца
ООО «ЖКХ Явас»
Горячая вода
528,480
46,450
628,929
622,740
58,462
681,203
По ЭСО в целом
Горячая вода
2459,127
200,409
2713,537
2784,445
238,266
3022,712
1.4. Зоны действия источников тепловой энергии
1.4.1. Описание существующих зон действия источников тепловой энергии во всех системах теплоснабжения на территории поселения, городского округа, включая перечень котельных, находящихся в зоне эффективного радиуса теплоснабжения
Теплоснабжение Явасского городского поселения осуществляется от котельных ООО «ЖКХ Явас». Тепловая мощность котельных №1, г. п. Явас 13 Гкал/ч., №2, г. п. Явас 6,02 Гкал/ч., №3, п. Озерный 3,44 Гкал/ч., №4, п. Парца 10,0 Гкал/ч., вполне достаточна для теплоснабжения всего поселения. Котельные работают на природном газе.
Вся нагрузка покрывается двумя котельными.
Количество подключенных зданий от котельной №1, г. п. Явас – 79 шт., от котельной №2, г. п. Явас – 23 шт., от котельной №3, п. Озерный-9шт., от котельной №4, п. Парца-12шт.
1.4.1.1 Зона котельных
Система централизованного теплоснабжения (СЦТ) состоит из четырех котельных расположенных в Явасском городском поселении. Распределение зон действия источников теплоснабжения СЦТ по улицам проекта планировки приведено в таблице 1.16.
Таблица 1.16. – Наименование районов проекта планировки
№ п/п
Наименование улиц планировки
Наименование источника теплоснабжения
1
г.п. Явас, ул. Дзержинского
ООО «ЖКХ Явас»
2
г.п. Явас, ул. Комсомольская
3
г.п. Явас, ул. Косарева
4
г.п. Явас, ул. Советская
5
г.п. Явас, ул. Чернореченская
6
г.п. Явас, ул. 40 лет Победы
7
п. Озерный, ул. Гагарина
8
п. Озерный, ул. Центральная
9
п. Озерный, ул. Лесная
10
п. Озерный, ул. Мира
11
п. Парца, ул. Лесная
1.4.1.2 Зоны действия крышных котельных
Крышные котельные в Явасском городском поселении отсутствуют.
1.4.1.3 Зоны действия источников прочих муниципальных и ведомственных котельных
В Явасском городском поселении отсутствуют прочие источники теплоснабжения.
1.4.1.4 Зоны действия источников индивидуального теплоснабжения
Зоны действия источников индивидуального теплоснабжения находятся в частном секторе поселка. Имеется и индивидуальное теплоснабжение в многоквартирных домах.
1.4.2 Определение эффективного радиуса теплоснабжения
Радиус эффективного теплоснабжения – максимальное расстояние от теплопотребляющей установки до ближайшего источника тепловой энергии в системе теплоснабжения, при превышении которого подключение теплопотребляющей установки к данной системе теплоснабжения нецелесообразно по причине увеличения совокупных расходов в системе теплоснабжения.
Подключение дополнительной тепловой нагрузки с увеличением радиуса действия источника тепловой энергии приводит к возрастанию затрат на производство и транспорт тепловой энергии и одновременно к увеличению доходов от дополнительного объема ее реализации. Радиус эффективного теплоснабжения представляет собой то расстояние, при котором увеличение доходов равно по величине возрастанию затрат. Для действующих источников тепловой энергии это означает, что удельные затраты (на единицу отпущенной потребителям тепловой энергии) являются минимальными.
В основу расчета были положены полуэмпирические соотношения, которые представлены в «Нормах по проектированию тепловых сетей», изданных в 1938 году. Для приведения указанных зависимостей к современным условиям была проведена дополнительная работа по анализу структуры себестоимости производства и транспорта тепловой энергии в функционирующих в настоящее время системах теплоснабжения. В результате этой работы были получены эмпирические коэффициенты, которые позволили уточнить имеющиеся зависимости и применить их для определения минимальных удельных затрат при действующих в настоящее время ценовых индикаторах.
Связь между удельными затратами на производство и транспорт тепловой энергии с радиусом теплоснабжения осуществляется с помощью следующей полуэмпирической зависимости:
где, R - радиус действия тепловой сети (длина главной тепловой магистрали самого протяженного вывода от источника), км;
H - потеря напора на трение при транспорте теплоносителя по тепловой магистрали, м.вод. ст.;
b - эмпирический коэффициент удельных затрат в единицу тепловой мощности котельной, руб/Гкал/ч;
s - удельная стоимость материальной характеристики тепловой сети, руб/м2;
B - cреднее число абонентов на единицу площади зоны действия источника теплоснабжения, 1/км2;
П - теплоплотность района, Гкал/чкм2;
τ - расчетный перепад температур теплоносителя в тепловой сети, °С;
φ - поправочный коэффициент, принимаемый равным 1,3 для ТЭЦ и 1 для котельных.
Дифференцируя полученное соотношение по параметру R, и приравнивая к нулю производную, можно получить формулу для определения эффективного радиуса теплоснабжения в виде:
Удельная тепловая характеристика:
где, М - материальная характеристика тепловой сети, ;
– суммарная тепловая нагрузка, присоединенная к источнику, Гкал/ч.
Удельная длина тепловой сети:
где, L– суммарная длина трубопроводов тепловой сети, м.
Теоретический оборот тепла:
Гкал·м/ч,
где, – расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч;
– расстояние от источника тепла до потребителя, м.
Средний радиус теплоснабжения:
м
Этот параметр характеризует среднюю удаленность потребителей от источника тепла. Радиус эффективного теплоснабжения котельных Явасского городского поселения представлен в таблице 1.17.
Таблица 1.17. – Данные о присоединенных потребителях (для определения среднего радиуса тепловой сети)
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Вектор (расстояние от источника тепла до точки ее присоединения), , м
Момент тепловой нагрузки относительно источника теплоснабжения, , Гкал·км/ч
Средний радиус теплоснабжения, , м
1
ООО Радуга (магазин в ж.д)
0,004
1682,5
6,73
1625,909
2
ул.Дзержинского23 (СЭС)
0,062
2783,6
172,583
3
ул.Дзержинского 9
0,004
3556,9
14,2276
4
ул. Дзержинского 48
0,041
2098,7
86,0467
5
Ростелеком
0,086
1552,2
133,4892
6
ул.Тактаева 14
0,012
810,7
9,7284
7
ул. Дзержинского 46
0,05
1982,5
99,125
8
ул. Дзержинского 44
0,052
1949,1
101,3532
9
ул. Дзержинского 42
0,028
2212,8
61,9584
10
ул. Дзержинского 35
0,046
1974,6
90,8316
11
ул. Дзержинского 33
0,05
2450,8
122,54
12
ул. Дзержинского 37
0,049
1989,5
97,4855
13
ул. Дзержинского 31
0,045
2390,5
107,5725
14
ул. Дзержинского 40
0,037
2304,6
85,2702
15
ул. Дзержинского 28
0,033
3146,9
103,8477
16
Бункер
0,041
3375,3
138,3873
17
ул. Комсомольская 4
0,051
3726,9
190,0719
18
Общежитие (Косарева16)
0,014
3551,9
49,7266
19
Машин.учет
0,021
3445,8
72,3618
20
ул. Комсомольская 5
0,044
3710,2
163,2488
21
ИК-11
0,994
1410,1
1401,639
22
ИК-8
0,205
1361,2
279,046
23
ул. Октябрьская 18
0,015
4165,8
62,487
24
ул. Октябрьская 20
0,021
4217,8
88,5738
25
ул. Октябрьская 22
0,022
4313
94,886
26
ул. Октябрьская 16
0,023
4059,2
93,3616
27
ул. Дзержинского 6а
0,052
4122,8
214,3856
28
ул. Садовая 27
0,053
4072,9
215,8637
29
Косарева 14 (адм.зд №3)
0,034
3383,4
115,0356
30
Админ.зд №5
0,029
3565,9
103,4111
31
ул. Дзержинского 4
0,025
4150,4
103,76
32
ул. Дзержинского 2
0,067
4285,9
287,1553
33
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
0,098
1702,8
166,8744
34
ул. Комсомольская 32
0,054
2425,6
130,9824
35
ул. Комсомольская 34
0,041
2344,1
96,1081
36
ул.Дзержинского24
0,009
3191,8
28,7262
37
ул. Комсомольская 36
0,034
2220,4
75,4936
38
ИП Оленина(магазин)
0,038
0
0
39
Кондитерский цех
0,033
798
26,334
40
ул. Чернореченская 14
0,074
2382,8
176,3272
41
ул. Чернореченская 12
0,035
2584,5
90,4575
42
Дет.сад №1
0,097
2750,5
266,7985
43
ул. Косарева 11
0,055
2556,3
140,5965
44
ИП Сайкин (Автомойка)
0,003
3283,5
9,8505
45
ул. Дзержинского 19
0,005
2901,7
14,5085
46
ул. Косарева 9
0,05
2526,5
126,325
47
ул. Косарева 20
0,041
3664,3
150,2363
48
ул. Советская 16
0,051
3073,4
156,7434
49
ул. Павлова 5
0,047
3936,5
185,0155
50
ул. Косарева 1
0,057
3050,1
173,8557
51
ул. Советская 18
0,067
3690,1
247,2367
52
ул. Павлова 7
0,061
3779
230,519
53
ул. Павлова 13
0,014
3713,2
51,9848
54
ул. Советская 22
0,049
3648,8
178,7912
55
ул. Советская 24
0,034
3731,3
126,8642
56
Дет.школа искусств
0,047
1229,3
57,7771
57
ул. Лесная 17
0,055
4086,8
224,774
58
ул. Лесная 19
0,063
4064,5
256,0635
59
Дет.сад №2
0,068
2901,2
197,2816
60
ул. Дзержинского 22
0,009
3356,2
30,2058
61
ул. Дзержинского 13
0,004
3379,4
13,5176
62
ул. Дзержинского 16
0,075
3511
263,325
63
ул. Дзержинского 18
0,008
3456,4
27,6512
64
Конвоирование
0,148
2437,8
360,7944
65
ФКУ ЦИТОВ УФСИН
0,084
2409,8
202,4232
66
ул. Косарева 2а
0,027
3812,3
102,9321
67
Учебный ЦентрУФСИН
0,032
1895,3
60,6496
68
ул. Дзержинского 11
0,026
3506
91,156
69
ул. Советская 13
0,045
3247,3
146,1285
70
ФСБ
0,083
3858
320,214
71
ул. Дзержинского 14
0,041
2777,3
113,8693
72
пер. Дзержинского 14
0,041
3591,4
147,2474
73
ул. Советская 11
0,043
3250,1
139,7543
74
пер. Дзержинского 16
0,031
2818,2
87,3642
75
Водоканал
0,012
1348,8
16,1856
76
ул. Комсомольская. 1
0,006
3584,9
21,5094
77
ФКУ ИК-13 ул. Советская 20 )
0,137
3579
490,323
78
ул. Косарева 5
0,089
2839,7
252,7333
79
ул. Косарева 7
0,066
2867,9
189,2814
80
Казарма ул.Дзержинского .51
0,112
2270,9
254,3408
81
Больница
0,576
2130,4
1227,11
82
ул. С. Камаева 1
0,004
605,7
2,4228
83
ИК-2
1,723
463,7
798,9551
84
ул. Чернореченская 10
0,062
975
60,45
85
ООО Весна
0,036
334,6
12,0456
86
ООО "БУИН" (Советская 2А)
0,003
1024,4
3,0732
87
ул. 40 лет Победы 7
0,039
942,3
36,7497
88
ул. 40 лет Победы 13
0,035
774,8
27,118
89
ул. 40 лет Победы 9
0,04
714,7
28,588
90
ул. 40 лет Победы 14
0,072
694,3
49,9896
91
ул. 40 лет Победы 12
0,056
650,7
36,4392
92
ул. 40 лет Победы 11
0,036
732,1
26,3556
93
ул. 40 лет Победы 10
0,048
543,3
26,0784
94
ул. 40 лет Победы 8
0,072
444,3
31,9896
95
ул. 40 лет Победы 6
0,074
336,5
24,901
96
ул. 40 лет Победы 2
0,049
338,4
16,5816
97
ул. 40 лет Победы 4
0,058
330,1
19,1458
98
ул.Чернореченская 4
0,076
476,8
36,2368
99
ул.Чернореченская 6а
0,016
721,2
11,5392
100
ул. Чернореченская 8
0,057
805,5
45,9135
101
ул. Павлова 1
0,046
958,4
44,0864
102
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
0,153
886,9
135,6957
103
ул. С. Камаева 4
0,004
696,3
2,7852
104
ул. С. Камаева 3
0,014
700,7
9,8098
105
ул. С. Камаева 6
0,024
756,9
18,1656
ИТОГО
8,991
251877,1
14618,548
Из данных этой таблицы видно, что суммарная присоединенная к тепловым сетям нагрузка составляет = 8,991 Гкал/ч, а суммарный момент (теоретический оборот тепла) при данном расположении тепловых потребителей относительно источника составляет =14618,548 Гкал·км/ч. Средний радиус теплоснабжения такой схемы может быть определен как результат деления теоретического оборота тепла на присоединенную нагрузку всех потребителей. В данной конкретной схеме средний радиус теплоснабжения составляет:
м.
Максимальный фактический радиус теплоснабжения схемы определяется по самому удаленному вектору, т.е. равному 4704,1 м (ул. Дзержинского 2).
Этот параметр характеризует среднюю удаленность потребителей от источника тепла. Радиус эффективного теплоснабжения котельной гп. Явас представлен в таблице 1.18.
Таблица 1.18. – Данные о присоединенных потребителях (для определения среднего радиуса тепловой сети)
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Вектор (расстояние от источника тепла до точки ее присоединения), , м
Момент тепловой нагрузки относительно источника теплоснабжения, , Гкал·км/ч
Средний радиус теплоснабжения, , м
8
ул. Гагарина 1
0,015
380,7
5,7105
221,659
7
ул. Гагарина 2
0,021
412,2
8,6562
6
ул. Центральная 1
0,025
424,1
10,6025
5
ул. Центральная 3
0,002
422,7
0,8454
4
Д/с
0,041
331,3
13,5833
1
ул. Мира 1
0,008
279,1
2,2328
2
ул. Лесная 3а
0,013
33,6
0,4368
9
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
1,14
209,3
238,602
3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
0,002
86,6
0,1732
ИТОГО
1,267
2579,6
280,843
Из данных этой таблицы видно, что суммарная присоединенная к тепловым сетям нагрузка составляет = 1,267 Гкал/ч, а суммарный момент (теоретический оборот тепла) при данном расположении тепловых потребителей относительно источника составляет =280,843 Гкал·км/ч. Средний радиус теплоснабжения такой схемы может быть определен как результат деления теоретического оборота тепла на присоединенную нагрузку всех потребителей. В данной конкретной схеме средний радиус теплоснабжения составляет:
м.
Максимальный фактический радиус теплоснабжения схемы определяется по самому удаленному вектору, т.е. равному 424,1 м (ул. Центральная, 1).
Радиус эффективного теплоснабжения котельной гп. Явас представлен в таблице 1.19.
Таблица 1.19. – Данные о присоединенных потребителях (для определения среднего радиуса тепловой сети)
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Вектор (расстояние от источника тепла до точки ее присоединения), , м
Момент тепловой нагрузки относительно источника теплоснабжения, , Гкал·км/ч
Средний радиус теплоснабжения, , м
36
Группа жилых домов (9 домов)
0,093
643,6
59,8548
373,521
38
ИК-14
1,217
293,6
357,3112
37
ИК-13
0,776
435,6
338,0256
39
Дет.сад
0,051
843,6
43,0236
ИТОГО
2,137
2216,4
798,215
Из данных этой таблицы видно, что суммарная присоединенная к тепловым сетям нагрузка составляет = 2,137 Гкал/ч, а суммарный момент (теоретический оборот тепла) при данном расположении тепловых потребителей относительно источника составляет =798,215 Гкал·км/ч. Средний радиус теплоснабжения такой схемы может быть определен как результат деления теоретического оборота тепла на присоединенную нагрузку всех потребителей. В данной конкретной схеме средний радиус теплоснабжения составляет:
м.
Максимальный фактический радиус теплоснабжения схемы определяется по самому удаленному вектору, т.е. равному 843,6 м ( Д/с по ул. Лесная).
1.4.2.1 Наличие мощностей установленной, подключенной зарезервированной
Мощность котельных, установленная по режимной карте, подключенная, а также зарезервированная в разрезе по котельным представлена в таблице 1.20. Резерв мощности имеется на котельных Явасского городского поселения.
Анализируя мощность котельных Явасского городского поселения, было определено что общая располагаемая тепловая мощность котельных составляет – 32,460 Гкал/ч.
Таблица 1.20. – Мощность котельных, находящихся ООО «ЖКХ Явас» на 2019 г.
Ведомственная принадлежность
Наименование
Мощность котельной, Гкал/ч
Резерв (+)/дефицит (-), Гкал/ч
Установленная
Располагаемая
Подключенная
ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №1, г.п. Явас
13
13
6,091
6,909
ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №2, г.п. Явас
6,02
6,02
2,90
4,1
ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №3, п. Озерный
3,44
3,44
1,267
2,173
ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №4, п. Парца
10,0
10,0
2,137
7,863
1.4.2.2. Схемы выдачи тепловой мощности котельных
Тепловая схема котельной зависит от вида вырабатываемого теплоносителя и от схемы тепловых сетей, связывающих котельную с потребителями пара или горячей воды, от качества исходной воды. Водяные тепловые сети бывают двух типов: закрытые и открытые. При закрытой системе вода (или пар) отдает свою теплоту в местных системах и полностью возвращается в котельную. При открытой системе вода (или пар) частично, а в редких случаях полностью отбирается в местных установках. Схема тепловой сети определяет производительность оборудования водоподготовки, а также вместимость баков-аккумуляторов.
На рисунке 1.10. приведена принципиальная тепловая схема водогрейной котельной. Установленный на обратной линии сетевой (циркуляционный) насос обеспечивает поступление питательной воды в котел и далее в систему теплоснабжения. Обратная и подающая линии соединены между собой перемычками – перепускной и рециркуляционной. Через первую из них при всех режимах работы, кроме максимального зимнего, перепускается часть воды из обратной в подающую линию для поддержания заданной температуры.
Рисунок 1.10. Принципиальная тепловая схема водогрейной котельной
По условиям предупреждения коррозии металла температура воды на входе в котел при работе на газовом топливе должна быть не ниже 60 °С во избежание конденсации водяных паров, содержащихся в уходящих газах. Так как температура обратной воды почти всегда ниже этого значения, то в котельных со стальными котлами часть горячей воды подается в обратную линию рециркуляционным насосом.
В коллектор сетевого насоса из бака поступает подпиточная вода (насос, компенсирующий расход воды у потребителей). Исходная вода, подаваемая насосом, проходит через подогреватель, фильтры химводоочистки и после умягчения через второй подогреватель, где нагревается до 75 - 80 °С (на малых котельных исходной водой является вода из водопровода, которая не проходит химической очистки на станции). Далее вода поступает в колонку вакуумного деаэратора. Вакуум в деаэраторе поддерживается за счет отсасывания из колонки деаэратора паровоздушной смеси с помощью водоструйного эжектора. Рабочей жидкостью эжектора служит вода, подаваемая насосом из бака эжекторной установки. Пароводяная смесь, удаляемая из деаэраторной головки, проходит через теплообменник – охладитель выпара. В этом теплообменнике происходит конденсация паров воды, и конденсат стекает обратно в колонку деаэратора. Деаэрированная вода самотеком поступает к подпиточному насосу, который подает ее во всасывающий коллектор сетевых насосов или в бак подпиточной воды.
Подогрев в теплообменниках исходной воды осуществляется водой, поступающей из котлов. Во многих случаях насос, установленный на этом трубопроводе (показан штриховой линией), используется также и в качестве рециркуляционного.
1.5 Тепловые нагрузки потребителей, групп потребителей в зонах действия источников тепловой энергии
1.5.1 Потребление тепловой энергии в расчетных элементах территориального деления при расчетных температурах наружного воздуха
Сводная тепловая нагрузка административно бытовых зданий и жилого фонда Явасского городского поселения, подключенных к СЦТ от котельных представлены в табл. 1.21, ГВС отсутствует.
Таблица 1.21. – Сводная тепловая нагрузка и годовое теплопотребление в 2019 г.
Наименование системы теплоснабжения
Присоединенная максимально часовая нагрузка, Гкал/ч
Годовая потребность в тепле, Гкал
Отопление
ГВС
Отопление
ГВС
1
2
3
4
5
Котельная №1, г.п.Явас
6,091
-
13469,548
-
Котельная №2, г.п. Явас
2,90
-
7414,444
-
Котельная №3, п. Озерный
1,267
3080,620
Котельная №4, п. Парца
2,137
5127,231
Тепловая нагрузка на котельной №1, г. п. Явас по типу объектов (жилые дома, административно-бытовые здания, образовательные и т.д.) представлена в табл. 1.22. и на рисунке 1.11.
Таблица 1.22. – Тепловая нагрузка и годовое теплопотребление на отопление по типу объектов
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная часовая нагрузка
Теплопотребление
Гкал/ч
%
1
Жилые дома (средне и многоэтажные)
3,111
51%
6869,469
2
Административно-бытовые здания
2,330
38,3%
5158,836
3
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения
0,212
3,5%
471,434
4
Объекты здравоохранения
0,438
7,2%
969,807
Рисунок 1.11. Соотношение существующих тепловых нагрузок потребителей
Тепловая нагрузка на котельной №2, г. п. Явас по типу объектов (жилые дома, административно-бытовые здания, образовательные и т.д.) представлена в табл. 1.23 и на рисунке 1.12
Таблица 1.23. – Тепловая нагрузка и годовое теплопотребление на отопление по типу объектов
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная часовая нагрузка
Теплопотребление, Гкал/год
Гкал/ч
%
1
Жилые дома (средне и многоэтажные)
1,159
40%
2965,777
2
Административно-бытовые здания
1,57
54,1%
4011,21
3
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения
0,136
4,7%
348,478
4
Объекты здравоохранения
0,035
1,2%
88,973
Рисунок 1.12. Соотношение существующих тепловых нагрузок потребителей
Тепловая нагрузка на котельной №3, п. Озерный по типу объектов (жилые дома, административно-бытовые здания, образовательные и т.д.) представлена в табл. 1.24 и на рисунке 1.13
Таблица 1.24. – Тепловая нагрузка и годовое теплопотребление на отопление по типу объектов.
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная часовая нагрузка
Теплопотребление, Гкал/год
Гкал/ч
%
1
Жилые дома (средне и многоэтажные)
0,164
13%
400,480
2
Административно-бытовые здания
1,064
84%
2587,720
3
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения
0,038
3%
92,418
4
Объекты здравоохранения
0
0
0
Рисунок 1.13 Соотношение существующих тепловых нагрузок потребителей
Тепловая нагрузка на котельной №4, п. Парца по типу объектов (жилые дома, административно-бытовые здания, образовательные и т.д.) представлена в табл. 1.25. и на рисунке 1.14
Таблица 1.25. – Тепловая нагрузка и годовое теплопотребление на отопление по типу объектов.
№ п/п
Наименование потребителя
Расчетная часовая нагрузка
Теплопотребление, Гкал/год
Гкал/ч
%
1
Жилые дома (средне и многоэтажные)
0,222
10,4%
533,242
2
Административно-бытовые здания
1,867
87,4%
4481,287
3
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения
0,047
2,2%
112,801
4
Объекты здравоохранения
0
0
0
Рисунок 1.14. Соотношение существующих тепловых нагрузок потребителей
Как видно из рисунков 1.11-1.14 55 % тепловой нагрузки составляет тепловая нагрузка административно-бытовых зданий, 37,7% жилые дома (средне и многоэтажные), 3,8% объекты здравоохранения и 3,5% общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения.
1.5.2. Описание случаев (условий) применения отопления жилых помещений в многоквартирных домах с использованием индивидуальных квартирных источников тепловой энергии
Индивидуальные квартирные источники тепловой энергии в многоквартирных жилых домах Явасского городского поселения используется в квартирах. Сведения по квартирам отсутствуют.
В 2020 г. осуществить перевод на индивидуальное отопление жилые дома по адресам: ул. Дзержинского д. 9 и ул. Советская д.2А. ООО "Буин".
1.5.3. Значения расчетной тепловой нагрузки при расчётных температурах наружного воздуха в зонах действия источника тепловой энергии
Общая расчётная тепловая нагрузка потребителей, присоединенная к котельным ООО «ЖКХ Явас» в Явасском городском поселении, по состоянию на 2019 г. составляет 12,395 Гкал/ч. Расчетная тепловая нагрузка и теплопотребление жилых и общественных зданий представлено в таблице 1.26.
Таблица 1.26. – Расчетная тепловая нагрузка и теплопотребление жилых и общественных зданий СЦТ от котельных.
№ п/п
Наименование потребителя
Максимально-часовая нагрузка на отопление Гкал/час
Максимально-часовая нагрузка на гвс Гкал/час
Этажность
Котельная №1, г. п. Явас
1
ООО Радуга (магазин в ж.д)
0,004
-
-
2
ул.Дзержинского23 (СЭС)
0,062
-
-
3
ул.Дзержинского 9
0,004
-
-
4
ул. Дзержинского 48
0,041
-
-
5
Ростелеком
0,086
-
-
6
ул.Тактаева 14
0,012
-
-
7
ул. Дзержинского 46
0,05
-
-
8
ул. Дзержинского 44
0,052
-
-
9
ул. Дзержинского 42
0,028
-
-
10
ул. Дзержинского 35
0,046
-
-
11
ул. Дзержинского 33
0,05
-
-
12
ул. Дзержинского 37
0,049
-
-
13
ул. Дзержинского 31
0,045
-
-
14
ул. Дзержинского 40
0,037
-
-
15
ул. Дзержинского 28
0,033
-
-
16
Бункер
0,041
-
-
17
ул. Комсомольская 4
0,051
-
-
18
Общежитие (Косарева16)
0,014
-
-
19
Машин.учет
0,021
-
-
20
ул. Комсомольская 5
0,044
-
-
21
ИК-11
0,994
-
-
22
ИК-8
0,205
-
-
23
ул. Октябрьская 18
0,015
-
-
24
ул. Октябрьская 20
0,021
-
-
25
ул. Октябрьская 22
0,022
-
-
26
ул. Октябрьская 16
0,023
-
-
27
ул. Дзержинского 6а
0,052
-
-
28
ул. Садовая 27
0,053
-
-
29
Косарева 14 (адм.зд №3)
0,034
-
-
30
Админ.зд №5
0,029
-
-
31
ул. Дзержинского 4
0,025
-
-
32
ул. Дзержинского 2
0,067
-
-
33
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
0,098
-
-
34
ул. Комсомольская 32
0,054
-
-
35
ул. Комсомольская 34
0,041
-
-
36
ул.Дзержинского24
0,009
-
-
37
ул. Комсомольская 36
0,034
-
-
38
ИП Оленина(магазин)
0,038
-
-
39
Кондитерский цех
0,033
-
-
40
ул. Чернореченская 14
0,074
-
-
41
ул. Чернореченская 12
0,035
-
-
42
Дет.сад №1
0,097
-
-
43
ул. Косарева 11
0,055
-
-
44
ИП Сайкин (Автомойка)
0,003
-
-
45
ул. Дзержинского 19
0,005
-
-
46
ул. Косарева 9
0,05
-
-
47
ул. Косарева 20
0,041
-
-
48
ул. Советская 16
0,051
-
-
49
ул. Павлова 5
0,047
-
-
50
ул. Косарева 1
0,057
-
-
51
ул. Советская 18
0,067
-
-
52
ул. Павлова 7
0,061
-
-
53
ул. Павлова 13
0,014
-
-
54
ул. Советская 22
0,049
-
-
55
ул. Советская 24
0,034
-
-
56
Дет.школа искусств
0,047
-
-
57
ул. Лесная 17
0,055
-
-
58
ул. Лесная 19
0,063
-
-
59
Дет.сад №2
0,068
-
-
60
ул. Дзержинского 22
0,009
-
-
61
ул. Дзержинского 13
0,004
-
-
62
ул. Дзержинского 16
0,075
-
-
63
ул. Дзержинского 18
0,008
-
-
64
Конвоирование
0,148
-
-
65
ФКУ ЦИТОВ УФСИН
0,084
-
-
66
ул. Косарева 2а
0,027
-
-
67
Учебный ЦентрУФСИН
0,032
-
-
68
ул. Дзержинского 11
0,026
-
-
69
ул. Советская 13
0,045
-
-
70
ФСБ
0,083
-
-
71
ул. Дзержинского 14
0,041
-
-
72
пер. Дзержинского 14
0,041
-
-
73
ул. Советская 11
0,043
-
-
74
пер. Дзержинского 16
0,031
-
-
75
Водоканал
0,012
-
-
76
ул. Комсомольская. 1
0,006
-
-
77
ФКУ ИК-13 ул. Советская 20 )
0,137
-
-
78
ул. Косарева 5
0,089
-
-
79
ул. Косарева 7
0,066
-
-
80
Казарма ул.Дзержинского .51
0,112
81
Больница
0,576
Котельная №2, г. п. Явас
82
ул. С. Камаева 1
0,004
-
-
83
ИК-2
1,723
-
-
84
ул. Чернореченская 10
0,062
-
-
85
ООО Весна
0,036
-
-
86
ООО "БУИН" (Советская 2А)
0,003
-
-
87
ул. 40 лет Победы 7
0,039
-
-
88
ул. 40 лет Победы 13
0,035
-
-
89
ул. 40 лет Победы 9
0,04
-
-
90
ул. 40 лет Победы 14
0,072
-
-
91
ул. 40 лет Победы 12
0,056
-
-
92
ул. 40 лет Победы 11
0,036
-
-
93
ул. 40 лет Победы 10
0,048
-
-
94
ул. 40 лет Победы 8
0,072
-
-
95
ул. 40 лет Победы 6
0,074
-
-
96
ул. 40 лет Победы 2
0,049
-
-
97
ул. 40 лет Победы 4
0,058
-
-
98
ул.Чернореченская 4
0,076
-
-
99
ул.Чернореченская 6а
0,016
-
-
100
ул. Чернореченская 8
0,057
-
-
101
ул. Павлова 1
0,046
-
-
102
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
0,153
-
-
103
ул. С. Камаева 4
0,004
-
-
104
ул. С. Камаева 3
0,014
-
-
105
ул. С. Камаева 6
0,024
Котельная №3, п. Озерный
106
ул. Гагарина 1
0,015
-
-
107
ул. Гагарина 2
0,021
-
-
108
ул. Центральная 1
0,025
-
-
109
ул. Центральная 3
0,002
-
-
110
Д/с
0,041
-
-
111
ул. Мира 1
0,008
-
-
112
ул. Лесная 3а
0,013
-
-
113
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
1,14
-
-
114
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
0,002
-
-
Котельная №4, п. Парца
115
Группа жилых домов (9 домов)
0,093
-
-
116
ИК-14
1,217
-
-
117
ИК-13
0,776
-
-
118
Дет.сад
0,051
-
-
1.5.4. Существующие нормативы потребления тепловой энергии для населения на отопление и горячее водоснабжение
Приказом Министерства энергетики и тарифной политики Республики Мордовия от 18 сентября 2012 г. N 80 "Об установлении нормативов потребления коммунальных услуг для населения, проживающего на территории Республики Мордовия". В таблице 1.27. приводятся установленные нормативы потребления коммунальных услуг населением в части холодного и горячего водоснабжения.
Таблица 1.27. – Нормативы потребления коммунальных услуг по холодному и горячему водоснабжению, водоотведению в жилых помещениях для населения, проживающего в многоквартирных домах и жилых домах на территории Республики Мордовия
№ п/п
Описание степени благоустройства многоквартирного дома или жилого дома
Норматив потребления коммунальной услуги в жилых помещениях, куб. метров на 1 человека в месяц
Горячее водоснабжение
Холодное водоснабжение
Водоотведение
1
2
3
4
5
1.
Жилые помещения в многоквартирных домах и жилых домов при наличии централизованного холодного и горячего водоснабжения, канализованные:
1.1.
- с полным набором сантехнического оборудования (мойка кухонная, раковина, туалет, ванна и душ);
3,19
4,48
7,67
1.2.
- оборудованные мойкой кухонной, раковиной, туалетом, ванной;
2,44
3,85
6,29
1.3.
- оборудованные мойкой кухонной, раковиной, туалетом, душевыми кабинами, с кухней;
3,19
4,48
7,67
1.4.
- оборудованные мойкой кухонной, раковиной, без ванн и душа.
1,46
3,13
4,50
2.
Жилые помещения в многоквартирных домах, имеющих статус общежития, при наличии централизованного холодного и горячего водоснабжения и канализации:
2.1.
- оборудованные душем, без кухни на этаже;
1,70
1,95
3,65
2.2.
- оборудованные душем, с кухней на этаже;
2,80
2,68
5,48
2.3.
- оборудованные ванной без душа;
2,22
4,77
6,99
2.4.
- оборудованные ванной и душем, с кухнями в секции;
3,19
4,48
7,67
2.5.
- не оборудованные ванной и душем, с кухнями в секции.
2,04
2,71
4,75
3.
Жилые помещения в многоквартирных домах, имеющих статус общежития, при наличии централизованного холодного водоснабжения и канализации.
-
2,74
2,74
4.
Жилые помещения в многоквартирных домах и жилых домов с централизованной системой холодного водоснабжения, канализацией, с газовыми колонками или быстродействующими электрическими водонагревателями (накопительные и проточные) и полным набором сантехнического оборудования (мойка кухонная, раковина, ванна и душ).
-
6,99
6,99
5.
Жилые помещения в многоквартирных домах и жилых домов неблагоустроенные:
5.1.
- с обеспечением из водоразборных колонок;
-
1,22
-
5.2.
- с централизованной системой холодного водоснабжения, неканализованные;
-
2,43
-
5.4.
- с централизованной системой холодного водоснабжения, газовой колонкой или быстродействующими электрическими водонагревателями (накопительные и проточные), выгребными ямами, с ванной;
-
5,17
-
5.5.
- с централизованной системой холодного водоснабжения, газовой колонкой или быстродействующими электрическими водонагревателями (накопительные и проточные), с ванной, туалет в доме, выгребная яма;
-
6,39
-
5.6.
- с централизованной системой холодного водоснабжения, без газовой колонки, выгребными ямами, с ванной;
-
4,74
-
5.7.
- с централизованной системой холодного водоснабжения и канализацией, без ванны;
-
3,65
3,65
5.8.
- с централизованной системой холодного водоснабжения выгребными ямами, с местными нагревательными приборами на твердом топливе, оборудованные ванной.
-
5,47
-
6.
Жилые помещения в многоквартирных домах и жилых домов с централизованной системой холодного водоснабжения, канализацией, и индивидуальными тепловыми пунктами и полным набором сантехнического оборудования (мойка, раковина, ванна, душ).
-
7,67
7,67
1.6 Балансы тепловой мощности и тепловой нагрузки в зонах действия источников тепловой энергии
В рамках работ по «Схеме теплоснабжения Явасского городского поселения до 2049 г.» был выполнен сравнительный анализ договорных тепловых нагрузок и фактического теплопотребления абонентов. На основании предоставленных данных о присоединённых фактических и договорных тепловых нагрузках, установленных, располагаемых мощностях, потерях в сетях и собственных нуждах теплоисточника были составлены тепловые балансы по котельной, представленные в таблицах 1.28.
Таблица 1.28. - Баланс тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки котельной, Гкал/ч
Зона действия котельной
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Договорная тепловая нагрузка Гкал/ч в горячей воде (без хознужд), в т.ч.:
Котельной №1, г. п. Явас
Отопление
6,091
6,091
6,091
Котельной №2, г. п. Явас
Отопление
2,90
2,90
2,90
Котельной №3, п. Озерный
Отопление
1,267
1,267
1,267
Котельной №3, п. Озерный
Отопление
2,137
2,137
2,137
Итого
12,395
12,395
12,395
За базовый баланс для составления перспективных тепловых балансов источников принимается баланс, составленный на базе фактических тепловых нагрузок.
1.6.1 Баланс тепловой мощности и тепловой нагрузки, резервы и дефициты тепловой мощности по котельным
В рамках работ по «Схеме теплоснабжения Явасского городского поселения до 2049 г.» на основании предоставленных данных о присоединённых тепловых нагрузках, установленных мощностях и собственных нуждах котельных был составлен баланс тепловой мощности и нагрузки по котельным, приведенный в таблице 1.29.
Таблица 1.29 - Тепловой баланс котельных по состоянию на конец 2019 г.
Наименование котельной
Тепловая мощность котельной по горячей воде, Гкал/час
Располагаемая тепловая мощность нетто, гкал/ч
Присоединенная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях, Гкал/ч
Резерв (+),
дефицит(-) по
присоединенной
нагрузке, Гкал/ч
Резерв (+),
дефицит(-) по
расчетной
нагрузке, Гкал/ч
установленная
располагаемая
ЖКХ
производство
всего
Котельная №1, г. п. Явас ул. Дзержинского
13
13
13
6,091
-
6,091
6,091
0,586
6,323
6,323
Котельная №2, г. п. Явас ул. Чернореченская
6,02
6,02
6,02
2,90
-
2,90
2,90
0,256
2,864
2,864
Котельная №3, п. Озерный
3,44
3,44
3,44
1,267
-
1,267
1,267
0,070
2,103
2,103
Котельная №4, п. парца
10,0
10,0
10,0
2,137
-
2,137
2,137
0,250
7,613
7,613
Суммарная установленная тепловая мощность теплоисточников на 2019 г. равна 32,46 Гкал/ч, из которой видно, что имеется в резерве присоединенной нагрузки – 18,903 Гкал/ч.
Тепловые потери через изоляцию тепловых сетей от котельных Явасского городского поселения составляет около – 9,39% от присоединенной нагрузки.
1.7. Балансы теплоносителя
1.7.1. Основные требования к организации работы централизованных систем теплоснабжения
СНиП 41-02-2003 утверждены приказом Министерства регионального развития Российской Федерации (Минрегион России) от 30 июня 2012 г. № 280 и введен в действие с 01 января 2013 г.
Зарегистрированы Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт). Пересмотр СП 124.13330.2011 «СНиП 41-02-2003 Тепловые сети».
В соответствии с указанным СНиП 41-02-2003 при проектировании и эксплуатации централизованных систем теплоснабжения должны соблюдаться следующие нормы и правила.
1.1 Горячая вода, поступающая к потребителю, должна отвечать требованиям технических регламентов, санитарных правил и нормативов, определяющих ее безопасность.
Качество подпиточной и сетевой воды для открытых систем теплоснабжения и качество воды горячего водоснабжения в закрытых системах должно удовлетворять требованиям к питьевой воде в соответствии с СанПиНом 2.1.4.1074-01 [2].
Использование в закрытых системах теплоснабжения технической воды допускается при наличии термической деаэрации с температурой не менее 100оС (деаэраторы атмосферного давления). Для открытых систем теплоснабжения деаэрация также должна производиться при температуре не менее 100оС в соответствии с СаНПиН 2.1.42496-09 [2].
1.2 Установка для подпитки системы теплоснабжения на теплоисточнике должна обеспечивать подачу в тепловую сеть в рабочем режиме воды соответствующего качества и аварийную подпитку водой из систем хозяйственно-питьевого или производственного водопроводов.
Расход подпиточной воды в рабочем режиме должен компенсировать расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения.
Расчетные (нормируемые) потери сетевой воды в системе теплоснабжения включают расчетные технологические потери (затраты) сетевой воды и потери сетевой воды с нормативной утечкой из тепловой сети и систем теплопотребления.
Среднегодовая утечка теплоносителя (м3/ч) из водяных тепловых сетей должна быть не более 0,25 % среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных системах теплоснабжения независимо от схемы присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели). Сезонная норма утечки теплоносителя устанавливается в пределах среднегодового значения.
Технологические потери теплоносителя включают количество воды на наполнение трубопроводов и систем теплопотребления при их плановом ремонте и подключении новых участков сети и потребителей, промывку, дезинфекцию, проведение регламентных испытаний трубопроводов и оборудования тепловых сетей.
Для компенсации этих расчетных технологических потерь (затрат) сетевой воды, необходима дополнительная производительность водоподготовительной установки и соответствующего оборудования (свыше 0,25 % от объема теплосети), которая зависит от интенсивности заполнения трубопроводов. Во избежание гидравлических ударов и лучшего удаления воздуха из трубопроводов максимальный часовой расход воды (GM) при заполнении трубопроводов тепловой сети с условным диаметром (Dy) не должен превышать значений, приведенных в таблице 8-1. При этом скорость заполнения тепловой сети должна быть увязана с производительностью источника подпитки и может быть ниже указанных расходов.
Таблица 1.30. Максимальный часовой расход воды при заполнении трубопроводов тепловой сети
Dy,
мм
GM,
м3/ч
Dy,
мм
GM,
м3/ч
Dy,
мм
GM,
м3/ч
Dy,
мм
GM,
м3/ч
100
10
350
50
600
150
1000
350
150
15
400
65
700
200
1100
400
250
25
500
85
800
250
1200
500
300
35
550
100
900
300
1400
665
В результате для закрытых систем теплоснабжения максимальный часовой расход подпиточной воды (G3, м3/ч) составляет:
G3 = 0,0025 VTC + GM,
где GM – расход воды на заполнение наибольшего по диаметру секционированного участка тепловой сети, принимаемый по таблице 1.30, либо ниже при условии такого согласования;
VTC – объем воды в системах теплоснабжения, м3.
При отсутствии данных по фактическим объемам воды допускается принимать его равным 65 м3 на 1 МВт расчетной тепловой нагрузки при закрытой системе теплоснабжения, 70 м3 на 1 МВт – при открытой системе и 30 м3 на 1 МВт средней нагрузки – для отдельных сетей горячего водоснабжения.
1.3 В закрытых системах теплоснабжения на источниках теплоты мощностью 100 МВт и более следует предусматривать установку баков запаса химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды вместимостью 3 % объема воды в системе теплоснабжения.
Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них – от аэрации, при этом должно обеспечиваться обновление воды в баках.
Число баков независимо от системы теплоснабжения принимается не менее двух по 50 % рабочего объема каждый.
1.4 Для открытых систем теплоснабжения, а также при отдельных тепловых сетях на горячее водоснабжение с целью выравнивания суточного графика расхода воды (производительности ВПУ) на источниках теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы химически обработанной и деаэрированной подпиточной воды по СанПин 2.1.4.2496-09 [3].
Расчетная вместимость баков-аккумуляторов должна быть равной десятикратной величине среднечасового расхода воды на горячее водоснабжение. Внутренняя поверхность баков должна быть защищена от коррозии, а вода в них – от аэрации, при этом должно предусматриваться непрерывное обновление воды в баках.
При расположении всех баков-аккумуляторов на источнике теплоты максимальный часовой расход подпиточной воды (GОM, м3/ч), подаваемой с источника, составляет
GОM = 0,0025 VTC + GГВМ,
где GГВМ – максимальный расход воды на горячее водоснабжение, м3/ч.
1.5 При расположении части баков-аккумуляторов в районе теплоснабжения расход подпиточной воды, подаваемой с источника теплоты, может быть уменьшен до усредненного значения (GОС, м3/ч), равного
GОС = 0,0025 VTC + К×GГВС,
где К – коэффициент, определяемый проектной организацией в зависимости от объема баков-аккумуляторов, установленных на источнике теплоты и вне его;
GГВС – усредненный расчетный расход воды на горячее водоснабжение.
При этом на источнике теплоты должны предусматриваться баки-аккумуляторы вместимостью не менее 25 % общей расчетной вместимости баков.
1.6 Устанавливать баки-аккумуляторы горячей воды в жилых кварталах не допускается. Расстояние от баков-аккумуляторов горячей воды до границы жилых кварталов должно быть не менее 30 м. При этом на грунтах 1-го типа просадочности расстояние, кроме того, должно быть не менее 1,5 толщины слоя просадочного грунта.
1.7 Баки-аккумуляторы должны быть ограждены общим валом высотой не менее 0,5 м. Обвалованная территория должна вмещать рабочий объем воды в наибольшем баке и иметь отвод воды в дренажную сеть или систему дождевой канализации.
Для повышения эксплуатационной надежности баков-аккумуляторов следует также предусматривать устройство для защиты от лавинообразного разрушения.
При размещении баков-аккумуляторов вне территории источников теплоты следует предусматривать их ограждение высотой не менее 2,5 м для исключения доступа посторонних лиц к бакам.
1.8 Баки-аккумуляторы горячей воды у потребителей должны предусматриваться в системах горячего водоснабжения промышленных предприятий для выравнивания сменного графика потребления воды объектами, имеющими сосредоточенные кратковременные расходы воды на горячее водоснабжение.
Для объектов промышленных предприятий, имеющих отношение средней тепловой нагрузки на горячее водоснабжение к максимальной тепловой нагрузке на отопление меньше 0,2, баки-аккумуляторы не устанавливаются.
1.9 Для открытых и закрытых систем теплоснабжения должна предусматриваться дополнительно аварийная подпитка химически не обработанной и не деаэрированной водой, расход которой принимается в количестве 2% среднегодового объема воды в тепловой сети и присоединенных системах теплоснабжения независимо от схемы присоединения (за исключением систем горячего водоснабжения, присоединенных через водоподогреватели), если другое не предусмотрено проектными (эксплуатационными) решениями. При наличии нескольких отдельных тепловых сетей, отходящих от коллектора источника тепла, аварийную подпитку допускается определять только для одной наибольшей по объему тепловой сети. Для открытых систем теплоснабжения аварийная подпитка должна обеспечиваться только из систем хозяйственно-питьевого водоснабжения.
1.7.2. Котельная №1, г. п. Явас, ул. Дзержинского
Котельная находится в черте гп.Явас, по адресу ул. Дзержинского.
Система теплоснабжения – закрытая с зависимым присоединением потребителей к тепловым сетям. Отпуск тепла от котельной осуществляется по выводу Dу 517.
Расчетный температурный график отпуска тепла 95-70 °C.
Усредненный расход воды на подпитку тепловой сети составляет 1,151 м³/ч. Объем трубопроводов тепловых сетей СЦТ от котельной №1, г. п. Явас составляет 130,490 м³. Расход сетевой воды на систему отопления составляет 243,0 м³/ч.
1.7.3. Котельная №2, г. п. Явас, ул. Чернореченская
Котельная находится в черте г.п.Явас, по адресу ул. Чернореченская.
Система теплоснабжения – закрытая с зависимым присоединением потребителей к тепловым сетям. Отпуск тепла от котельной осуществляется по выводу Dу 207.
Расчетный температурный график отпуска тепла 95-70 °C.
Усредненный расход воды на подпитку тепловой сети составляет 0,548 м³/ч. Объем трубопроводов тепловых сетей СЦТ от котельной №2, г.п.Явас составляет 36,55 м³. Расход сетевой воды на систему отопления составляет 116,0 м³/ч.
1.7.4. Котельная №3, п. Озерный
Котельная находится в черте п. Озерный.
Система теплоснабжения – закрытая с зависимым присоединением потребителей к тепловым сетям. Отпуск тепла от котельной осуществляется по выводу Dу 150.
Расчетный температурный график отпуска тепла 95-70 °C.
Усредненный расход воды на подпитку тепловой сети составляет 0,239 м³/ч. Объем трубопроводов тепловых сетей СЦТ от котельной №3, п. Озерный составляет 9,671 м³. Расход сетевой воды на систему отопления составляет 50,68 м³/ч.
1.7.5. Котельная №4, п. Парца
Котельная находится в черте п.Парца.
Система теплоснабжения – закрытая с зависимым присоединением потребителей к тепловым сетям. Отпуск тепла от котельной осуществляется по выводу Dу 150.
Расчетный температурный график отпуска тепла 95-70 °C.
Усредненный расход воды на подпитку тепловой сети составляет 0,403 м³/ч. Объем трубопроводов тепловых сетей СЦТ от котельной п. Парца составляет 46,45 м³. Расход сетевой воды на систему отопления составляет 85,48 м³/ч.
1.8 Топливные балансы источников тепловой энергии и система обеспечения топливом
Основным видом топлива для водогрейных котлов котельной является природный газ теплотворной способностью =8100 ккал/м³, резервное топливо отсутствует.
Кроме того, оборудование станции позволяет использовать газ в объеме необходимом для работы всего оборудования на номинальной нагрузке.
1.9 Тарифы в сфере теплоснабжения
1.9.1 Утвержденные тарифы на тепловую энергию
В таблице 1.31. представлена динамика тарифов на тепловую энергию, установленных Министерством энергетики и тарифной политики Республика Мордовия.
Таблица 1.31. – Тарифы на тепловую энергию для потребителей Явасского городского поселения
Наименование теплоснабжающей организации
Единицы измерения
2019 г. (с НДС)
С 01.01 по 30.06
С 01.07 по 31.12
ООО «ЖКХ Явас»
руб./Гкал
2187,35
2089,07
2. Перспективное потребление тепловой энергии на цели теплоснабжения
2.1. Общие положения
Прогноз спроса на тепловую энергию для перспективной застройки территории Явасского городского поселения Зубово - Полянского муниципального района Республики Мордовия на период до 2049 г. определялся на основе утвержденного генерального плана.
2.2 Прогноз перспективной застройки
Таблица 2.1 – Жилищный фонд системы централизованного теплоснабжения
Наименование
Базовый год 2019 г.
2020 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
Конец периода 2049 г.
Жилищный фонд, м2
-
-
-
-
-
-
-
-
Таблица 2.2 – Перспективный спрос на тепловую мощность (на отопительные цели), Гкал/ч
Наименование
Базовый год 2019 г.
2020 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
Конец периода 2049 г.
Жилищный фонд, Гкал/ч
-
-
-
-
-
-
-
-
Административно-бытовые здания, Гкал/ч
-
-
-
-
-
-
-
-
Общеобразовательные школы и детские дошкольные учреждения, Гкал/ч
-
-
-
-
-
-
-
-
Объекты здравоохранения, Гкал/ч
-
-
-
-
-
-
-
-
3. Электронная модель системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.1 Общее назначение электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
Электронная модель системы теплоснабжения Явасского городского поселения на базе информационно-графической системы «Zulu» (далее по тексту - электронная модель) разрабатывалась в целях: повышения эффективности информационного обеспечения процессов принятия решений в области текущего функционирования и перспективного развития системы теплоснабжения города; разработка мер для повышения надежности системы теплоснабжения;
Разработанная электронная модель предназначена для решения следующих задач: создания электронной схемы существующих и перспективных тепловых сетей, и объектов системы теплоснабжения Явасского городского поселения, привязанных к карте городского поселения; сведения балансов тепловой энергии; оптимизация гидравлических режимов, определение оптимальных диаметров, проектируемых и реконструируемых тепловых сетей.
3.2 Расчетные модули ГИС «ZULU»
3.2.1 Общие положения
Электронная модель системы теплоснабжения Яваского городского поселения разработана в составе основных модулей:
– ГИС «Zulu 8.0» («Зулу 8.0»);
– ГИС «ZuluServer 8.0» («ЗулуСервер 8.0»);
– программно-расчетный комплекс «ZuluThermo» («ЗулуТермо»).
Электронная модель разработана на базе геоинформационной системы Zulu 8.0. Для выполнения работ также была использована сетевая версия («ZuluServer»). Непосредственно для создания модели системы теплоснабжения использован программно-расчетный комплекс «ZuluThermo». Подробное описание основных функций программного комплекса приводится в Инструкции пользователя ГИС «ZuluThermo» и ГИС «Zulu 8.0» (прил. электр. форм.).
3.2.2 ГИС «Zulu»
ГИС «Zulu» представляет собой функциональную платформу и пользовательскую среду, включающую в себя:
– ГИС-компоненту с многооконным интерфейсом, послойным представлением объектов и полным набором функций, присущих ГИС и обеспечивающих топологически корректный ввод, корректировку, визуализацию и обработку данных;
– многокритериальный информационно-поисковый функционал;
– инструментарий для графического, топологического и семантического описания сетей инженерных коммуникаций, представляющего собой единую информационно-аналитическую модель;
– специальным образом сконфигурированную многопользовательскую базу данных открытого формата, содержащую всю информацию, необходимую для функционирования комплекса - от графических данных до паспортов оборудования сетей;
– аналитический инструментарий, включающий в себя как графические (раскраски, выделения, подписи), так и табличные (справки, запросы, отчеты, документы) методы анализа данных;
– инструментарий для каталогизации «внешних» документов и мультимедийных данных (фотоизображения, видеофрагменты, документы Office и т.п.) с привязкой их к конкретным объектам сетей;
– средства для межсистемного обмена графической информацией со сторонними ГИС с использованием стандартных обменных форматов.
Система предоставляет широкие возможности:
– Создавать карты местности в различных географических системах координат и картографических проекциях, отображать векторные графические данные со сглаживанием и без;
– Осуществлять обработку растровых изображений форматов BMP, TIFF, PCX, JPG, GIF, PNG при помощи встроенного графического редактора;
– Пользоваться данными с серверов, поддерживающих спецификацию WMS (Web Map
Service);
– С помощью создаваемых векторных слоев с собственным бинарным форматом, обеспечивающим высокую скорость работы, векторизовать растровые изображения;
– При векторизации использовать как примитивные объекты (символьные, текстовые, линейные, площадные) так и типовые объекты, описываемые самостоятельно в структуре слоя;
– Выполнять запросы к базам данных с отображением результатов на карте (поиск определенной информации, нахождение суммы, максимального, минимального значения, и т.д.);
– Выполнять пространственные запросы по объектам карты в соответствии со спецификациями OGC;
– Отображать объекты слоя в формате псевдо-3D позволяющем визуализироваться относительные высоты объектов (например, высоты зданий);
– Создавать и использовать библиотеку графических элементов систем тепло-, водо-, парогазоснабжения и режимов их функционирования;
– Создавать расчетные схемы инженерных коммуникаций с автоматическим формированием топологии сети и соответствующих баз данных;
– Изменять топологию сетей и режимы работы ее элементов;
– Решать топологические задачи (изменение состояния объектов (переключения), поиск отключающих устройств, поиск кратчайших путей, поиск связанных объектов, поиск колец);
– Решать транспортные задачи с учетом правил дорожного движения;
– Для быстрого перемещения в нужное место карты устанавливать закладки (закладка на точку на местности с определенным масштабом и отображения, и закладка на определенный объект слоя (весьма удобно, если объект - движущийся по карте));
– Осуществлять программный доступ к данным через объектную модель для написания собственных конвертеров;
– Создавать собственные приложения, работающие под управлением Zulu.
3.2.3 Программно-расчетный комплекс «ZuluThermo»
Программно-расчетный комплекс включает в себя полный набор функциональных компонент и соответствующие им информационные структуры базы данных, необходимых для гидравлического расчета и моделирования тепловых сетей.
3.2.3.1 Построение расчетной модели тепловой сети
При работе в геоинформационной системе сеть достаточно просто и быстро заносится с помощью манипулятора-мыши или по координатам. При этом сразу формируется расчетная модель.
3.2.3.2 Наладочный расчет тепловой сети
Целью наладочного расчета является обеспечение потребителей расчетным количеством воды и тепловой энергии. В результате расчета осуществляется подбор элеваторов и их сопел, производится расчет смесительных и дросселирующих устройств, определяется количество и место установки дроссельных шайб. Расчет может производиться при известном располагаемом напоре на источнике и его автоматическом подборе в случае, если заданного напора недостаточно.
В результате расчета определяются расходы и потери напора в трубопроводах, напоры в узлах сети, в том числе располагаемые напоры у потребителей, температура теплоносителя в узлах сети (при учете тепловых потерь), величина избыточного напора у потребителей, температура внутреннего воздуха.
Дросселирование избыточных напоров на абонентских вводах производят с помощью сопел элеваторов и дроссельных шайб. Дроссельные шайбы перед абонентскими вводами устанавливаются автоматически на подающем, обратном или обоих трубопроводах в зависимости от необходимого для системы гидравлического режима. При работе нескольких источников на одну сеть определяется распределение воды и тепловой энергии между источниками. Подводится баланс по воде и отпущенной тепловой энергией между источником и потребителями. Определяются потребители и соответствующий им источник, от которого данные потребители получают воду и тепловую энергию.
3.2.3.3 Поверочный расчет тепловой сети
Целью поверочного расчета является определение фактических расходов теплоносителя на участках тепловой сети и у потребителей, а также количестве тепловой энергии получаемой потребителем при заданной температуре воды в подающем трубопроводе и располагаемом напоре на источнике.
Созданная математическая имитационная модель системы теплоснабжения, служащая для решения поверочной задачи, позволяет анализировать гидравлический и тепловой режим работы системы, а также прогнозировать изменение температуры внутреннего воздуха у потребителей. Расчеты могут проводиться при различных исходных данных, в том числе аварийных ситуациях, например, отключении отдельных участков тепловой сети, передачи воды и тепловой энергии от одного источника к другому по одному из трубопроводов и т.д.
В результате расчета определяются расходы и потери напора в трубопроводах, напоры в узлах сети, в том числе располагаемые напоры у потребителей, температура теплоносителя в узлах сети (при учете тепловых потерь), температуры внутреннего воздуха у потребителей, расходы и температуры воды на входе и выходе в каждую систему теплопотребления. При работе нескольких источников на одну сеть определяется распределение воды и тепловой энергии между источниками. Подводится баланс по воде и отпущенной тепловой энергией между источником и потребителями. Определяются потребители и соответствующий им источник, от которого данные потребители получают воду и тепловую энергию.
3.2.3.4 Конструкторский расчет тепловой сети
Целью конструкторского расчета является определение диаметров трубопроводов тупиковой и кольцевой тепловой сети при пропуске по ним расчетных расходов при заданном (или неизвестном) располагаемом напоре на источнике.
Данная задача может быть использована при выдаче разрешения на подключение потребителей к тепловой сети, так как в качестве источника может выступать любой узел системы теплоснабжения, например, тепловая камера. Для более гибкого решения данной задачи предусмотрена возможность изменения скорости движения воды по участкам тепловой сети, что приводит к изменению диаметров трубопровода, а значит и располагаемого напора в точке подключения.
В результате расчета определяются диаметры трубопроводов тепловой сети, располагаемый напор в точке подключения, расходы, потери напора и скорости движения воды на участках сети, располагаемые напоры на потребителях.
3.2.3.5 Расчет требуемой температуры на источнике
Целью задачи является определение минимально необходимой температуры теплоносителя на выходе из источника для обеспечения у заданного потребителя температуры внутреннего воздуха не ниже расчетной.
3.2.3.6 Коммутационные задачи
Анализ отключений, переключений, поиск ближайшей запорной арматуры, отключающей участок от источников, или полностью изолирующей участок и т.д.
3.2.3.7 Пьезометрический график
Целью построения пьезометрического графика является наглядная иллюстрация результатов гидравлического расчета (наладочного, поверочного, конструкторского). Это основной аналитический инструмент специалиста по гидравлическим расчетам тепловых сетей. При этом на экран выводятся: линия давления в подающем трубопроводе; линия давления в обратном трубопроводе; линия поверхности земли; линия потерь напора на шайбе; высота здания; линия вскипания; линия статического напора, цвет и стиль линий задается пользователем.
В таблице под графиком выводятся для каждого узла сети наименование, геодезическая отметка, высота потребителя, напоры в подающем и обратном трубопроводах, величина дросселируемого напора на шайбах у потребителей, потери напора по участкам тепловой сети, скорости движения воды на участках тепловой сети и т.д. Количество выводимой под графиком информации настраивается пользователем.
Построению пьезометрического графика предшествует выбор искомого пути. Для этой цели на схеме тепловой сети отмечаются не менее двух узлов, через которые должен пройти выбранный путь. В общем случае, с учетом закольцованности тепловых сетей, может существовать более одного пути, соединяющего заданные точки. В этом случае для однозначного определения результата можно указать промежуточные точки, либо изменить критерий поиска пути (это может быть минимизация количества участков, минимизация гидравлического сопротивления либо минимизация суммарной длины, поиск по линиям подающей или обратной магистрали). Путь строится программой автоматически, найденный путь "подсвечивается" на экране цветом выделения.
После выбора требуемого пути одним кликом мыши строится пьезометрический график. Состав отображаемой на нем информации, легенда и масштаб представления легко настраиваются пользователем в удобном для него виде. График может быть при необходимости распечатан либо экспортирован в другие приложения через буфер обмена Windows.
Пьезометрический график является незаменимым инструментом при калибровке гидравлической модели тепловой сети, поскольку графическая интерпретация гидравлического режима позволяет одновременно качественно и количественно оценить поправки, которые необходимо внести в расчетную модель, чтобы она наиболее адекватно повторяла "гидравлическое поведение" реальной тепловой сети в эксплуатации.
3.2.3.8 Расчет нормативных потерь тепла через изоляцию
Целью данного расчета является определение нормативных тепловых потерь через изоляцию трубопроводов. Тепловые потери определяются суммарно за год с разбивкой по месяцам. Просмотреть результаты расчета можно как суммарно по всей тепловой сети, так и по каждому отдельно взятому источнику тепловой энергии и каждому центральному тепловому пункту (ЦТП). Расчет может быть выполнен с учетом поправочных коэффициентов на нормы тепловых потерь.
3.3 База данных электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
Графическая база данных по векторным слоям представляет собой семейство двоичных файлов, находящихся в одном каталоге и имеющих одно имя и разные расширения.
Для каждого векторного графического слоя обязательно должны существовать файлы с расширением B00 и B01, содержащие метрическую информацию об объектах слоя.
Хранение семантической информации в системе «Zulu» осуществляется в соответствии с реляционной моделью данных. Вся семантическая информация содержится в таблицах. База данных представляет собой группу таблиц, между которыми установлены связи. Это означает, что одной записи в какой-либо из таблиц реляционной базы данных может соответствовать одна или несколько записей другой таблицы этой базы данных, в зависимости от типа связи между этими двумя таблицами.
Описание набора таблиц и связей между ними определяет структуру базы данных. Изменяя структуру, можно получать различные базы данных как из разных, так и из одних и тех же исходных таблиц. Каждая структура базы данных «Zulu» хранится в отдельном файле описания с расширением ZB (Zulu Base). Подключая к графическому слою ту или иную структуру базы данных, пользователь тем самым подключает к слою текущие правила выполнения запросов к семантической базе.
Это дает возможность иметь для одного графического слоя и для каждого типа несколько баз данных с различной структурой, подключая их попеременно, в зависимости от решаемой пользователем задачи.
Существует, однако, одно принципиальное ограничение, касающееся структуры базы данных, подключаемой к графическому слою. Привязать семантическую базу данных к графическому слою означает задать соответствие между объектами из графического слоя и записями из семантической базы данных. Исходя из этого, одна из связей в базе не является связью «таблица-таблица», а является связью «слой-таблица». Поле связи с графическим слоем – это поле базовой таблицы (обязательно числовое), значения которого соответствуют значениям ключей объектов слоя. Таким образом, из всех таблиц, входящих в состав семантической базы данных, только одна (базовая) таблица имеет непосредственную связь со слоем.
«Zulu» поддерживает работу с реляционными базами данных, используя сервис Borland Database Engine (BDE) компании Inprise. Основным объектом, с которым оперирует BDE, является база данных. Это может быть действительная база данных, например, Microsoft SQL Server или база данных Microsoft Access, а может быть совокупность таблиц Paradox или dBase. Система Zulu также оперирует понятием база данных, однако, здесь под этим термином подразумевается совокупность таблиц и связей между ними, объединенных для выполнения запроса к реальной базе данных с целью получить заданный пользователем срез информации. База данных Zulu задается файломописателем базы данных, имеющим расширение ZB и именуемым в дальнейшем zb-файлом.
Описатель базы данных Zulu хранит следующую информацию: список таблиц, участвующих в запросе; список таблиц-справочников; набор запросов, задающих правила выборки данных из таблиц; набор сменных форм для отображения разного представления информации.
3.4 Этапы создания электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения
3.4.1 Информационно-графическое описание объектов системы теплоснабжения положения
На этапе описания объектов системы теплоснабжения Явасского городского поселения было проведено информационно-графическое описание существующих объектов системы.
В состав плана городского поселения входят следующие слои: улицы; дома; поселковая черта; границы кварталов; названия улиц; подписи районов; границы водных объектов.
В качестве исходного материала для позиционирования объектов системы теплоснабжения (источники тепловой энергии, тепловые сети, потребители) на карте посёлка были использованы схемы тепловых сетей теплоисточников.
В электронной модели тепловая сеть состоит из узлов и ветвей, связывающих эти узлы. К узлам относятся следующие объекты: источники, насосные станции, тепловые камеры, задвижки, потребители и т.д. Ряд элементов, такие как тепловые камеры, потребители и т.д., допускают дальнейшую классификацию.
Параллельно данному этапу проводился этап информационного описания объектов системы теплоснабжения: источники тепловой энергии, потребители, участки тепловых сетей.
Основой семантических данных об объектах системы теплоснабжения были базы данных по нагрузкам потребителей, а также информация по участкам тепловых сетей, источникам, потребителям.
В существующей базе данных электронной модели описаны следующие паспортные характеристики по приведенным ниже типам объектов системы теплоснабжения. Состав информации по каждому типу объектов носит как справочный характер (например: материал камеры, балансовая принадлежность и т.д.), так и необходим для функционирования расчетной модели. Полнота заполнения базы данных по параметрам зависела от наличия исходных данных.
Таким образом, в результате выполнения данного этапа работ была создана карта городского поселения, выполнена привязка всех объектов системы теплоснабжения к карте, сформирована база данных по объектам.
Общий вид разработанной электронной модели системы теплоснабжения Явасского городского поселения представлен на рисунке 1.1-1.3
3.4.2 Описание топологической связности объектов системы теплоснабжения
На данном этапе была описана топологическая связность объектов системы теплоснабжения (источники тепловой энергии, тепловые камеры, участки тепловых сетей, потребители). Описание топологической связности представляет собой описание гидравлической структуры узлов системы. В результате выполнения данного этапа работ была создана гидравлическая модель системы теплоснабжения, отражающая существующее положение системы теплоснабжения города.
3.4.3 Отладка и калибровка электронной модели
В рамках данного этапа была выполнена отладка работы расчетных математических модулей путем выявления ошибок в исходных данных.
На этапе отладки электронной модели был проведен анализ полноты внесенных исходных данных. Инструментарием для анализа и выявления ошибок во введенных исходных данных являются сгенерированные отчеты об объектах из созданной базы данных.
Дальнейшем разработанная электронная модель была использована в качестве основного инструментария для разработки сценариев развития системы теплоснабжения Явасского городского поселения.
3.4.4 Электронная модель перспективной системы теплоснабжения города
Моделирование перспективных вариантов развития системы теплоснабжения (строительство новых и реконструкция существующих источников тепловой энергии, перераспределение тепловых нагрузок между источниками, определение возможности подключения новых потребителей тепловой энергии, определение оптимальных вариантов
качественного и надежного обеспечения тепловой энергией новых потребителей и т.д.) осуществляется через механизм создания и администрирования специальных "модельных" баз - наборов данных, клонируемых из основной (контрольной) базы данных описания тепловой сети, на которых можно производить любые манипуляции без риска исказить или повредить контрольную базу.
В электронной модели системы теплоснабжения представлены следующие слои баз данных для различных расчетных периодов:
– Существующее состояние системы теплоснабжения;
– Перспективное состояние системы теплоснабжения на 2020-2024 г.г.;
– Перспективное состояние системы теплоснабжения на 2025-2049 г.г;
В расчетных слоях созданы предложения по реконструкции тепловых сетей.
Результаты гидравлических расчетов представлены в таблицах 3.1. - 3.8. Схемы разработанных систем теплоснабжения Явасского городского поселения в Приложении.
Таблица 3.1. – Результаты гидравлического расчета (по тепловым сетям) СЦТ от котельной №1, г. п. Явас.
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТК-3
ТК-9
234,96
0,207
Подземная бесканальная
28,1199
0,245
13791,7
5841,82
ТК-3*
ТК-3*
118,94
0,259
Подземная бесканальная
-134,1011
-0,733
8078,13
3473,71
ТК-3
ТК-4
37,78
0,1
Подземная бесканальная
3,8015
0,147
1379,72
599,54
ТК-4
ул. Дзержинского 37
54,72
0,069
Подземная бесканальная
1,9605
0,165
1664,22
710,86
ТК-4
ул. Дзержинского 35
46,09
0,069
Подземная бесканальная
1,8404
0,155
1401,76
599,32
ТК-3
ТК-5
22,65
0,1
Подземная бесканальная
16,4879
0,638
827,17
359,13
ТК-5
ТК-6
55,59
0,1
Подземная бесканальная
3,4417
0,133
2056,65
879,61
ТК-6
ул. Дзержинского 46
10,23
0,069
Подземная бесканальная
2,0001
0,168
310,23
133,5
ТК-6
ул. Дзержинского 48
77,81
0,069
Подземная бесканальная
1,4406
0,121
2359,61
998,78
ТК-35
Водоканал
16,2
0,05
Надземная
0,4801
0,08
506,42
410,06
ТК-2
ТК-3*
267,42
0,259
Подземная бесканальная
-86,1039
-0,471
18223,79
7755,76
ТК-3*
ИК-11
53,21
0,15
Подземная бесканальная
39,7622
0,669
2611,97
1131,71
ТК-1*
ТК-2*
14,76
0,082
Надземная
-1,3205
-0,074
571,28
460,17
ТК-1
ТК-1*
33,47
0,082
Надземная
-1,3201
-0,073
1290,92
1052,13
ТК-3*
ИК-8
24,5
0,15
Подземная бесканальная
8,201
0,138
1202,65
520,62
ТК-22
ул.Дзержинского 9
42,3
0,033
Подземная бесканальная
0,1201
0,043
998,54
399,32
ТК-38
ТК-50
54,72
0,207
Надземная
47,3839
0,413
3183,67
2578,04
ТК-39
ул. Комсомольская 36
14,87
0,05
Подземная бесканальная
1,2001
0,201
445,75
192,85
ТК-39
ТК-40
57,33
0,1
Надземная
3,4823
0,135
2445,06
2019,21
ТК-40
ул. Комсомольская 34
29,53
0,05
Подземная бесканальная
1,6401
0,274
881,23
379,29
ТК-40
ТК-41
57,08
0,1
Надземная
1,8411
0,071
2420,58
2015,03
ТК-41
ул. Комсомольская 32
19,87
0,05
Подземная бесканальная
1,8401
0,308
588,85
252,07
ТК-97
ул. Косарева 20
72,66
0,1
Надземная
1,3213
0,051
3046,47
2526,3
ТК-97
Общежитие (Косарева16)
7,33
0,069
Подземная бесканальная
0,8001
0,067
215,17
92,96
ТК-97
Админ.зд №5
15,41
0,069
Подземная бесканальная
1,1601
0,097
452,35
195,17
ТК-2*
ТК-2
26,93
0,082
Надземная
-1,3207
-0,074
1048,99
836,55
ТК-1
Кондитерский цех
39,28
0,04
Подземная бесканальная
1,3201
0,359
946,77
404,7
ТК-2
ТК-61
106,54
0,259
Надземная
84,7828
0,463
6956,08
5841,53
ТК-61
ТК-35
80,95
0,259
Подземная бесканальная
82,8892
0,453
5478,55
2346,74
ТК-61
Дет.школа искусств
27,61
0,05
Подземная бесканальная
1,8801
0,315
834,3
361,32
ТК-37
ТК-38
71,76
0,259
Надземная
52,0762
0,285
4669,81
3903,59
ТК-37
Больница
85,61
0,1
Подземная бесканальная
23,0415
0,892
3144,02
1363,68
ТК-35
ТК-100
107,41
0,259
Надземная
82,3988
0,45
7004,55
5892,38
ТК-100
Ростелеком
27,13
0,05
Подземная бесканальная
1,8801
0,315
819,29
354,48
ТК-36
Т35*
71,68
0,259
Надземная
76,4155
0,418
4669,07
3931,33
Т35*
ФКОУ УЦ УФСИН России по РМ
16,58
0,05
Подземная бесканальная
1,2801
0,214
500,24
216,45
ТК-5
ТК-7
34,49
0,069
Подземная бесканальная
13,0457
1,096
1048,06
449,03
ТК-7
ул. Дзержинского 44
11,91
0,05
Подземная бесканальная
1,8
0,301
361,8
156,23
ТК-7
ТК-8
149,18
0,05
Подземная бесканальная
2,2408
0,375
4531,8
1904,34
ТК-8
ул. Дзержинского 42
16,14
0,04
Подземная бесканальная
0,96
0,261
388,75
167,02
ТК-8
ул. Дзержинского 40
69,58
0,04
Подземная бесканальная
1,2802
0,349
1675,91
712,68
ТК-9
ТК-10
39,43
0,1
Подземная бесканальная
3,3218
0,129
1423,21
619,8
ТК-10
ул. Дзержинского 33
86,54
0,069
Подземная бесканальная
1,7207
0,145
2607,09
1108,99
ТК-10
ул. Дзержинского 31
51,45
0,069
Подземная бесканальная
1,6004
0,134
1549,97
663,37
ТК-9
ТК-11
68,91
0,207
Надземная
24,7793
0,216
4010,29
3173,59
ТК-11
ул.Дзержинского23 (СЭС)
127,24
0,1
Подземная бесканальная
2,4823
0,096
4580,78
1983,79
ТК-11
ТК-11
134,22
0,207
Надземная
22,2916
0,194
7800,89
6180,01
ТК-7
ТК-8*
231,43
0,1
Подземная бесканальная
9,0046
0,349
8559,54
3661,01
ТК-8*
Конвоирование
33,33
0,069
Подземная бесканальная
5,9203
0,498
1010,48
432,79
ТК-8*
Учебный центр УФСИН
17,04
0,069
Подземная бесканальная
3,0801
0,259
516,61
221,27
ТК-54
ТК -60
28,44
0,207
Надземная
21,2195
0,185
1645,41
1337,8
ТК -60
ул. Советская 13
25,31
0,05
Подземная бесканальная
1,5601
0,261
754,99
326,73
ТК-63
ул. Павлова 7
35,29
0,069
Подземная бесканальная
1,8803
0,158
1041,63
448,11
ТК-65
ТК-66
47,66
0,069
Надземная
3,6809
0,309
1634,72
1354,15
ТК-61
ул. Советская 18
20,57
0,069
Подземная бесканальная
2,0802
0,175
611,19
264,12
ТК-56
ул. Советская 22
36,15
0,05
Подземная бесканальная
1,5202
0,254
1079,23
463,31
ТК-61
ТК-62
67,18
0,1
Подземная бесканальная
4,403
0,17
2430,25
1034,78
ТК-62
ТК-63
16,6
0,1
Подземная бесканальная
3,4416
0,133
596,63
255,65
ТК-62
ул. Косарева 2а
57,66
0,05
Подземная бесканальная
0,9602
0,161
1702,18
723,49
ТК-64
ул. Павлова 13
73,95
0,05
Подземная бесканальная
0,5203
0,087
2165,55
903,05
ТК-63
ул. Павлова 5
118,34
0,069
Подземная бесканальная
1,561
0,131
3492,95
1473,98
ТК-64
ТК-65
63,43
0,1
Надземная
3,682
0,143
2673,11
2203,13
ТК-66
ул. Лесная 19
50,69
0,05
Подземная бесканальная
1,9602
0,328
1484,84
635,32
ТК-66
ул. Лесная 17
63,62
0,05
Подземная бесканальная
1,7203
0,288
1863,6
794,39
ТК-55
ТК-56
38,01
0,1
Подземная бесканальная
5,9637
0,231
1374,95
592,09
ТК-56
ТК-57
42,41
0,1
Подземная бесканальная
4,4428
0,172
1541,5
658,84
ТК-57
ул. Советская 24
37,2
0,05
Подземная бесканальная
1,1202
0,187
1107,55
473,42
ТК-60
ТК-61
71,34
0,1
Подземная бесканальная
6,4845
0,251
2571,65
1106
ТК-55
ТК-60
25,74
0,1
Подземная бесканальная
10,6891
0,414
931,1
397,65
ТК-55
ТК -60
53,46
0,207
Подземная бесканальная
-16,6528
-0,145
3120,64
1332,07
ТК-57
ФСБ
106,31
0,1
Подземная бесканальная
3,3219
0,129
3853,6
1644,01
ТК -60
ул. Советская 11
38,73
0,05
Подземная бесканальная
3,0002
0,502
1155,3
500,52
ТК-50
ТК-51
66,68
0,207
Надземная
45,0594
0,393
3877,42
3139,95
ТК-50
ул. Чернореченская 14
33
0,05
Подземная бесканальная
2,3201
0,388
989,71
429,63
ТК-51
ТК-52
11,4
0,1
Надземная
3,2407
0,125
487,44
408,01
ТК-52
ул. Косарева 11
32,05
0,069
Подземная бесканальная
1,6803
0,141
971,18
415,47
ТК-52
ул. Косарева 9
33,45
0,069
Подземная бесканальная
1,5603
0,131
1013,6
433,27
ТК-67
ул. Чернореченская 12
20,03
0,05
Подземная бесканальная
1,2801
0,214
604,34
259,6
ТК-74
Дет.сад №1
28,78
0,05
Подземная бесканальная
3,8801
0,649
870,12
372,61
ТК-53
ТК-67
24,27
0,1
Надземная
13,3232
0,516
1036,1
863,64
ТК-51
ТК-53
140,54
0,207
Надземная
41,8133
0,365
8166,68
6619,3
ТК-67
ТК-68
50,23
0,1
Надземная
12,0427
0,466
2142,99
1788,89
ТК-68
ТК-74
21,39
0,069
Подземная бесканальная
3,8803
0,326
644,98
277,16
ТК-72
ТК-73
14,41
0,069
Подземная бесканальная
3,5203
0,296
433,96
185,9
ТК-73
ул. Косарева 1
8,73
0,05
Подземная бесканальная
1,84
0,308
262,79
112,69
ТК-73
ул. Советская 16
24,74
0,05
Подземная бесканальная
1,6801
0,281
744,72
318,28
ТК-70
ТК-71
40,64
0,05
Надземная
4,6404
0,776
1258,52
1019,85
ТК-71
ул. Косарева 5
29,6
0,04
Подземная бесканальная
2,7201
0,741
719,84
308,66
ТК-68
ТК-69
21,43
0,1
Надземная
8,1615
0,316
912,97
762,01
ТК-69
ТК-70
18,78
0,1
Надземная
8,1611
0,316
799,35
668,34
ТК-53
ТК-54
170,1
0,207
Надземная
28,4789
0,248
9868,83
7985,19
ТК-71
ул. Косарева 7
57,71
0,04
Подземная бесканальная
1,9201
0,523
1403,45
598,65
ТК-54
94
24,79
0,1
Надземная
7,2458
0,281
1055,33
864,77
ТК-96
ТК-97
68,98
0,1
Надземная
3,2827
0,127
2913,28
2399,69
ТК-96
Машин.учет
14,57
0,069
Подземная бесканальная
0,8401
0,071
429,55
186,15
ТК-95
Бункер
20,35
0,069
Подземная бесканальная
1,6402
0,138
603,5
261,77
94
94*
29,4
0,1
Надземная
7,1253
0,276
1250,11
1027,47
94*
ТК-95
30,17
0,1
Подземная бесканальная
5,7644
0,223
1092,02
466,86
94*
Косарева 14 (адм.зд №3)
50,07
0,069
Подземная бесканальная
1,3604
0,114
1488,55
640,21
ТК-95
ТК-96
45,52
0,1
Надземная
4,1237
0,16
1929,82
1580,04
94
ИП Сайкин (Автомойка)
15,99
0,05
Подземная бесканальная
0,1201
0,02
475,37
198,28
ТК-70
ТК-72
18,5
0,069
Надземная
3,5204
0,296
644,2
537,94
ТК-60
ТК-64
103,87
0,1
Подземная бесканальная
4,2042
0,163
3744,29
1587,09
ТК-38
ТК-39
51,32
0,1
Надземная
4,6832
0,181
2197,04
1807,73
ТК-36
ООО Радуга (магазин в ж.д)
30,2
0,05
Подземная бесканальная
0,1601
0,027
911,71
371,47
ТК-100
ТК-36
73,05
0,259
Надземная
80,5051
0,44
4760,57
4007,78
ТК-36
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
47,15
0,05
Подземная бесканальная
3,9202
0,656
1423,41
616,15
Т35*
ТК-37
66,82
0,259
Надземная
75,1263
0,411
4350,36
3665,5
ТК-33
ТК-34
42,97
0,069
Подземная бесканальная
2,0409
0,172
1237,56
528,54
ТК-34
ул. Дзержинского 2
62,71
0,069
Подземная бесканальная
2,0405
0,171
1799,87
768,78
ТК-19
ул. Дзержинского 18
15,65
0,05
Подземная бесканальная
0,3601
0,055
458,18
198,87
ТК-16
ул. Дзержинского 22
22,58
0,04
Подземная бесканальная
0,3601
0,087
538,36
229,45
ТК-19
ТК-22
31,79
0,15
Надземная
12,6628
0,208
1593,9
1264,86
ТК-19
ул. Дзержинского 11
44,5
0,069
Подземная бесканальная
0,9204
0,073
1484,07
641,66
ТК-22
ул. Дзержинского 16
15,63
0,05
Подземная бесканальная
2,1201
0,323
456,29
200,71
ТК-30
ул. Садовая 27
16,91
0,069
Подземная бесканальная
1,6401
0,138
487,56
208,72
ТК-33
ул. Дзержинского 4
26,79
0,069
Подземная бесканальная
0,8002
0,067
771,57
330,45
ТК-26
ул. Октябрьская 16
33,09
0,05
Подземная бесканальная
1,0801
0,181
943,11
408,99
ТК-26
ТК-27
69,06
0,069
Надземная
1,841
0,155
2338,84
1892,4
ТК-27
ул. Октябрьская 18
26,01
0,033
Подземная бесканальная
0,3601
0,129
593,16
253,76
ТК-27
ТК-28
19,24
0,069
Подземная бесканальная
1,4804
0,124
542,61
231,96
ТК-28
ул. Октябрьская 20
37,05
0,033
Подземная бесканальная
0,7201
0,258
842,81
361,95
ТК-28
ул. Октябрьская 22
92,44
0,033
Подземная бесканальная
0,7602
0,273
2102,81
885,87
ТК-25
ТК-26
118,63
0,1
Надземная
2,9233
0,113
4976,59
4002,7
ТК-25
ТК-29
82,08
0,15
Надземная
6,0901
0,1
4078,23
3287,25
ТК-29
ТК-30
60,66
0,15
Подземная бесканальная
1,6426
0,028
2837,8
1209,26
ТК-29
ТК-31
25,29
0,15
Подземная бесканальная
4,444
0,075
1183,12
506,39
ТК-31
ТК-32
14,49
0,15
Подземная бесканальная
4,443
0,075
677,01
289,97
ТК-32
ул. Дзержинского 6а
66,76
0,05
Подземная бесканальная
1,6003
0,268
1932,3
827,84
ТК-32
ТК-33
56,21
0,1
Подземная бесканальная
2,8421
0,11
1980,81
844,68
ТК-21
ул. Комсомольская 5
18,61
0,069
Подземная бесканальная
1,5202
0,12
622,07
266,34
ТК-21
ул. Комсомольская 4
28,33
0,069
Подземная бесканальная
1,7602
0,139
946,97
404,85
ТК-20
ТК-21
56,02
0,1
Надземная
3,2815
0,122
2349,39
1961,67
ТК-22
ТК-23
45,02
0,15
Надземная
10,4213
0,171
2254,92
1779,34
ТК-23
ул. Дзержинского 14
17,38
0,05
Подземная бесканальная
1,4001
0,214
504,61
222,28
ТК-15
ТК-18
49,39
0,15
Надземная
17,2296
0,283
2480,78
1970,51
ТК-18
ТК-19
26,36
0,15
Надземная
17,2275
0,283
1322,47
1052,37
ТК-23
ТК-24
96,79
0,15
Надземная
9,0193
0,148
4839,37
3814,28
ТК-24
ТК-25
41,51
0,15
Надземная
9,0152
0,148
2066,35
1639,04
ТК-19
ТК-20
88,67
0,1
Надземная
3,2831
0,122
3753,62
3085,65
ТК-12
ул. Дзержинского 28
7,39
0,05
Подземная бесканальная
1,56
0,238
217,04
95,64
ТК-15
ул. Дзержинского 13
46,6
0,033
Подземная бесканальная
0,1601
0,058
1103,52
449,52
ТК-15
ТК-16
10,5
0,069
Подземная бесканальная
0,3602
0,028
350,28
151,14
ТК-12
ТК-14
20,81
0,15
Надземная
17,7539
0,291
1047,57
827,74
ТК-14
ТК-15
75,31
0,15
Надземная
17,753
0,291
3789,27
3000,98
ТК-12
ул. Комсомольская. 1
43,27
0,033
Подземная бесканальная
0,2401
0,086
1027,59
431,94
ТК-11
ТК-12
160,27
0,15
Надземная
19,5608
0,321
8095,02
6398,03
ТК-11
Дет.сад №2
24,73
0,05
Подземная бесканальная
2,7201
0,455
729,52
321,05
ТК-3*
ТК-3
178,7
0,259
Подземная бесканальная
48,4317
0,268
12136,89
5145,06
Котельная 1
ТК-3*
68,62
0,259
Надземная
182,5566
0,996
4490,9
3770,59
ТК-3
ТК-9
234,96
0,207
Подземная бесканальная
28,1199
0,245
13791,7
5841,82
ТК-3*
ТК-3*
118,94
0,259
Подземная бесканальная
-134,1011
-0,733
8078,13
3473,71
ТК-3
ТК-4
37,78
0,1
Подземная бесканальная
3,8015
0,147
1379,72
599,54
ТК-4
ул. Дзержинского 37
54,72
0,069
Подземная бесканальная
1,9605
0,165
1664,22
710,86
ТК-4
ул. Дзержинского 35
46,09
0,069
Подземная бесканальная
1,8404
0,155
1401,76
599,32
ТК-3
ТК-5
22,65
0,1
Подземная бесканальная
16,4879
0,638
827,17
359,13
ТК-5
ТК-6
55,59
0,1
Подземная бесканальная
3,4417
0,133
2056,65
879,61
ТК-6
ул. Дзержинского 46
10,23
0,069
Подземная бесканальная
2,0001
0,168
310,23
133,5
ТК-6
ул. Дзержинского 48
77,81
0,069
Подземная бесканальная
1,4406
0,121
2359,61
998,78
ТК-35
Водоканал
16,2
0,05
Надземная
0,4801
0,08
506,42
410,06
ТК-2
ТК-3*
267,42
0,259
Подземная бесканальная
-86,1039
-0,471
18223,79
7755,76
ТК-3*
ИК-11
53,21
0,15
Подземная бесканальная
39,7622
0,669
2611,97
1131,71
ТК-1*
ТК-2*
14,76
0,082
Надземная
-1,3205
-0,074
571,28
460,17
ТК-1
ТК-1*
33,47
0,082
Надземная
-1,3201
-0,073
1290,92
1052,13
ТК-3*
ИК-8
24,5
0,15
Подземная бесканальная
8,201
0,138
1202,65
520,62
ТК-22
ул.Дзержинского 9
42,3
0,033
Подземная бесканальная
0,1201
0,043
998,54
399,32
ТК-38
ТК-50
54,72
0,207
Надземная
47,3839
0,413
3183,67
2578,04
ТК-39
ул. Комсомольская 36
14,87
0,05
Подземная бесканальная
1,2001
0,201
445,75
192,85
ТК-39
ТК-40
57,33
0,1
Надземная
3,4823
0,135
2445,06
2019,21
ТК-40
ул. Комсомольская 34
29,53
0,05
Подземная бесканальная
1,6401
0,274
881,23
379,29
ТК-40
ТК-41
57,08
0,1
Надземная
1,8411
0,071
2420,58
2015,03
ТК-41
ул. Комсомольская 32
19,87
0,05
Подземная бесканальная
1,8401
0,308
588,85
252,07
ТК-97
ул. Косарева 20
72,66
0,1
Надземная
1,3213
0,051
3046,47
2526,3
ТК-97
Общежитие (Косарева16)
7,33
0,069
Подземная бесканальная
0,8001
0,067
215,17
92,96
ТК-97
Админ.зд №5
15,41
0,069
Подземная бесканальная
1,1601
0,097
452,35
195,17
ТК-2*
ТК-2
26,93
0,082
Надземная
-1,3207
-0,074
1048,99
836,55
ТК-1
Кондитерский цех
39,28
0,04
Подземная бесканальная
1,3201
0,359
946,77
404,7
ТК-2
ТК-61
106,54
0,259
Надземная
84,7828
0,463
6956,08
5841,53
ТК-61
ТК-35
80,95
0,259
Подземная бесканальная
82,8892
0,453
5478,55
2346,74
ТК-61
Дет.школа искусств
27,61
0,05
Подземная бесканальная
1,8801
0,315
834,3
361,32
ТК-37
ТК-38
71,76
0,259
Надземная
52,0762
0,285
4669,81
3903,59
ТК-37
Больница
85,61
0,1
Подземная бесканальная
23,0415
0,892
3144,02
1363,68
ТК-35
ТК-100
107,41
0,259
Надземная
82,3988
0,45
7004,55
5892,38
ТК-100
Ростелеком
27,13
0,05
Подземная бесканальная
1,8801
0,315
819,29
354,48
ТК-36
Т35*
71,68
0,259
Надземная
76,4155
0,418
4669,07
3931,33
Т35*
ФКОУ УЦ УФСИН России по РМ
16,58
0,05
Подземная бесканальная
1,2801
0,214
500,24
216,45
ТК-5
ТК-7
34,49
0,069
Подземная бесканальная
13,0457
1,096
1048,06
449,03
ТК-7
ул. Дзержинского 44
11,91
0,05
Подземная бесканальная
1,8
0,301
361,8
156,23
ТК-7
ТК-8
149,18
0,05
Подземная бесканальная
2,2408
0,375
4531,8
1904,34
ТК-8
ул. Дзержинского 42
16,14
0,04
Подземная бесканальная
0,96
0,261
388,75
167,02
ТК-8
ул. Дзержинского 40
69,58
0,04
Подземная бесканальная
1,2802
0,349
1675,91
712,68
ТК-9
ТК-10
39,43
0,1
Подземная бесканальная
3,3218
0,129
1423,21
619,8
ТК-10
ул. Дзержинского 33
86,54
0,069
Подземная бесканальная
1,7207
0,145
2607,09
1108,99
ТК-10
ул. Дзержинского 31
51,45
0,069
Подземная бесканальная
1,6004
0,134
1549,97
663,37
ТК-9
ТК-11
68,91
0,207
Надземная
24,7793
0,216
4010,29
3173,59
ТК-11
ул.Дзержинского23 (СЭС)
127,24
0,1
Подземная бесканальная
2,4823
0,096
4580,78
1983,79
ТК-11
ТК-11
134,22
0,207
Надземная
22,2916
0,194
7800,89
6180,01
ТК-7
ТК-8*
231,43
0,1
Подземная бесканальная
9,0046
0,349
8559,54
3661,01
ТК-8*
Конвоирование
33,33
0,069
Подземная бесканальная
5,9203
0,498
1010,48
432,79
ТК-8*
Учебный центр УФСИН
17,04
0,069
Подземная бесканальная
3,0801
0,259
516,61
221,27
ТК-54
ТК -60
28,44
0,207
Надземная
21,2195
0,185
1645,41
1337,8
ТК -60
ул. Советская 13
25,31
0,05
Подземная бесканальная
1,5601
0,261
754,99
326,73
ТК-63
ул. Павлова 7
35,29
0,069
Подземная бесканальная
1,8803
0,158
1041,63
448,11
ТК-65
ТК-66
47,66
0,069
Надземная
3,6809
0,309
1634,72
1354,15
ТК-61
ул. Советская 18
20,57
0,069
Подземная бесканальная
2,0802
0,175
611,19
264,12
ТК-56
ул. Советская 22
36,15
0,05
Подземная бесканальная
1,5202
0,254
1079,23
463,31
Таблица 3.2. – Результаты гидравлического расчета (по потребителям) СЦТ от котельной №1, г. п. Явас
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Количество шайб на под. тр-де перед СО, шт
Диаметр шайбы на обр. тр-де после СО, мм
Количество шайб на обр. тр-де после СО, шт
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
ул. Дзержинского 37
109,16
0,049
6,709
1
0
0
1,96
18,97
43,39
24,42
ул. Дзержинского 35
109,34
0,046
6,497
1
0
0
1,84
19,01
40,95
21,94
ул. Дзержинского 46
109,31
0,05
6,817
1
0
0
2
18,53
43,17
24,64
ул. Дзержинского 48
107,87
0,036
5,791
1
0
0
1,44
18,44
43,25
24,81
ИК-11
108,73
0,994
30,626
1
0
0
39,76
17,98
40,49
22,51
Водоканал
110,33
0,012
3,369
1
0
0
0,48
17,89
43,08
25,19
ИК-8
108,23
0,205
13,752
1
0
0
8,2
18,81
36,1
17,29
ул. Комсомольская 36
115,55
0,03
5,388
1
0
0
1,2
17,1
32,85
15,75
ул. Комсомольская 34
115,31
0,041
6,327
1
0
0
1,64
16,79
32,7
15,91
ул. Комсомольская 32
116,02
0,046
6,698
1
0
0
1,84
16,83
32,72
15,89
Общежитие (Косарева16)
118,04
0,02
4,498
1
0
0
0,8
15,65
31,31
15,67
Админ.зд №5
118,83
0,029
5,417
1
0
0
1,16
15,64
31,31
15,67
Кондитерский цех
107,22
0,033
5,641
1
0
0
1,32
17,22
42,75
25,53
Дет.школа искусств
108,99
0,047
6,69
1
0
0
1,88
17,65
42,81
25,16
Больница
111,8
0,576
25,158
1
0
0
23,04
13,26
30,93
17,67
Админ.зд№6 (МВД + Вневед.охр)
115,55
0,098
10,143
1
0
0
3,92
14,53
40,76
26,23
ул. Дзержинского 44
109,46
0,045
6,886
1
0
0
1,8
14,42
39,87
25,45
ул. Дзержинского 42
110,66
0,024
5,357
1
0
0
0,96
11,2
37,39
26,19
ул. Дзержинского 40
110,3
0,032
6,413
1
0
0
1,28
9,7
36,32
26,63
ул. Дзержинского 33
110,58
0,043
6,315
1
0
0
1,72
18,62
41,15
22,54
ул. Дзержинского 31
110,96
0,04
6,083
1
0
0
1,6
18,7
40,67
21,96
ул.Дзержинского23 (СЭС)
109,94
0,062
7,575
1
0
0
2,48
18,69
39,24
20,55
Конвоирование
110,18
0,148
13,054
1
0
0
5,92
12,08
34,83
22,75
Учебный центр УФСИН
109,74
0,077
9,285
1
0
0
3,08
12,77
35,08
22,3
Косарева 14 (адм.зд №3)
120,49
0,034
5,849
1
0
0
1,36
15,82
30,6
14,78
ФСБ
135,81
0,083
9,144
1
0
0
3,32
15,78
30,88
15,1
ул. Советская 11
125,63
0,075
8,855
1
0
0
3
14,65
30,31
15,67
ул. Косарева 2а
120,9
0,024
4,963
1
0
0
0,96
15,2
28,78
13,58
ул. Павлова 13
122,08
0,013
3,631
1
0
0
0,52
15,57
28,96
13,4
ул. Павлова 7
120,47
0,047
0
0
6,931
1
1,88
15,32
28,84
13,52
ул. Лесная 19
127,7
0,049
0
0
7,2
1
1,96
14,3
19,72
5,42
ул. Лесная 17
129,11
0,043
0
0
6,742
1
1,72
14,33
19,73
5,4
ул. Советская 13
123,32
0,039
6,261
1
0
0
1,56
15,85
29,11
13,25
ул. Павлова 5
119,42
0,039
6,326
1
0
0
1,56
15,21
30,56
15,36
ул. Советская 18
122,02
0,052
0
0
7,271
1
2,08
15,49
28,92
13,44
ул. Советская 22
127,17
0,038
0
0
6,204
1
1,52
15,61
28,98
13,38
ул. Советская 24
130,79
0,028
0
0
5,318
1
1,12
15,69
29,02
13,34
ул. Косарева 11
119,15
0,042
6,407
1
0
0
1,68
16,75
31,35
14,6
ул. Косарева 9
119,73
0,039
6,174
1
0
0
1,56
16,76
31,35
14,59
ул. Косарева 20
117,65
0,033
5,778
1
0
0
1,32
15,64
31,33
15,69
ул. Чернореченская 14
117,18
0,058
7,579
1
0
0
2,32
16,32
31,91
15,59
ул. Чернореченская 12
118,58
0,032
5,67
1
0
0
1,28
15,86
31,68
15,82
Дет.сад №1
118,69
0,097
10,317
1
0
0
3,88
13,3
32,14
18,84
ул. Советская 16
119,46
0,042
6,641
1
0
0
1,68
14,52
32,46
17,94
ул. Косарева 1
119,44
0,046
6,93
1
0
0
1,84
14,69
30,3
15,61
ул. Косарева 5
119
0,068
9,773
1
0
0
2,72
8,12
27,01
18,89
ул. Косарева 7
119,31
0,048
8,189
1
0
0
1,92
8,21
27,06
18,85
Машин.учет
118,22
0,021
4,604
1
0
0
0,84
15,71
31,15
15,43
Бункер
119,12
0,041
6,429
1
0
0
1,64
15,75
31,57
15,81
ИП Сайкин (Автомойка)
123,49
0,003
11,822
10
0
0
0,12
16,02
29,2
13,18
ООО Радуга (магазин в ж.д)
114,5
0,004
3,473
6
0
0
0,16
17,57
36,33
18,76
Ростелеком
113,43
0,047
6,724
1
0
0
1,88
17,3
42,55
25,24
ФКОУ УЦ УФСИН России по РМ
115,51
0,032
5,545
1
0
0
1,28
17,34
30,66
13,31
ул. Дзержинского 18
113,83
0,009
5,027
2
0
0
0,36
18,04
35,05
17,01
ул. Дзержинского 22
114,63
0,009
4,966
2
0
0
0,36
18,14
35,7
17,56
ул. Дзержинского 11
115,77
0,023
4,655
1
0
0
0,92
18,03
35,05
17,02
ул. Дзержинского 16
113,53
0,053
7,081
1
0
0
2,12
17,89
34,98
17,09
ул. Октябрьская 22
118,03
0,019
4,312
1
0
0
0,76
16,71
31,65
14,94
ул. Садовая 27
115,38
0,041
6,229
1
0
0
1,64
17,87
34,15
16,28
ул. Дзержинского 4
111,07
0,02
4,352
1
0
0
0,8
17,84
36,02
18,17
ул. Дзержинского 2
109,88
0,051
6,979
1
0
0
2,04
17,55
37,4
19,85
ул. Октябрьская 16
117,9
0,027
5,07
1
0
0
1,08
17,67
32,13
14,46
ул. Октябрьская 18
119,12
0,009
5,341
2
0
0
0,36
17,6
32,55
14,95
ул. Октябрьская 20
119,45
0,018
4,161
1
0
0
0,72
17,3
32,2
14,9
ул. Комсомольская 5
116,42
0,038
5,991
1
0
0
1,52
17,95
35,86
17,91
ул. Комсомольская 4
116
0,044
6,448
1
0
0
1,76
17,93
35,98
18,05
ул. Дзержинского 14
114,13
0,035
5,751
1
0
0
1,4
17,92
35
17,07
ул.Дзержинского 9
115,61
0,003
5,079
11
0
0
0,12
18
35,2
17,19
ул. Дзержинского 28
115,7
0,039
6,041
1
0
0
1,56
18,29
36,32
18,03
ул. Дзержинского 13
115,83
0,004
3,24
6
0
0
0,16
18,14
35,7
17,57
ул. Дзержинского 6а
112,63
0,04
6,214
1
0
0
1,6
17,17
36,5
19,33
ул. Комсомольская. 1
115,85
0,006
3,456
3
0
0
0,24
18,27
36,12
17,85
Дет.сад №2
113,72
0,068
8,023
1
0
0
2,72
17,87
36,63
18,76
Таблица 3.3. – Результаты гидравлического расчета (по тепловым сетям) СЦТ от котельной №2, г. п. Явас.
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТК-78
ул. 40 лет Победы 7
115,77
0,05
Подземная бесканальная
1,5605
0,261
3245,6
1373,5
ТК-87
ул.Чернореченская 4
22,87
0,05
Подземная бесканальная
2,3601
0,395
653,5
282,83
ТК-87
ТК-88
169,05
0,069
Подземная бесканальная
5,283
0,444
4830,55
2052,78
ТК-88
ул.Чернореченская 6а
12,11
0,05
Подземная бесканальная
0,6001
0,1
343,13
147,61
ТК-88
ТК-89
46,19
0,069
Подземная бесканальная
4,6815
0,393
1308,76
559,84
ТК-89
ул. Чернореченская 8
14,96
0,05
Подземная бесканальная
0,6801
0,114
423,1
181,62
ТК-89
ТК-90
89,54
0,069
Подземная бесканальная
4,0011
0,336
2532,35
1081,84
ТК-90
ул. Павлова 1
29,03
0,05
Подземная бесканальная
2,0001
0,335
818,43
350,65
ТК-91
ТК-92
114,86
0,082
Надземная
6,3234
0,352
4464,79
3597,91
ТК-94
ул. С. Камаева 4
54,85
0,033
Подземная бесканальная
0,2001
0,072
1229,67
496,76
ТК-94
ул. С. Камаева 6
55,94
0,033
Подземная бесканальная
0,9201
0,33
1254,11
538,31
ТК-92
ТК-93
12,39
0,082
Надземная
6,322
0,352
478,89
388,35
ТК-93
ТК-94
49,03
0,033
Надземная
1,1203
0,402
1179,48
921,56
ТК-93
ТК-93*
154,97
0,069
Подземная бесканальная
5,2015
0,436
4385
1879,29
ТК-93*
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
13,84
0,05
Подземная бесканальная
5,0801
0,85
391,62
168,31
ТК-93*
ООО "БУИН" (Советская 2А)
93,97
0,033
Подземная бесканальная
0,1202
0,043
2142,76
723,43
ТК-90
ул. Чернореченская 10
52,05
0,05
Подземная бесканальная
2,0002
0,335
1467,41
626,23
Котельная 2
ТК-75
55,72
0,207
Надземная
105,9498
0,909
3262,67
2691,01
ТК-75
ТК-76
133,53
0,1
Надземная
4,4843
0,174
5751,78
4686,18
ТК-76
ТК-77
33,84
0,1
Надземная
4,4819
0,174
1442,69
1190,88
ТК-79
ТК-80
32,01
0,1
Надземная
13,8043
0,534
1375,78
1143,3
ТК-80
ул. 40 лет Победы 6
36,66
0,05
Подземная бесканальная
2,5602
0,428
1053,03
453,57
ТК-80
ТК-81
39,97
0,1
Надземная
11,2436
0,435
1716,53
1426,2
ТК-81
ул. 40 лет Победы 8
33,26
0,05
Подземная бесканальная
2,4801
0,415
953,77
410,89
ТК-81
ТК-82
48,86
0,1
Надземная
8,7628
0,339
2095,74
1741,94
ТК-82
ул. 40 лет Победы 10
15,88
0,05
Подземная бесканальная
1,9201
0,321
454,39
195,97
ТК-86
ТК-87
42,99
0,1
Надземная
7,6438
0,296
1847,23
1526,01
ТК-85
ТК-91
88,28
0,082
Надземная
8,2848
0,461
3443,05
2763,97
ТК-82
ТК-83
42,03
0,1
Надземная
6,8418
0,265
1799,32
1497,2
ТК-79
ТК-85
53,42
0,1
Надземная
-13,8043
-0,534
2299,04
1906,39
ТК-85
ТК-86
48
0,1
Надземная
10,445
0,404
2065,78
1709,4
ТК-86
ул. 40 лет Победы 4
17,84
0,1
Подземная бесканальная
2,5203
0,098
625,17
270,41
ТК-75
ИК-2
105,9
0,15
Подземная бесканальная
68,9244
1,159
4976,75
2145,69
ТК-86
ООО Весна
13,84
0,027
Подземная бесканальная
0,28
0,187
319,9
136,91
ТК-83
ТК-84
29,2
0,069
Надземная
4,8407
0,407
1021,33
850,78
ТК-84
ул. 40 лет Победы 12
59,86
0,05
Подземная бесканальная
2,2802
0,382
1710,67
730,02
ТК-84
ул. 40 лет Победы 14
38,83
0,05
Подземная бесканальная
2,5602
0,428
1109,68
475,36
ТК-83
ул. 40 лет Победы 11
98,54
0,05
Подземная бесканальная
2,0004
0,335
2813,12
1195,3
ТК-77
ТК-78
58,41
0,069
Подземная бесканальная
2,9212
0,245
1647,7
701,78
ТК-78
ул. 40 лет Победы 13
46,42
0,05
Подземная бесканальная
1,3602
0,228
1301,38
558,39
ТК-77
ул. 40 лет Победы 9
40,34
0,05
Подземная бесканальная
1,5602
0,261
1137,96
489,94
ТК-75
ТК-79
82,66
0,1
Надземная
-32,5351
-1,26
3560,56
2931,89
ТК-85
ул. 40 лет Победы 2
61,41
0,05
Подземная бесканальная
1,9603
0,328
1745,62
754,12
Таблица 3.4. – Результаты гидравлического расчета (по потребителям) СЦТ от котельной №2, г. п. Явас
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Количество шайб на под. тр-де перед СО, шт
Диаметр шайбы на обр. тр-де после СО, мм
Расход сетевой воды на СО после наладки, т/ч
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
ул.Чернореченская 4
114,88
0,059
8,565
1
8,565
1,9576
2,36
10,36
30,29
19,93
ул.Чернореченская 6а
116,79
0,015
4,663
1
4,663
1,2241
0,6
7,62
27
19,38
ул. Чернореченская 8
116,79
0,017
5,087
1
5,087
1,3761
0,68
6,91
26,65
19,74
ул. Павлова 1
116,79
0,05
9,256
1
9,256
2,177
2
5,46
25,92
20,46
ул. С. Камаева 4
114,88
0,005
3,126
2
3,126
2,1494
0,2
9,14
29,67
20,54
ул. С. Камаева 6
114,88
0,023
5,639
1
5,639
1,4685
0,92
8,38
29,3
20,91
ул. Чернореченская 11+ПОЧТА
114,88
0,127
14,513
1
14,513
1,7577
5,08
5,83
28,01
22,19
ООО "БУИН" (Советская 2А)
110,5
0,003
5,346
5
5,346
2,2871
0,12
7,3
33,13
25,83
ул. Чернореченская 10
118,24
0,05
9,429
1
9,429
1,2333
2
5,07
24,27
19,2
ул. 40 лет Победы 2
114,88
0,049
7,903
1
7,903
1,475
1,96
9,86
30,03
20,18
ул. 40 лет Победы 4
114,88
0,063
8,696
1
8,696
1,6974
2,52
11,12
30,67
19,55
ул. 40 лет Победы 6
117,34
0,064
9,21
1
9,21
2,2871
2,56
9,12
27,2
18,09
ул. 40 лет Победы 8
117,83
0,062
9,143
1
9,143
0,5076
2,48
8,81
26,56
17,75
ул. 40 лет Победы 10
117,83
0,048
7,983
1
7,983
1,7904
1,92
9,09
26,7
17,61
ИК-2
117,6
1,723
42,63
1
42,63
1,5102
68,92
14,39
29,59
15,2
ООО Весна
114,88
0,007
4,991
2
4,991
0,1638
0,28
10,95
30,58
19,63
ул. 40 лет Победы 12
119,72
0,057
9,167
1
9,167
0,8723
2,28
7,37
23,95
16,58
ул. 40 лет Победы 14
119,72
0,064
9,636
1
9,636
4,9636
2,56
7,61
24,07
16,46
ул. 40 лет Победы 11
119,72
0,05
8,551
1
8,551
49,7743
2
7,49
24,01
16,52
ул. 40 лет Победы 7
120,36
0,039
6,098
1
6,098
2,0372
1,56
17,61
28,44
10,83
ул. 40 лет Победы 13
120,36
0,034
5,628
1
5,628
1,0627
1,36
18,44
28,86
10,42
ул. 40 лет Победы 9
120,36
0,039
6,004
1
6,004
0,0857
1,56
18,74
29,01
10,27
Таблица 3.5. – Результаты гидравлического расчета от котельной №3, п. Озерный (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Внутренний диаметр обратного трубопровода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
Котельная
ТК-1
19,83
0,15
0,15
Подземная бесканальная
36,8926
0,62
477,21
204,51
ТК-1
ТК-13
71,95
0,15
0,15
Подземная бесканальная
34,0526
0,573
1731,38
742,61
ТК-5
ТК-6
29,58
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,432
0,12
498,95
213,53
ТК-7
ТК-8
14,25
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,1807
0,099
238,62
102,18
ТК-8
8
15,06
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,4859
0,081
220,47
94,42
ТК-8
ТК-9
32,81
0,069
0,069
Подземная бесканальная
0,6946
0,058
548,95
234,3
ТК-9
7
13,81
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,6944
0,116
201,35
86,19
ТК-10
6
39,85
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,8587
0,144
576,05
246,64
ТК-10
ТК-11
26,95
0,082
0,082
Подземная бесканальная
0,0889
0,005
478,62
196,62
ТК-11
5
11,51
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,0886
0,015
159,49
67,81
ТК-13
ТК-14
177,89
0,15
0,15
Подземная бесканальная
1,3329
0,022
4284,08
1791,16
ТК-4
ТК-5
16,92
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,4321
0,12
284,86
122,32
ТК-4
ТК-10
165,01
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,9506
0,037
3333,71
1401,97
ТК-1
ТК-2
51,75
0,1
0,1
Подземная бесканальная
2,4592
0,095
1067,4
450,31
ТК-6
ТК-7
85,58
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,1814
0,099
1441,47
614,16
ТК-6
1
13,34
0,05
0,05
Подземная бесканальная
0,2503
0,041
196,61
84,3
ТК-1
2
13,79
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,3799
0,015
284,43
121,48
ТК-13
9
117,53
0,15
0,15
Подземная бесканальная
32,7168
0,55
2830,45
1213,18
ТК-14
4
61,63
0,069
0,069
Подземная бесканальная
1,3256
0,111
1034,25
441,81
ТК-2
ТК-4
228
0,1
0,1
Подземная бесканальная
11,3267
0,367
9940,63
4244
ТК-2
ТК-4
147,7
0,1
0,1
Подземная бесканальная
2,3853
0,092
2998,89
1278,85
ТК-2
3
15
0,1
0,1
Подземная бесканальная
0,0729
0,003
512,67
211,8
Таблица 3.6. – Результаты гидравлического расчета от котельной №3, п. Озерный (параметры по потребителям)
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Высота здания потpебителя, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. Гагарина 1
96
3,8
0,015
3,981
0,486
9,44
18,72
9,28
380,7
ул. Гагарина 2
96
3,8
0,021
4,762
0,694
9,42
18,71
9,29
412,2
ул. Центральная 1
97
6
0,025
0
0,859
9,48
17,74
8,26
424,1
ул. Центральная 3
97
6
0,002
0
0,088
9,61
17,8
8,2
422,7
Д/с
96,71
8
0,041
0
1,325
8,81
17,69
8,88
331,3
ул. Мира 1
96,3
8
0,008
0
0,25
9,55
18,47
8,92
279,1
ул. Лесная 3а
95,37
8
0,013
0
0,38
9,73
19,49
9,77
33,6
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
96,71
8
1,14
0
32,712
7,62
17,09
9,48
209,3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
94,8
3,5
0,002
3,159
0,073
9,7
20,05
10,35
86,6
Таблица 3.7. – Результаты гидравлического расчета от котельной №4, п. Парца (параметры по сетям)
Наименование начала участка
Наименование конца участка
Длина участка, м
Внутpенний диаметp подающего тpубопpовода, м
Внутренний диаметр обратного трубопровода, м
Вид прокладки тепловой сети
Расход воды в подающем трубопроводе, т/ч
Скорость движения воды в под.тр-де, м/с
Тепловые потери в подающем трубопроводе, ккал/ч
Тепловые потери в обратном трубопроводе, ккал/ч
ТУ-18
ТУ-19
38
0,069
0,069
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТУ-1
Котельная
17,91
0,15
0,15
Подземная бесканальная
62,9911
1,059
884,67
379,11
Отряд7
ТУ-28
48,18
0,063
0,063
Подземная бесканальная
0
0
0
0
ТУ-37
ТУ-1
20
0,15
0,15
Подземная бесканальная
-22,6985
-0,382
982,75
422,76
ИК-13
ТУ-1
122
0,15
0,15
Подземная бесканальная
22,6985
0,382
6017,32
2576,28
ИК-14
ТУ-37
280
0,15
0,15
Подземная бесканальная
35,2161
0,592
13813,45
5927,32
Дет.сад
ТУ-37
550
0,15
0,15
Подземная бесканальная
2,2763
0,038
27025,66
10731,87
Группа домов
ТУ-37
350
0,15
0,15
Подземная бесканальная
3,2061
0,054
17198,15
7145,44
ТУ-17
Котельная
17,91
0,15
0,15
Подземная бесканальная
63,3794
1,066
884,17
378,89
ТУ-37
ТУ-17
275,73
0,15
0,15
Подземная бесканальная
28,1931
0,474
13611,35
5805,9
ИК-14
ТУ-17
275,73
0,15
0,15
Подземная бесканальная
35,1856
0,592
13611,35
5838,07
Таблица 3.8. – Результаты гидравлического расчета от котельной №4, п. Парца (параметры по потребителям)
Наименование узла
Геодезическая отметка, м
Высота здания потpебителя, м
Расчетная нагрузка на отопление, Гкал/ч
Диаметр шайбы на под. тр-де перед СО, мм
Суммарный расход сетевой воды, т/ч
Располагаемый напоp на вводе потpебителя, м
Давление в подающем трубопроводе, м
Давление в обратном трубопроводе, м
Путь, пройденный от источника, м
ул. Гагарина 1
96
3,8
0,015
3,981
0,486
9,44
18,72
9,28
380,7
ул. Гагарина 2
96
3,8
0,021
4,762
0,694
9,42
18,71
9,29
412,2
ул. Центральная 1
97
6
0,025
0
0,859
9,48
17,74
8,26
424,1
ул. Центральная 3
97
6
0,002
0
0,088
9,61
17,8
8,2
422,7
Д/с
96,71
8
0,041
0
1,325
8,81
17,69
8,88
331,3
ул. Мира 1
96,3
8
0,008
0
0,25
9,55
18,47
8,92
279,1
ул. Лесная 3а
95,37
8
0,013
0
0,38
9,73
19,49
9,77
33,6
ФКУ ИК-17 УФСИН России по РМ
96,71
8
1,14
0
32,712
7,62
17,09
9,48
209,3
ФКУ ЦИТОВ УФСИН (ул.Лесная.3)
94,8
3,5
0,002
3,159
0,073
9,7
20,05
10,35
86,6
4. Перспективные балансы тепловой мощности источников тепловой энергии и тепловой нагрузки
4.1 Общие положения
Перспективные балансы тепловой мощности источника тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей разработаны в соответствии с подпунктом 2 пункта 3 и пунктом 5 Требований к схемам теплоснабжения. Баланс тепловой мощности источника тепловой энергии и тепловой нагрузки потребителей составлен вариант развития системы теплоснабжения.
В первую очередь рассмотрены балансы тепловой мощности существующего оборудования источника тепловой энергии и присоединенной тепловой нагрузки в зоне действия источника тепловой энергии, сложившихся (установленных по утвержденным картам гидравлических режимов тепловых сетей). Установленные тепловые балансы в указанных годах являются базовыми и неизменными для всего дальнейшего анализа перспективных балансов последующих отопительных периодов. Данные балансы, а также установленная зона действия источника тепловой энергии, были определены перспективные тепловые нагрузки в соответствии с данными, представлены в первом разделе «Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения
4.2. Баланс располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на перспективу до 2049 г. с выделением этапов в 2020-2024 г.г., 2025-2029 г.г., 2030-2034 г.г., 2035-2039 г.г., 2040-2044 г.г., 2045-2049 г.г., при развитии систем теплоснабжения.
4.2.1 Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2024 г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточников определено, что для наиболее эффективного обеспечения тепловых нагрузок предлагается провести мероприятия по строительству новых котельных №1, г. п. Явас (мощностью 6,02 Гкал), №2, г. п. Явас (мощностью 3,4 Гкал), №3, п. Озерный (мощностью 3,44 Гкал/ч), №4, п. Парца (мощностью 10 Гкал/ч).
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2020 г. по 2024 г. включительно в зоне действия котельной, задействованных в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.1.
Таблица 4.1. – Прогнозируемые к 2024 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2019 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2019 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2020 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2021 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2022 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2023 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2024 г.
Характеристика теплосети ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №1, п.
Явас
13
6,091
Вывод из эксплуатации
Котельная №1, г. п. Явас (новое строительство)
6,02
5,241
5,241
5,241
5,241
5,241
Характеристика теплосети ООО «ЖКХ Явас»
Котельная
№2, г. п. Явас
6,02
2,90
Вывод из эксплуатации
Котельная
№2, г. п. Явас (новое строительство)
3,44
2,759
2,759
2,759
2,759
2,759
Характеристика теплосети ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №3, п.Озерный
3,44
1,267
Вывод из эксплуатации
1,72
1,267
1,267
1,267
1,267
1,267
Характеристика теплосети ООО «ЖКХ Явас»
Котельная №4, п.Парца
10,0
2,137
Вывод из эксплуатации
2,58
2,137
2,137
2,137
2,137
2,137
Из таблицы 4.1. следует, что за пять лет с 2019 по 2024 г. прирост тепловой нагрузки на котельные ООО «ЖКХ Явас» Явасского городского поселения не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2024 г. представлены в табл. 4.2.
Рисунок 4.1. - Прогнозируемые к 2024 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников.
Таблица 4.2. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2024 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2019-2024 г.
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
2024 г.
Котельная №1,
г.п.Явас
Ул. Дзержинского
13
3,091
-
-
-
-
-
0,042
0,586
7,183
Котельная №1,
г.п.Явас
(новое строительство)
6,02
-
5,241
5,241
5,241
5,241
5,241
0,036
0,505
0,238
Котельная
№2, г. п. Явас ул. Чернореченская
6,02
2,90
-
-
-
-
-
0,02
0,256
2,844
Котельная
№2, г. п. Явас ул. Чернореченская (новое строительство)
3,44
-
2,759
2,759
2,759
2,759
2,759
0,019
0,243
0,419
Котельная №3, п.Озерный
3,44
1,267
-
-
-
-
-
0,01
0,07
2,093
Котельная №3, п.Озерный
1,72
-
1,267
1,267
1,267
1,267
1,267
0,01
0,07
0,373
Котельная №4, п. Парца
10
2,137
-
-
-
-
-
0,015
0,250
7,598
Котельная №4, п. Парца
2,58
-
2,137
2,137
2,137
2,137
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.2 показывает, что к 2024 г. прирст тепловой нагрузки на котельные ООО «ЖКХ Явас» гп.Явас не ожидается.
4.2.2. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2025-2029 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2025 г. по 2029 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.3.
Таблица 4.3. – Прогнозируемые к 2029 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2029 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2029 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.3. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2029 г. представлены в табл. 4.4.
Таблица 4.4. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2029 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2029 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2029 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,036
0,505
0,238
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,019
0,243
0,419
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.4. показывает, что к 2029 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.3. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2030-2034 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2030 г. по 2034 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.5.
Таблица 4.5. – Прогнозируемые к 2034 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2034 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2034 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.5. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2034 г. представлены в табл. 4.6.
Таблица 4.6. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2034 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2034 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2034 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,0524
0,483
0,244
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,0276
0,276
0,337
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.6. показывает, что к 2034 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.4. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2035-2039 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2035 г. по 2039 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.6.
Таблица 4.6. – Прогнозируемые к 2039 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2039 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2039 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.6. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2039 г. представлены в табл. 4.7.
Таблица 4.7. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2039 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2039 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2039 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,0524
0,483
0,244
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,0276
0,276
0,337
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.7. показывает, что к 2039 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.5. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2040-2044 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2040 г. по 2044 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.8.
Таблица 4.8. – Прогнозируемые к 2044 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2044 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2044 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.8. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2044 г. представлены в табл. 4.9.
Таблица 4.9. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2044 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2044 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2044 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,0524
0,483
0,244
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,0276
0,276
0,337
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.9. показывает, что к 2044 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.6. Баланс располагаемой тепловой мощности по состоянию на 2045-2049 г.г.
На основании проведенных гидравлических расчетов и анализа тепловых нагрузок в зоне действия энергоисточника определено, что для обеспечения тепловых нагрузок не требуется модернизация котельных.
Прогнозируемые приросты тепловых нагрузок за период с 2045 г. по 2049 г. включительно в зоне действия котельной, задействовано в схеме теплоснабжения по рассматриваемому варианту приведены в таблице 4.10.
Таблица 4.10. – Прогнозируемые к 2049 г. приросты тепловых нагрузок в зонах действия энергоисточников при развитии систем теплоснабжения, (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2049 г.
Тепловая нагрузка, Гкал/ч на 2049 г.
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
Из таблицы 4.10. следует, что прирост тепловой нагрузки не ожидается. Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки по состоянию на 2049 г. представлены в табл. 4.11.
Таблица 4.11. – Балансы располагаемой тепловой мощности и присоединенной тепловой нагрузки на 2049 г. при развитии систем теплоснабжения (Гкал/ч)
Источник
Располагаемая мощность на 2049 г.
Расчетная тепловая нагрузка на 2049 г., Гкал/ч
Собственные нужды источника, Гкал/ч
Потери в тепловых сетях наиболее холодного месяца, Гкал/ч
Резерв (+)
Дефицит (-)
Котельная №1, г. п. Явас
6,02
5,241
0,0524
0,483
0,244
Котельная №2, г. п. Явас
3,44
2,759
0,0276
0,276
0,337
Котельная №3, п. Озерный
1,72
1,267
0,01
0,070
0,373
Котельная №4, п. Парца
2,58
2,137
0,015
0,250
0,178
Анализ таблицы 4.11. показывает, что к 2049 г. суммарная расчетная присоединенная тепловая нагрузка по источнику теплоснабжения остается без изменения.
4.2.6. Выводы о резервах (дефицитах) тепловой мощности существующей системы теплоснабжения при обеспечении перспективной тепловой нагрузки
Значения резервов (дефицит) тепловой мощности источников теплоснабжения Явасского городского поселения для развития системы теплоснабжения, отдельно по периодам реализации схемы теплоснабжения представлены в таблице 4.7.
Таблица 4.7. – Резервы тепловой мощности на теплоисточниках Явасского городского поселения
Наименование варианта развития источников
Резерв (+) Дефицит (-) тепловой мощности, Гкал/ч
2019 г.
2020 г.
2021 г.
2023 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
2049 г.
Котельная №1, г. п. Явас
7,183
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная
№1, г. п. Явас(новое строительство)
-
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
0,238
Котельная №2, г. п. Явас
2,844
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная
№2, г. п. Явас(новое строительство)
-
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
0,419
Котельная №3, п. Озерный
2,093
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная №3, п. Озерный (новое строительство)
-
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
0,373
Котельная №4, п. Парца
7,598
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Котельная №4, п. Парца (новое строительство)
-
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
0,178
При положительном общем балансе располагаемой тепловой мощности теплоисточника и присоединенной тепловой нагрузки Явасского городского поселения отсутствуют дефициты на теплоисточнике поселка на разных этапах.
5. Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок
5.1. Общие положения
Перспективные балансы производительности водоподготовительных установок разрабатываются в соответствии с Постановлением Правительства РФ от 22.02.2012 № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» (подпункт3 пункта 3 и пункт 40).
В результате разработки в соответствии с пунктом 40 указанных Требований должны быть решены следующие задачи:
- установлены перспективные объемы теплоносителя, необходимые для передачи теплоносителя от источника до потребителя в каждой зоне действия источников тепловой энергии;
- составлен баланс производительности ВПУ и подпитки тепловой сети и определены резервы и дефициты производительности ВПУ, в том числе и в аварийных режимах работы системы теплоснабжения.
5.2 Перспективные объемы теплоносителя
Перспективные объемы теплоносителя, необходимые для передачи теплоносителя от источников тепловой энергии до потребителя в зонах действия источников тепловой энергии, прогнозировалась исходя из следующих условий:
– Регулирование отпуска тепловой энергии в тепловые сети в зависимости от температуры наружного воздуха принято по регулированию отопительно-вентиляционной нагрузки с качественным методом регулирования с расчетными параметрами теплоносителя;
– Расчетный расход теплоносителя в тепловых сетях изменяется с темпом присоединения (подключения) суммарной тепловой нагрузки и с учетом реализации мероприятий по наладке режимов в системе транспорта теплоносителя;
– Расход теплоносителя на обеспечение нужд горячего водоснабжения потребителей в зоне открытой схемы теплоснабжения изменяется с темпом реализации проекта по переводу системы теплоснабжения на закрытую схему, в соответствии с требованиями Федерального закона от 07.12.2011 № 417-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «О водоснабжении и водоотведении».
Перспективный баланс теплоносителя системы теплоснабжения приведен в табл. 5.1.
Таблица 5.1. Перспективный баланс теплоносителя системы теплоснабжения
Показатель
Единицы измерения
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
2049 г.
Зона действия котельной №1, г. п. Явас новое строительство
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч
тонн/год
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
1766,837
На пусковое заполнение
тонн/год
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
130,49
Годовые затраты и потери теплоносителя с утечками
тонн/год
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
1636,346
Зона действия котельной №2, г. п. Явас новое строительство
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч
тонн/год
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
186,822
На пусковое заполнение
тонн/год
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
13,798
Годовые затраты и потери теплоносителя с утечками
тонн/год
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
173,024
Зона действия котельной №3, п. Озерный новое строительства
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч
тонн/год
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
130,949
На пусковое заполнение
тонн/год
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
9,671
Годовые затраты и потери теплоносителя с утечками
тонн/год
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
121,277
Зона действия котельной №4, п. Парца новое строительство
Всего подпитка тепловой сети, в т.ч
тонн/год
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
628,929
На пусковое заполнение
тонн/год
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
46,450
Годовые затраты и потери теплоносителя с утечками
тонн/год
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
582,480
5.3 Аварийные режимы подпитки тепловой сети
При возникновении аварийной ситуации на любом участке магистрального трубопровода, возможно организовать обеспечение подпитки тепловой сети за счет использования существующих баков аккумуляторов и водопроводной сети.
6. Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии
6.1. Общие положения
Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению источника тепловой энергии разрабатываются в соответствии пунктом 10 и пунктом 41 Требований к схемам теплоснабжения.
В связи с тем, что расширение зоны деятельности источника централизованного теплоснабжения, а также прироста тепловых нагрузок потребителей в существующей зоне действия источников Явасского городского поселения не предусматривается, предлагается провести мероприятия по строительству новых котельных №1, г. п. Явас по ул. Дзержинского, №2, г. п. Явас по ул. Чернореченская, №3, п. Озерный и №4, п. Парца.
Мероприятия по строительству выполняются в форме капитального строительства либо установки теплогенерирующего оборудования (БМК, котел наружного размещения и т.п.)
6.2 Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников комбинированной выработки тепловой и электрической энергии
6.2.1 Техническое перевооружение источников теплоснабжения в период с 2020 до 2024 г.г.
6.2.1.1. Строительство котельной №1, г. п. Явас
Котельная №1, г. п. Явас с котлами ДКВР-6,5 в количестве 2 шт., общей установленной мощностью 13 Гкал/ч, предназначена для теплоснабжения Явасского городского поселения.
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения 95/70 °С качественного регулирования. Перечень существующего оборудования представлен в таблице 6.1. и 6.2.
Таблица – 6.1. Перечень существующего основного оборудования
№,
Тип
Установленная мощность
Год
Температурный
КПД по
котла
котла Гкал/час
ввода
график
режимной карте
Котельная №1, г. п. Явас
1
ДКВР-6,5
6,5
-
95-70
63,4%
2
ДКВР-6,5
6,5
-
95-70
63,4%
Таблица – 6.2. Перечень существующего вспомогательного оборудования
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
Напор, Н, м
Мощность, кВт
м3/ч
Котельная №1, г. п. Явас
Сетевой Д 320/50
1
50
75
Сетевой Д 315/50
1
50
50
Сетевой Д 320/50
2
50
55
Подпиточный К 15/30
1
30
4
Подпиточный К 20/30
1
30
4,5
Подпиточный К 30/40
1
40
5,5
Подпиточный К 20/30
1
30
5
6.2.1.2. Строительство котельной №2, г. п. Явас
Котельная №2, г. п. Явас с котлами КВЖ-3,5 в количестве 2 шт., общей установленной мощностью 6,02 Гкал/ч, предназначена для теплоснабжения Явасского городского поселения.
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения 95/70 °С качественного регулирования. Перечень существующего оборудования представлен в таблице 6.3. и 6.4.
Таблица – 6.3. Перечень существующего основного оборудования
№,
Тип
Установленная мощность
Год
Температурный
КПД по
котла
котла Гкал/час
ввода
график
режимной карте
Котельная №2, г. п. Явас
3
КВЖ-3,5
3,01
-
95-70
85%
4
КВЖ-3,5
3,01
-
95-70
85%
Таблица – 6.4. Перечень существующего вспомогательного оборудования
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
Напор, Н, м
Мощность, кВт
м3/ч
Котельная №2, г. п. Явас
Сетевой К 290/30
1
30
75
Сетевой К 160/30
1
30
30
Сетевой К 200/30
2
30
37
Подпиточный 3К-9
4
-
7,5
ГВС К 80/55
1
-
7,5
6.2.1.3. Строительство котельной №3, п. Озерный
Котельная №3, п. Озерный с котлами КВ-ТС, в количестве 4 шт., общей установленной мощностью 3,44 Гкал/ч, предназначена для теплоснабжения п. Озерный.
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения 95/70 °С качественного регулирования. Перечень существующего оборудования представлен в таблице 6.5. и 6.6.
Таблица – 6.5. Перечень существующего основного оборудования
№,
котла
Тип
Установленная мощность
котла Гкал/час
ГГод вода
Температурный
график
КПД по
режимной карте
Котельная №3, п.Озерный
1
КВ-ТС
0,86
95-70
77%
2
КВ-ТС
0,86
95-70
77%
3
КВ-ТС
0,86
95-70
77%
4
КВ-ТС
0,86
95-70
77%
Таблица – 6.6. Перечень существующего вспомогательного оборудования
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
м3/ч
Напор, Н, м
Мощность, кВт
Котельная №3, п.Озерный
Двигатель асинхронный (сетевой)
3
-
30
Двигатель асинхронный (рециркуляционный)
2
-
20
Двигатель асинхронный (подпиточный)
1
-
15
6.2.1.3. Строительство котельной №4, п. Парца
Котельная №4, п. Парца с котлами КСВ-2,9, в количестве 4 шт., общей установленной мощностью 10,0 Гкал/ч, предназначена для теплоснабжения п. Парца.
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения 95/70 °С качественного регулирования. Перечень существующего оборудования представлен в таблице 6.7. и 6.8.
Таблица – 6.7. Перечень существующего основного оборудования
№,
котла
Тип
Установленная мощность
котла Гкал/час
ГГод вода
Температурный
график
КПД по
режимной карте
Котельная №4, п. Парца
1
КСВ-2,9
2,5
95-70
60,2%
2
КСВ-2,9
2,5
95-70
60,2%
3
КСВ-2,9
2,5
95-70
60,2%
4
КСВ-2,9
2,5
95-70
60,2%
Таблица – 6.8. Перечень существующего вспомогательного оборудования
Тип насоса
Кол-во, шт.
Производительность, V,
м3/ч
Напор, Н, м
Мощность, кВт
Котельная №4, п. Парца
Двигатель асинхронный (сетевой)
3
-
55
Двигатель асинхронный (рециркуляционный)
2
-
55
Двигатель асинхронный (подпиточный)
1
-
55
6.2.1.3. Вариант развития
В связи с тем, что основное и вспомогательное оборудование котельных исчерпало свой эксплуатационный ресурс, предлагается перевод потребителей, снабжающихся тепловой энергией от существующих котельных, на баланс вновь строящихся новых котельных: котельная №1, г. п. Явас по ул.Дзержинского, мощностью 6,02 Гкал, котельная №2, г. п. Явас по ул.Чернореченская, мощностью 3,4 Гкал, котельная №3, п. Озерный, мощностью 1,72 Гкал/ч, котельная №4, п. Парца, мощностью 2,58 Гкал/ч для обеспечения тепловой нагрузки на отопление в Явасском городском поселении. А также в связи с планируемым вариантом развития системы теплоснабжения, планируется перевод на индивидуальное отопление жилые дома по адресам: ул.Дзержинского д. 9, ул. Советская д. 2А, ООО «Буин».
Эксплуатационный температурный график системы теплоснабжения предлагается оставить без изменений - 95/70 °С качественного регулирования.
Исходные данные для расчетов приведены в таблице 6.9.
Таблица 6.9. Исходные данные
№ п.п.
Наименование
Единица измерения
Величина
Котельная №1, г. п. Явас
1
Установленная мощность
Гкал/ч
6,02
2
Располагаемая мощность
Гкал/ч
6,02
3
Подключенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
5,241
4
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,036
5
Нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Гкал/ч
0,505
Котельная №2, г. п. Явас
6
Установленная мощность
Гкал/ч
3,44
7
Располагаемая мощность
Гкал/ч
3,44
8
Подключенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
2,759
9
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,019
10
Нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Гкал/ч
0,243
Котельная №3, п. Озерный
11
Установленная мощность
Гкал/ч
1,72
12
Располагаемая мощность
Гкал/ч
1,72
13
Подключенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
1,267
14
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,01
15
Нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Гкал/ч
0,07
Котельная №4, п. Парца
16
Установленная мощность
Гкал/ч
2,58
17
Располагаемая мощность
Гкал/ч
2,58
18
Подключенная тепловая нагрузка
Гкал/ч
2,137
19
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,015
20
Нормативные потери тепловой энергии в тепловых сетях
Гкал/ч
0,250
Результаты расчета сведены в таблицу 6.10.
Таблица 6.10. Результаты расчета для котельных Явасского городского поселения (новое строительство)
№ п.п.
Наименование
Единица измерения
Величина
Котельная №1, г. п. Явас
1
Суммарная нагрузка на отопление
Гкал/ч
5,241
2
Нормативные потери в тепловых сетях
Гкал/ч
0,505
3
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,036
4
Минимально необходимая мощность котельной в зимний период
Гкал/ч
5,782
Котельная №2, г. п. Явас
5
Суммарная нагрузка на отопление
Гкал/ч
2,759
6
Нормативные потери в тепловых сетях
Гкал/ч
0,243
7
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,019
8
Минимально необходимая мощность котельной в зимний период
Гкал/ч
3,021
Котельная №3, п. Озерный
9
Суммарная нагрузка на отопление
Гкал/ч
1,267
10
Нормативные потери в тепловых сетях
Гкал/ч
0,070
11
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,01
12
Минимально необходимая мощность котельной в зимний период
Гкал/ч
1,347
Котельная №4, п. Парца
13
Суммарная нагрузка на отопление
Гкал/ч
2,137
14
Нормативные потери в тепловых сетях
Гкал/ч
0,250
15
Собственные нужды котельной
Гкал/ч
0,015
16
Минимально необходимая мощность котельной в зимний период
Гкал/ч
2,402
6.2.1.4. Расчет технико-экономических показателей работы котельной
Технико-экономические показатели работы котельных представлены в таблице 6.11.
Таблица 6.11. - Технико-экономические показатели работы котельных Явасского городского поселения
№ п.п.
Показатель
Обозначение
Единица измерения
Величина на 2020 г.
Котельная №1, г. п. Явас
1
Годовой отпуск потребителям на отопление
Qгод
Гкал
13469,548
2
Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях
Qгод
Гкал
1441,739
3
Отпуск тепловой энергии в тепловые сети
Qгод
Гкал
14911,288
4
Выработка тепловой энергии котельной
Qгод
Гкал
15017,725
5
Теплотворная способность газа
Ккал/м³
8100
6
Годовой расход натурального топлива
Вгод
тыс.м2/год
2063,566
7
Расход условного топлива
В
т.у.т.
2373,100
Котельная №2, г. п. Явас
8
Годовой отпуск потребителям на отопление
Qгод
Гкал
7414,44
9
Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях
Qгод
Гкал
717,934
10
Отпуск тепловой энергии в тепловые сети
Qгод
Гкал
8132,377
11
Выработка тепловой энергии котельной
Qгод
Гкал
8190,822
12
Теплотворная способность газа
Ккал/м³
8100
13
Годовой расход натурального топлива
Вгод
тыс.м3/год
1125,429
14
Расход условного топлива
В
т.у.т.
1294,243
Котельная №3, п. Озерный
Годовой отпуск потребителям на отопление
Qгод
Гкал
3080,620
Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях
Qгод
Гкал
181,836
Отпуск тепловой энергии в тепловые сети
Qгод
Гкал
3262,456
Выработка тепловой энергии котельной
Qгод
Гкал
3288,691
Теплотворная способность газа
Ккал/м³
8100
Годовой расход натурального топлива
Вгод
тыс.м3/год
451,894
Расход условного топлива
В
т.у.т.
519,679
Котельная №4, п. Парца
Годовой отпуск потребителям на отопление
Qгод
Гкал
5127,231
Годовые потери тепловой энергии в тепловых сетях
Qгод
Гкал
681,203
Отпуск тепловой энергии в тепловые сети
Qгод
Гкал
5808,433
Выработка тепловой энергии котельной
Qгод
Гкал
5851,965
Теплотворная способность газа
Ккал/м³
8100
Годовой расход натурального топлива
Вгод
тыс.м3/год
804,110
Расход условного топлива
В
т.у.т.
924,727
6.2.2. Развитие источников теплоснабжения в период с 2025 до 2029 г.г.
На анализируемый период реконструкция котельной не планируется.
Капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2025-2029 г.г. не планируются.
6.2.3. Развитие источников теплоснабжения в период с 2030 до 2034г.г.
На анализируемый период планируется реконструкция котельной.
Планируются капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2030-2034 г.г.
6.2.4. Развитие источников теплоснабжения в период с 2035 до 2039г.г.
На анализируемый период реконструкция котельной не планируется.
Капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2035-2039 г.г. не планируются.
6.2.5. Развитие источников теплоснабжения в период с 2040 до 2044г.г.
На анализируемый период планируется реконструкция котельной.
Планируются капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2040-2044 г.г.
6.2.6. Развитие источников теплоснабжения в период с 2045 до 2049г.г.
На анализируемый период планируется реконструкция котельной.
Планируются капитальные вложения в развитие и реконструкцию источника тепловой энергии в период с 2045-2049 г.г.
7 Предложения по строительству, реконструкции и техническому тепловых сетей и сооружений на них
7.1 Общие положения
Предложения по строительству тепловых сетей и сооружений на них разрабатываются в соответствии с подпунктом «д» пункта 4, пунктом 11 и пунктом 43 Требований к схемам теплоснабжения.
В результате разработки в соответствии с пунктом 10 Требований к схеме теплоснабжения должны быть решены следующие задачи:
– обоснование предложений по строительству тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса.
7.2 Структура предложений и проектов по теплоснабжению объектов перспективной застройки
7.2.1 Структура предложений
Предложения по строительству тепловых сетей сформированы в проекте развития схемы теплоснабжения Явасского городского поселения. В связи с этим подробное описание проекта, которое направлено на обеспечение теплоснабжения новых потребителей по существующим и вновь создаваемым тепловым сетям и сохранение теплоснабжения существующих потребителей от существующих тепловых сетей при условии надежности системы теплоснабжения. Более детальная и подробная классификация групп проектов представлена ниже.
7.2.2 Предложение по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей для обеспечения перспективной нагрузки
Предложения по строительству и техническому перевооружению тепловых сетей сформирована в группу:
– строительство тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса, для обеспечения надежной работы сетей до 2049 года.
Проект «Строительство тепловых сетей для обеспечения надежной работы теплопроводов Явасского городского поселения на период до 2049 г.» охватывает комплекс мероприятий, направленных на реализацию задач по обеспечению бесперебойной работы на период до 2049 г.
Согласно данному варианту развития схемы теплоснабжения предусматривается замена существующих тепловых сетей на новые в Явасском городском поселении.
7.2.3 Оценка необходимых финансовых потребностей для реализации проекта
Оценка стоимости капитальных вложений в строительство тепловых сетей осуществлялась по укрупненным показателям базисных стоимостей по видам строительства (УПР), укрупненным показателям сметной стоимости (УСС), укрупненным показателям базисной стоимости материалов, видов оборудования, услуг и видов работ.
Базисные укрупненные нормы были сопоставлены с проектами-аналогами, выполненными проектными организациями в составе проектов на строительство, для проектов тепловых сетей с использованием новых технических решений.
В описании вида работ мелкие и сопутствующие операции не упоминаются, но показателями учтены. В показателях также учтены затраты на выгрузку материалов, изделий и конструкций, горизонтальное и вертикальное транспортирование их до места установки, монтажа и укладки.
В настоящем разделе приведены результаты подробной оценки финансовых потребностей для проекта рекомендуемого варианта (Строительство тепловых сетей для обеспечения надежной работы теплопроводов).
Полная сметная стоимость каждого мероприятия приведена ниже.
7.3 Строительство новых тепловых сетей
Анализ результатов по рассматриваемым вариантам развития, разрабатываемых на каждый период проекта, определил, что нет необходимости в строительстве новых тепловых сетей.
7.4 Строительство тепловых сетей с оптимизацией диаметров трубопроводов
Анализ результатов по рассматриваемым вариантам развития, разрабатываемых на каждый период проекта, определил, что нет необходимости в строительстве новых тепловых сетей.
7.5 Строительство тепловых сетей в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса
В ходе анализа характеристик тепловых сетей, отчетности по проведению ремонтов, а также визуального осмотра установлен эксплуатационный ресурс тепловых сетей (год ввода или последней перекладки). Тепловые сети, не увлеченные в проекты практически за период 2020-2049 г. отработают плановый ресурс 25 и более лет. В связи с этим на данный период разработан проект по строительству данных тепловых сетей. Участки и их характеристики представлены в табл. 7.1., 7.2.
Таблица 7.1. Реестр мероприятий проекта развития тепловых сетей Явасского городского поселения
Наименование
Характеристики
Период реконструкции
1
2
3
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-15 до ТК-25 диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение от ТК-9 до ТК-11, средним диаметром 150 мм, протяженностью 210 м.(в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
Длина 210 м(в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участка тепловой сети от ТК-2 до ТК-1, диаметром 89 мм. 75 м надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали Строительство участка тепловой сети от ТК-1 до Кондитерского цеха, диаметром 40 мм. 35 м подземная бесканальная, изоляция в ППУ-ПЭ
Длина 75 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 89, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 35 м (в двухтрубном исполнении), подземная бесканальная, Ду 40, изоляция изоляция в ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-38 до ТК-50 диаметром 200 мм, протяженностью 54 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 54 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-2 до ТК-61 диаметром 273 мм, протяженностью 100 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 100 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-38 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-35 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-3 диаметром 273 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 273, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-9 диаметром 200 мм, протяженностью 235 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнени
Длина 235 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-11 до ТК-15 диаметром 150 мм, протяженностью 280 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 280 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-75 до ТК-86 диаметром 100 мм, протяженностью 120 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 120 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-85 до ТК-82 диаметром 100 мм, протяженностью 250 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 250 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 100, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-86 до ТК-90 диаметром 89 мм, протяженностью 340 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 340 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 89, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-1 до ТК-4 диаметром 100 мм, протяженностью 170 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 170 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-13 до Котельной диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-1 до ТУ-37 диаметром 150 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение"
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-37 до Жилых домов, диаметром 150 мм, протяженностью 320 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 320 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-38 до ТК-50 диаметром 200 мм, протяженностью 54 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 54 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2031 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-2 до ТК-61 диаметром 273 мм, протяженностью 100 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 100 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2033 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-38 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2037 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-35 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
2038 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-3 диаметром 273 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 273, изоляция ППУ-ПЭ
2039 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-9 диаметром 200 мм, протяженностью 235 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 235 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2044 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-11 до ТК-15 диаметром 150 мм, протяженностью 280 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 280 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2045 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-75 до ТК-86 диаметром 100 мм, протяженностью 120 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 120 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2032 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-85 до ТК-82 диаметром 100 мм, протяженностью 250 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкован
Длина 250 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2040 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-86 до ТК-90 диаметром 89 мм, протяженностью 340 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 340 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 89, изоляция ППУ-ПЭ
2041 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-1 до ТК-4 диаметром 100 мм, протяженностью 170 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 170 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
2034 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-13 до Котельной диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2042 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-1 до ТУ-37 диаметром 150 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение"
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2035 г
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-37 до Жилых домов, диаметром 150 мм, протяженностью 320 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 320 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
2043 г
Таблица 7.2. Финансовые потребности для реализации проекта
Наименование
Характеристики
Итого стоимость по расчетам с НДС, тыс. руб.
Характеристика
Длина участка, м
Диаметр, мм
Стоимость, тыс. руб.
1
2
3
4
5
6
7
8
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-15 до ТК-25 диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение от ТК-9 до ТК-11, средним диаметром 150 мм, протяженностью 210 м.(в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
Длина 210 м(в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
14099,12
Строительство
Подземная
Подземная
300
210
150
150
14099,12
Строительство участка тепловой сети от ТК-2 до ТК-1, диаметром 89 мм. 75 м надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали Строительство участка тепловой сети от ТК-1 до Кондитерского цеха, диаметром 40 мм. 35 м подземная бесканальная, изоляция в ППУ-ПЭ
Длина 75 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 89, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 35 м (в двухтрубном исполнении), подземная бесканальная, Ду 40, изоляция изоляция в ППУ-ПЭ
2496,31
Строительство
Надземная
Подземная
75
35
89
40
2496,31
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-38 до ТК-50 диаметром 200 мм, протяженностью 54 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 54 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2715,46
Строительство
Подземная
54
200
2715,46
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-2 до ТК-61 диаметром 273 мм, протяженностью 100 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 100 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
4041,01
Строительство
Надземная
100
273
4041,01
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-38 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
8371,14
Строительство
Надземная
200
273
8371,14
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-35 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
9297,17
Строительство
Надземная
200
273
9297,17
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-3 диаметром 273 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 273, изоляция ППУ-ПЭ
12073,72
Строительство
Подземная
180
273
12073,72
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-9 диаметром 200 мм, протяженностью 235 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнени
Длина 235 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
18040,74
Строительство
Подземная
235
200
18040,74
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-11 до ТК-15 диаметром 150 мм, протяженностью 280 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 280 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
20543,16
Строительство
Подземная
280
150
20543,16
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-75 до ТК-86 диаметром 100 мм, протяженностью 120 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 120 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
4698,38
Строительство
Подземная
120
100
4698,38
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-85 до ТК-82 диаметром 100 мм, протяженностью 250 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 250 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 100, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
11939,0
Строительство
Надземная
250
100
11939,0
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-86 до ТК-90 диаметром 89 мм, протяженностью 340 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 340 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 89, изоляция ППУ-ПЭ
14282,98
Строительство
Подземная
340
89
14282,98
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-1 до ТК-4 диаметром 100 мм, протяженностью 170 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 170 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
7000,38
Строительство
Подземная
170
100
7000,38
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-13 до Котельной диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
17223,50
Строительство
Подземная
300
150
17223,50
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-1 до ТУ-37 диаметром 150 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение"
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
8684,77
Строительство
Подземная
180
150
8684,77
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-37 до Жилых домов, диаметром 150 мм, протяженностью 320 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 320 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
18830,86
Строительство
Подземная
320
150
18830,86
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-38 до ТК-50 диаметром 200 мм, протяженностью 54 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 54 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
2715,46
Строительство
Подземная
54
200
2715,46
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-2 до ТК-61 диаметром 273 мм, протяженностью 100 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 100 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
4041,01
Строительство
Надземная
100
273
4041,01
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-38 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
8371,14
Строительство
Надземная
200
273
8371,14
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-36 до ТК-35 диаметром 273 мм, протяженностью 200 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
Длина 200 м (в двухтрубном исполнении), надземная, Ду 273, изоляция минвата в оболочке из оцинкованной стали
9297,17
Строительство
Надземная
200
273
9297,17
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-3 диаметром 273 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 273, изоляция ППУ-ПЭ
12073,72
Строительство
Подземная
180
273
12073,72
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-3* до ТК-9 диаметром 200 мм, протяженностью 235 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 235 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 200, изоляция ППУ-ПЭ
18040,74
Строительство
Подземная
235
200
18040,74
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №1 г.п. Явас: от ТК-11 до ТК-15 диаметром 150 мм, протяженностью 280 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 280 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
20543,16
Строительство
Подземная
280
150
20543,16
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-75 до ТК-86 диаметром 100 мм, протяженностью 120 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 120 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
4698,38
Строительство
Подземная
120
100
4698,38
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-85 до ТК-82 диаметром 100 мм, протяженностью 250 м (в двухтрубном исполнении) надземное исполнение, изоляция минвата в оболочке из оцинкован
Длина 250 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
11939,00
Строительство
Подземная
250
100
11939,00
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №2 г.п. Явас: от ТК-86 до ТК-90 диаметром 89 мм, протяженностью 340 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 340 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 89, изоляция ППУ-ПЭ
14282,98
Строительство
Подземная
340
89
14282,98
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-1 до ТК-4 диаметром 100 мм, протяженностью 170 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 170 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 100, изоляция ППУ-ПЭ
7000,38
Строительство
Подземная
170
100
7000,38
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №3 Озерный: от ТК-13 до Котельной диаметром 150 мм, протяженностью 300 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 300 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
17223,50
Строительство
Подземная
300
150
17223,50
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-1 до ТУ-37 диаметром 150 мм, протяженностью 180 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение"
Длина 180 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
8 684,77
Строительство
Подземная
180
150
8 684,77
Строительство участков тепловых сетей в рамках системы теплоснабжения котельной №4 Парца: от ТК-37 до Жилых домов, диаметром 150 мм, протяженностью 320 м (в двухтрубном исполнении) ППУ-ПЭ подземное исполнение
Длина 320 м (в двухтрубном исполнении), подземная, Ду 150, изоляция ППУ-ПЭ
18830,86
Строительство
Подземная
320
150
18830,86
Всего
323395,20
323395,2
8. Топливные балансы
8.1 Общие положения
Перспективные топливные балансы разработаны в соответствии подпунктом 6 пункта 3 и пунктом 23 Требований к схемам теплоснабжения. В результате разработки в соответствии с пунктом 23 Требований к схеме теплоснабжения должны быть решены следующие задачи:
• установлены перспективные объемы тепловой энергии, вырабатываемой на всех источниках тепловой энергии, обеспечивающие спрос на тепловую энергию и теплоноситель для потребителей, на собственные нужды котельных, на потери тепловой энергии при ее передаче по тепловым сетям;
• установлены объемы топлива для обеспечения выработки тепловой энергии на каждом источнике тепловой энергии;
• установлены показатели эффективности использования топлива и предлагаемого к использованию теплоэнергетического оборудования.
8.2 Перспективные топливные балансы источников теплоснабжения по котельным ООО «ЖКХ Явас»
При прогнозировании необходимого количества топлива для котельных Явасского городского поселения рассматривался вариант обеспечения тепловой нагрузки от существующих котельных с наилучшими показателями работы (в частности – удельный расход топлива на выработку тепла) или строительство новых котельных.
Прогнозы по выработанной тепловой энергии и топливопотреблению рассматривались по котельным, которые задействованы в схеме теплоснабжения, со следующим допущением: отпуск тепловой энергии ведомственных котельных остаётся на уровне базового года. Перспективное значение удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии приведено на рисунке 8.1. и в таблице 8.1.
Рисунок 8.1. Динамика НУР топлива на период 2020-2049 г.г.
Таблица 8.1. Перспективные плановые значения удельных расходов топлива на выработку тепловой энергии
Показатель
Единицы измерения
2020 г.
2021 г.
2022 г.
2023 г.
2024 г.
2029 г.
2034 г.
2039 г.
2044 г.
2049 г.
Зона действия котельной №1, г. п. Явас (новое строительство)
Выработка тепловой энергии
Гкал
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
15017,725
НУР топлива
кг.у.т.
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
Зона действия котельной №2, г. п. Явас (новое строительство)
Выработка тепловой энергии
Гкал
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
4930,220
НУР топлива
кг.у.т.
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
Зона действия котельной №3, п. Озерный (новое строительство)
Выработка тепловой энергии
Гкал
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
3288,691
НУР топлива
кг.у.т.
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
Зона действия котельной №4, п. Парца (новое строительство)
Выработка тепловой энергии
Гкал
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
5851,965
НУР топлива
кг.у.т.
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
158,02
9. Оценка надежности системы теплоснабжения
9.1 Общие положения
Оценка надежности теплоснабжения разрабатываются в соответствии с подпунктом «и» пункта 19 и пункта 46 Требований к схемам теплоснабжения. Нормативные требования к надёжности теплоснабжения установлены в СНиП 41.02.2003 «Тепловые сети» в части пунктов 6.27-6.31 раздела «Надежность».
В СНиП 41.02.2003 надежность теплоснабжения определяется по способности проектируемых и действующих источников теплоты, тепловых сетей и в целом систем централизованного теплоснабжения обеспечивать в течение заданного времени требуемые режимы, параметры и качество теплоснабжения (отопления, вентиляции, горячего водоснабжения, а также технологических потребностей предприятий в паре и горячей воде) обеспечивать нормативные показатели вероятности безотказной работы [Р], коэффициент готовности [Кг], живучести [Ж].
Расчет показателей системы с учетом надежности должен производиться для каждого потребителя. При этом минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы следует принимать для:
- источника теплоты Рит = 0,97; - тепловых сетей Ртс = 0,9;
- потребителя теплоты Рпт = 0,99;
- СЦТ в целом Рсцт = 0,9-0,97-0,99 = 0,86.
Нормативные показатели безотказности тепловых сетей обеспечиваются следующими мероприятиями:
- установлением предельно допустимой длины нерезервированных участков теплопроводов (тупиковых, радиальных, транзитных) до каждого потребителя или теплового пункта;
- местом размещения резервных трубопроводных связей между радиальными теплопроводами;
- достаточностью диаметров, выбираемых при проектировании новых или реконструируемых существующих теплопроводов для обеспечения резервной подачи теплоты потребителям при отказах;
- необходимость замены на конкретных участках конструкций тепловых сетей и теплопроводов на более надежные, а также обоснованность перехода на надземную или тоннельную прокладку;
- очередность ремонтов и замен теплопроводов, частично или полностью утративших свой ресурс.
Готовность системы теплоснабжения к исправной работе в течении отопительного периода определяется по числу часов ожидания готовности: источника теплоты, тепловых сетей, потребителей теплоты, а также - числу часов нерасчетных температур наружного воздуха в данной местности.
Минимально допустимый показатель готовности СЦТ к исправной работе Кг принимается 0,97.
Нормативные показатели готовности систем теплоснабжения обеспечиваются следующими мероприятиями:
- готовностью СЦТ к отопительному сезону;
- достаточностью установленной (располагаемой) тепловой мощности источника тепловой энергии для обеспечения исправного функционирования СЦТ при нерасчетных похолоданиях;
- способностью тепловых сетей обеспечить исправное функционирование СЦТ при нерасчетных похолоданиях;
- организационными и техническими мерами, необходимые для обеспечения исправного функционирования СЦТ на уровне заданной готовности;
- максимально допустимым числом часов готовности для источника теплоты. Потребители теплоты по надежности теплоснабжения делятся на две категории:
Первая категория - потребители, не допускающие перерывов в подаче расчетного количества теплоты и снижения температуры воздуха в помещениях, ниже предусмотренных ГОСТ 30494.
Например, больницы, родильные дома, детские дошкольные учреждения с круглосуточным пребыванием детей, картинные галереи, химические и специальные производства, шахты и т.п.
Вторая категория - потребители, допускающие снижение температуры в отапливаемых помещениях на период ликвидации аварии, но не более 54 ч:
- жилых и общественных зданий до 12 °С;
- промышленных зданий до 8 °С.
9.2 Методика расчета вероятности безотказной работы тепловых объектов
9.2.1 Термины и определения
Термины и определения, используемые в данном разделе, соответствуют определениям ГОСТ 27.002-89 «Надежность в технике».
Надежность - свойство участка тепловой сети или элемента тепловой сети сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность обеспечивать передачу теплоносителя в заданных режимах и условиях применения и технического обслуживания. Надежность тепловой сети и системы теплоснабжения является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.
- Безотказность - свойство тепловой сети непрерывно сохранять работоспособное состояние в течение некоторого времени или наработки;
- Долговечность - свойство тепловой сети или объекта тепловой сети сохранять работоспособное состояние до наступления предельного состояния при установленной системе технического обслуживания и ремонта;
- Ремонтопригодность - свойство элемента тепловой сети, заключающееся в приспособленности к поддержанию и восстановлению работоспособного состояния путем технического обслуживания и ремонта;
- Исправное состояние - состояние элемента тепловой сети и тепловой сети в целом, при котором он соответствует всем требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;
- Неисправное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором он не соответствует хотя бы одному из требований нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;
- Работоспособное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором значения всех параметров, характеризующих способность выполнять заданные функции, соответствуют требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации;
- Неработоспособное состояние - состояние элемента тепловой сети, при котором значение хотя бы одного параметра, характеризующего способность выполнять заданные функции, не соответствует требованиям нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации. Для сложных объектов возможно деление их неработоспособных состояний. При этом из множества неработоспособных состояний выделяют частично неработоспособные состояния, при которых тепловая сеть способна частично выполнять требуемые функции;
- Предельное состояние - состояние элемента тепловой сети или тепловой сети в целом, при котором его дальнейшая эксплуатация недопустима или нецелесообразна, либо восстановление его работоспособного состояния невозможно или нецелесообразно;
- Критерий предельного состояния - признак или совокупность признаков предельного состояния элемента тепловой сети, установленные нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документацией. В зависимости от условий эксплуатации для одного и того же элемента тепловой сети могут быть установлены два и более критериев предельного состояния;
- Дефект - по ГОСТ 15467;
- Повреждение - событие, заключающееся в нарушении исправного состояния объекта при сохранении работоспособного состояния;
- Отказ - событие, заключающееся в нарушении работоспособного состояния элемента тепловой сети или тепловой сети в целом;
- Критерий отказа - признак или совокупность признаков нарушения работоспособного состояния тепловой сети, установленные в нормативно-технической и (или) конструкторской (проектной) документации.
Для целей перспективной схемы теплоснабжения термин «отказ» будет использован в следующих интерпретациях:
- отказ участка тепловой сети - событие, приводящие к нарушению его работоспособного состояния (т.е. прекращению транспорта теплоносителя по этому участку в связи с нарушением герметичности этого участка);
- отказ теплоснабжения потребителя - событие, приводящее к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12 °С, в промышленных зданиях ниже +8 °С (СНиП 41-02-2003. Тепловые сети).
При разработке схемы теплоснабжения для описания надежности термины «повреждение» «инцидент» будут употребляться только в отношении событий, к которым может быть применена процедура отложенного ремонта, потому что в соответствии с ГОСТ 27.002-89 эти события не приводят к нарушению работоспособности участка тепловой сети и, следовательно, не требуют выполнения незамедлительных ремонтных работ с целью восстановления его работоспособности. К таким событиям относятся зарегистрированные «свищи» на прямом или обратном теплопроводах тепловых сетей. Тем не менее, ремонтные работы по ликвидации свищей требуют прерывания теплоснабжения (если нет вариантов подключения резервных теплопроводов), и в этом смысле они аналогичны «отложенным» отказам.
Мы также не будем употреблять термин «авария», так как это характеристика «тяжести» отказа и возможных последствие его устранения. Все упомянутые в этом абзаце термины устанавливают лишь градацию (шкалу) отказов.
9.2.2 Методика расчета надежности теплоснабжения
9.2.2.1 Расчет надежности теплоснабжения не резервируемых участков тепловой сети
В соответствии со СНиП 41-02-2003 расчет надежности теплоснабжения должен производиться для каждого потребителя, при этом минимально допустимые показатели вероятности безотказной работы следует принимать (пункт «6.28») для:
- источника теплоты Рит = 0,97;
- тепловых сетей Ртс = 0,9;
- потребителя теплоты Рпт = 0,99;
- СЦТ в целом Рсцт = 0, 9-0, 97-0, 99 = 0, 86.
Расчет вероятности безотказной работы тепловой сети по отношению к каждому потребителю осуществляется по следующему алгоритму:
Определяется путь передачи теплоносителя от источника до потребителя, по отношению к которому выполняется расчет вероятности безотказной работы тепловой сети.
На первом этапе расчета устанавливается перечень участков теплопроводов, составляющих этот путь.
Для каждого участка тепловой сети устанавливаются: год его ввода в эксплуатацию, диаметр и протяженность.
На основе обработки данных по отказам и восстановлениям (времени, затраченном на ремонт участка) всех участков тепловых сетей за несколько лет их работы устанавливаются следующие зависимости:
- λ0 средневзвешенная частота (интенсивность) устойчивых отказов - участков в конкретной системе теплоснабжения при продолжительности эксплуатации участков от 3 до 17 лет (1/км/год); - средневзвешенная частота (интенсивность) отказов для участков тепловой сети с продолжительностью эксплуатации от 1 до 3 лет; средневзвешенная частота (интенсивность) отказов для участков тепловой сети с продолжительностью эксплуатации от 17 и более лет; - средневзвешенная продолжительность ремонта (восстановления) участков тепловой сети; средневзвешенная продолжительность ремонта (восстановления) участков тепловой сети в зависимости от диаметра участка;
Частота (интенсивность) отказов каждого участка тепловой сети измеряется с помощью показателя λi, который имеет размерность [1/км/год] или [1/км/час]. Интенсивность отказов всей тепловой сети (без резервирования) по отношению к потребителю представляется как последовательное (в смысле надежности) соединение элементов, при котором отказ одного из всей совокупности элементов приводит к отказу все системы в целом. Средняя вероятность безотказной работы системы, состоящей из последовательно соединенных элементов будет равна произведению вероятностей безотказной работы:
Интенсивность отказов всего последовательного соединения равна сумме интенсивностей отказов на каждом участке, [1/час],
где протяженность каждого участка, [км]. И, таким образом, чем выше значение интенсивности отказов системы, тем меньше вероятность безотказной работы. Параметр времени в этих выражениях всегда равен одному отопительному периоду, т.е. значение вероятности безотказной работы вычисляется как некоторая вероятность в конце каждого рабочего цикла (перед следующим ремонтным периодом).
Интенсивность отказов каждого конкретного участка может быть разной, но самое главное, она зависит от времени эксплуатации участка (важно: не в процессе одного отопительного периода, а времени от начала его ввода в эксплуатацию). В нашей практике для описания параметрической зависимости интенсивности отказов мы применяем зависимость от срока эксплуатации, следующего вида, близкую по характеру к распределению Вейбулла:
где – срок эксплуатации участка [лет].
Характер изменения интенсивности отказов зависит от параметра α: при α < 1, она монотонно убывает, при α > 1 - возрастает; при α = 1 функция принимает вид А λ0 - это средневзвешенная частота (интенсивность) устойчивых отказов в конкретной системе теплоснабжения.
Обработка значительного количества данных по отказам, позволяет использовать следующую зависимость для параметра формы интенсивности отказов:
5. По данным региональных справочников по климату о среднесуточных температурах наружного воздуха за последние десять лет строят зависимость повторяемости температур наружного воздуха (график продолжительности тепловой нагрузки отопления). При отсутствии этих данных зависимость повторяемости температур наружного воздуха для местоположения
тепловых сетей принимают по данным СНиП 2.01.01.82 или Справочника «Наладка и эксплуатация водяных тепловых сетей».
6. С использованием данных о теплоаккумулирующей способности абонентских установок определяют время, за которое температура внутри отапливаемого помещения снизится до температуры, установленной в критериях отказа теплоснабжения. Отказ теплоснабжения потребителя - событие, приводящее к падению температуры в отапливаемых помещениях жилых и общественных зданий ниже +12 °С, в промышленных зданиях ниже +8 °С (СНиП 41-02-2003. Тепловые сети). Например, для расчета времени снижения температуры в жилом здании используют формулу:
где tв – внутренняя температура, которая устанавливается в помещении через время z в часах, после наступления исходного события, °С;
z – время, отсчитываемое после начала исходного события, ч; t’в – температура в отапливаемом помещении, которая была в момент начала исходного события, °С;
tн – температура наружного воздуха, усредненная на периоде времени z, °С;
Qо – подача теплоты в помещение, Дж/ч;
qоV – удельные расчетные тепловые потери здания, Дж/(чх°С); β – коэффициент аккумуляции помещения (здания), ч.
Для расчет времени снижения температуры в жилом задании до +12 °С при внезапном прекращении теплоснабжения эта формула при имеет следующий вид:
где tва – внутренняя температура, которая устанавливается критерием отказа теплоснабжения (+12 °С для жилых зданий).
Расчет проводится для каждой градации повторяемости температуры наружного воздуха, например, для города Саранска при коэффициенте аккумуляции жилого здания β= 40 часов.
7. На основе данных о частоте (потоке) отказов участков тепловой сети, повторяемости температур наружного воздуха и данных о времени восстановления (ремонта) элемента (участка, НС, компенсатора и т.д.) тепловых сетей определяют вероятность отказа теплоснабжения потребителя. В случае отсутствия достоверных данных о времени восстановления теплоснабжения потребителей используют эмпирическую зависимость для времени, необходимом для ликвидации повреждения, предложенную Е.Я. Соколовым:
где, a, b, c - постоянные коэффициенты, зависящие от способа укладки теплопровода (подземный, надземный) и его конструкции, а также от способа диагностики места повреждения и уровня организации ремонтных работ;
lсз – расстояние между секционирующими задвижками, м;
D - условный диаметр трубопровода, м.
Расчет выполняется для каждого участка и/или элемента, входящего в путь от источника до абонента:
- по уравнению 9.5 вычисляется время ликвидации повреждения на i -том участке;
- по каждой градации повторяемости температур с использованием уравнения 9.4 вычисляется допустимое время проведения ремонта;
- вычисляется относительная и накопленная частота событий, при которых время снижения температуры до критических значений меньше чем время ремонта повреждения;
- вычисляются относительные доли (см. уравнение 9.6) и поток отказов (см. уравнение 9.7.) участка тепловой сети, способный привести к снижению температуры в отапливаемом помещении до температуры в +12 град Ц.
- вычисляется вероятность безотказной работы участка тепловой сети относительно абонента
9.2.2.2 Расчет надежности теплоснабжения для резервированных участков тепловой сети
В системах теплоснабжения одним из самых распространенных способов повышения надежности является резервирование участков, суммы участков, целых магистральных выводов или насосных агрегатов, секционирующих задвижек и т.д. А наиболее часто применяемым способом расчета систем теплоснабжения с резервированием - приведение реальной системы теплоснабжения к эквивалентной модели параллельных или последовательно-параллельных соединений участков тепловой сети. Этот метод, конечно, является не единственным, но значительно более простым чем, например, «метод минимальных путей - минимальных сечений».
Однако, в любом случае, прежде чем решать задачу эквивалентирования схемы необходимо выполнить структурный анализ тепловой сети, который заключается в том, чтобы определить весь набор путей передачи теплоносителя от источника тепловой мощности к потребителю (узлу «сброса» (иногда «стока») тепловой нагрузки). Выявленные пути и их совместное рассмотрение позволяют свести схему к параллельному или последовательно параллельному соединению участков тепловой сети.
Все эти приемы и методы хорошо известны и широко применяются при структурном анализе сложных схем электрических сетей и неоднократно апробированы при анализе надежности схем теплоснабжения. Алгоритм решения задачи расчета надежности резервированных тепловых сетей сводится к следующим простым шагам и вычислениям.
Шаг 1. Выделяется потребитель, относительно которого выполняется расчет надежности вероятности безотказной работы теплоснабжения
Шаг 2. Выполняется структурный анализ тепловой сети, позволяющий выделить все пути, по которым можно осуществить передачу теплоносителя от источника до выделенного потребителя. В некоторых специализированных программных комплексах (например, «Теплограф», «Zulu») эта процедура осуществляется автоматически, что значительно сокращает время на структурный анализ тепловой сети.
Шаг 3. Составляется эквивалентная схема путей для расчета надежности теплоснабжения. Она будет состоять из параллельно-последовательных или последовательно-параллельных участков тепловой сети (в смысле надежности).
Шаг 4. Для всех последовательных участков пути, также как для не резервированных участков, рассчитывается их вероятность безотказной работы, в соответствии с методом, приведенным в разделе 2.2.1. По результатам расчетов определяются:
вероятность безотказной работы эквивалентного нерезервированного j –того пути
вероятность отказа эквивалентного нерезервированного j -того пути
параметр потока отказов эквивалентного нерезервированного j -того пути
среднее время безотказной работы эквивалентного нерезервированного j-того пути
среднее время восстановления (ремонта) эквивалентного нерезервированного j -того пути
При этом
Шаг 5. После сведения всех показателей надежности нерезервированных участков пути к эквивалентным значениям рассчитываются показатели надежности параллельных соединений участков пути, состоящих из эквивалентных последовательных:
вероятность безотказной работы эквивалентного резервированного k –того пути
вероятность отказа эквивалентного резервированного k -того пути
параметр потока отказов эквивалентного резервированного k -того пути
среднее время безотказной работы эквивалентного резервированного k –того пути
среднее время восстановления (ремонта) эквивалентного резервированного k -того пути
Шаг 6. Процедура расчета повторяется для последовательных (в смысле надежности) эквивалентных путей.
9.2.2.3 Оценка недоотпуска тепла потребителям
Выполнив оценку вероятности безотказной работы каждого магистрального теплопровода, легко определить средний (как вероятностную меру) недоотпуск тепла для каждого потребителя, присоединенного к этому магистральному теплопроводу.
Вычислив вероятность безотказной работы теплопровода относительно выбранного потребителя и, соответственно, вероятность отказа теплопровода относительно выбранного потребителя недоотпуск рассчитывается как:
где, - среднегодовая тепловая мощность теплопотребляющих установок потребителя (либо, по другому, тепловая нагрузка потребителя), Гкал/ч; np Q
Топ – продолжительность отопительного периода, час;
qmn – вероятность отказа теплопровода.
9.2.3 Результаты расчетов
Как было показано выше, реконструкция тепловых сетей в связи с исчерпанием физического ресурса действующих магистральных теплопроводов необходима для обеспечения теплоснабжения потребителей с надежностью, характеризующейся нормативными показателями, принятыми при их проектировании. К 2019 году эксплуатационная надежность тепловых сетей Явасского городского поселения в целом обеспечивалась за счет напряженной работы котельных ООО «ЖКХ Явас» по текущей ликвидации возникающих повреждений в тепловых сетях и недопущению их развития в серьезные аварии с тяжелыми последствиями.
Проведенный расчет надежности по некоторым путям магистральных теплопроводов показал результат ВБР, не превышающий 0,3, а на некоторых и менее (при нормативном значении равном 0,9). Такие результаты эксплуатационной надежности объясняются, прежде всего, практически полным исчерпанием физического ресурса тепловых сетей. Средневзвешенный срок их эксплуатации приближается к критическому, свыше 20 лет. Если не предпринять действенных мер долгосрочного характера по восстановлению эксплуатационного ресурса, то в ближайшие пять лет поток отказов на тепловых сетях зоны действия удвоится, и справляться с их своевременным устранением будет практически невозможно.
9.3 Расчет вероятности безотказной работы тепловых сетей в зоне действия энергоисточника Явасского городского поселения на отопительный период 2019 года
9.3.1 Вероятности безотказной работы не резервируемых магистральных теплопроводов тепловой сети
9.3.1.1 Общие положения
Вероятности безотказной работы на не резервируемых участков тепловой сети в модели первого уровня рассчитываются относительно тепловых камер, в которых к магистральным теплопроводам присоединены ответвления, обеспечивающие передачу тепловой энергии от магистральных теплопроводов Явасского городского поселения.
Вероятности безотказной работы рассчитываются для всех магистральных теплопроводов (как не резервируемых теплопроводов), реестр которых установлен в электронной модели теплоснабжения Явасского городского поселения.
9.4 Выводы и предложения по тепловым сетям
По варианту развития зоны действия теплоисточника Явасского городского поселения, при условии реализации предлагаемых мероприятий по реконструкции трубопроводов тепловых сетей с целью повышения показателей надежности, к концу рассматриваемого периода показатели вероятности безотказной работы потребителей будет соответствовать нормативной величине, требуемой в СНиП 41-02-2003.
С учетом представленных выше результатов расчетов была сформирована программа по реконструкции трубопроводов тепловых сетей с целью повышения показателей вероятности безотказной работы потребителей до нормативной величины, требуемой в СНиП 41 -02-2003. Капитальные затраты на осуществление рекомендуемых мероприятий были оценены в соответствии методикой, приведенной в разделе. «Предложения по строительству, реконструкции и техническому перевооружению тепловых сетей и сооружений на них».
10 Обоснование инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение
10.1 Общие положения
Оценка инвестиций и анализ ценовых (тарифных) последствий реализации проектов схемы теплоснабжения разрабатываются в соответствии подпунктом «ж» пункта 4, пунктом 13 и пунктом 48 «Требований к схемам теплоснабжения», утвержденных постановлением Правительства РФ № 154 от 22 февраля 2012 года.
В соответствии с пунктами 13 и 48 Требований к схеме теплоснабжения должны быть разработаны и обоснованы:
– предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение источников тепловой энергии на каждом этапе;
– предложения по величине необходимых инвестиций в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение тепловых сетей и тепловых пунктов на каждом этапе;
– предложения по источникам инвестиций, обеспечивающих финансовые потребности.
10.2 Нормативно-методическая база для проведения расчетов
Финансово-экономические расчёты выполнены в соответствии со следующими нормативно-методическими документами:
«Руководство по подготовке промышленных технико-экономических исследований», ЮНИДО. М.: АОЗТ «Интерэксперт», 1995;
«Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов», утверждённые Минэкономики РФ, Министерством финансов РФ и Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике № ВК 477 от 21.06.1999 г.;
«Практическое пособие по обоснованию инвестиций в строительство предприятий, зданий и сооружений», разработанных ФГУП «ЦЕНТРИНВЕСТпроект», М.,2002 г.;
«Методические рекомендации по оценке эффективности и разработке инвестиционных проектов и бизнес-планов в электроэнергетике» на стадии предТЭО и ТЭО», утверждённые приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 31.03.2008г. № 155 и заключением Главгосэкспертизы России от 26.05.99г. №24-16-1/20-113;
«Рекомендации по оценке экономической эффективности инвестиционного проекта теплоснабжения», НП «АВОК», 2006 г.;
«Сценарные условия развития электроэнергетики на период до 2030 года (версия 2010 г.)», ЗАО «АПБЭ», 2010 г.;
«Коммерческая оценка инвестиционных проектов» (основные положения методики), Альт-Инвест, редакция 5.01 ноябрь 2004 г.
10.3 Макроэкономические параметры
10.3.1 Сроки реализации
Общий срок выполнения работ по Схеме, начиная с базового 2019 года, составляет 25 лет. Расчетный период действия схемы - 2049 г.
10.3.2 Основные подходы к расчету экономической эффективности
При оценке экономической эффективности вариантов Схемы были сформированы инвестиционные проекты для строительства тепловых сетей и реконструкции котельных Явасского городского поселения.
Оценка инвестиционных проектов на действующих предприятиях проводилась на основе «Приростного» метода построения финансовой модели. Данный метод основан на анализе только изменений (приращений), которые вносит проект в показатели деятельности организаций.
Для проведения исследований и анализа инвестиционных процессов в энергетике учитывается весь комплекс многофункциональных, взаимосвязанных элементов: темпы капитальных вложений, режимы загрузки агрегатов и связанные с ними объёмы товарной продукции (объёмы продаж), уровни прогнозных и текущих цен на топливо и тарифов на продукцию.
Экономическая эффективность вариантов Схемы теплоснабжения определялась по каждому инвестиционному проекту приведенным к 2019 году будущим доходом от реализации прироста объёма продукции, за вычетом всех сопутствующих производственных и инвестиционных затрат.
10.3.2.1 Потребность в инвестициях и источники финансирования
Общий объём необходимых инвестиций в осуществление каждого рассматриваемого проекта 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).
В качестве источника финансирования проектов по согласованию с организацией предусматривается плата за технологическое подключение, ремонтный фонд в тарифе, надбавка к тарифу, амортизационные отчисления.
Инвестиционные затраты в свою очередь представляют собой капиталовложения, проиндексированные с помощью соответствующих коэффициентов ежегодной инфляции инвестиций по годам освоения, с учетом НДС.
10.3.2.2 Программа производства и реализации
Программа производства включает в себя:
- по существующим котельным - прирост производства тепловой энергии;
- по существующим и строящимся тепловым сетям - прирост объёма передаваемой тепловой энергии.
При определении платы за подключение к теплосетям по вариантам Схемы учитывались следующие параметры:
– капвложения в теплосетевое хозяйство на каждый расчётный период;
– прирост тепловой нагрузки на теплоисточниках, отпускающих тепло в тепловые сети по которым планируются мероприятия.
10.3.2.3 Производственные издержки по теплоисточникам
В расчётах по теплоисточникам приняты следующие производственные издержки (приросты издержек):
– затраты на топливо;
– амортизационные отчисления, определяемые исходя из стоимости объектов основных средств и срока их полезного использования, в соответствии с "Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы", утверждённой Постановлением Правительства РФ №1 от 1 января 2002 г.;
– затраты на оплату труда персонала с учётом страховых отчислений, рассчитываемых исходя из фонда заработной платы и процентной ставки по страховым отчислениям;
– затраты на содержание и эксплуатацию оборудования (ремонтный фонд);
– прочие затраты (только для вновь строящихся теплоисточников).
При расчете экономической эффективности мероприятий в новые объекты теплоснабжения к учету принимались полные производственные издержки, описанные выше, а для существующих объектов теплоснабжения - только дополнительные переменные издержки (топливо), а также издержки, связанные с новыми капиталовложениями в проект (затраты на ремонт и амортизационные отчисления.
Затраты на топливо определены исходя из годового расхода топлива и его цены. Определение годового расхода топлива по теплоисточникам приведено в Обосновывающих материалах к схеме теплоснабжения Явасского городского поселения до 2049 г.
Расчёт амортизации в соответствии с «Налоговым кодексом РФ» для объектов со сроком службы более 20 лет производится по линейному методу.
Для распределения ремонтного фонда по годам эксплуатации теплоисточников принимался метод Усреднённых затрат через ежегодные отчисления в ремонтный фонд.
Определение затрат на ремонты теплосетей (ТС) и насосных станций (ПНС) осуществлялось в соответствии с СО 34.20.611-2003 "Нормативы затрат на ремонт в процентах от балансовой стоимости конкретных видов основных средств электростанций".
10.3.2.4 Производственные издержки по тепловым сетям
Производственные издержки по тепловым сетям включают в себя следующие элементы затрат:
– амортизационные отчисления по тепловой сети, определяемые исходя из стоимости объектов основных средств и срока их полезного использования, в соответствии с "Классификацией основных средств, включаемых в амортизационные группы", утверждённой Постановлением Правительства РФ №1 от 1.01.2002 г.;
– затраты на оплату труда персонала с учётом страховых отчислений, рассчитываемых исходя из фонда заработной платы и процентной ставки по страховым отчислениям;
– затраты на ремонт;
– затраты на перекачку теплоносителя (электроэнергию);
– затраты на компенсацию потерь тепла в тепловой сети;
– прочие затраты.
Расчёт амортизации в соответствии с «Налоговым кодексом РФ» производится по линейному методу.
10.3.2.5 Результаты расчётов экономической эффективности сценариев развития системы теплоснабжения
Оценка экономической эффективности капиталовложений в развитие системы теплоснабжения Явасского городского поселения на период до 2049 г. по рассматриваемым вариантам каждого сценария проводилась с использованием следующих показателей, позволяющих судить об экономических преимуществах инвестиций: чистой приведённой стоимости (NPV); дисконтированного срока окупаемости (PBP, от начала проекта); дисконтированного срока окупаемости (PBP, от начала капвложений); период окупаемости; индекс доходности (ИД).
Эффективность рассматриваемого инвестиционного проекта характеризуется выше приведенной системой показателей, представляется соотношением затрат и результатов.
10.4 Объемы финансирования проектов, предложенных для включения в инвестиционную программу
Предложения по новому строительству, реконструкции и техническому перевооружению источников тепловой энергии сформированы на основе мероприятий, прописанных в Обосновывающих материалах к схеме теплоснабжения.
10.4.1 Инвестиции в техническое перевооружение котельных явасского городского поселения
Предложения по техническому перевооружению источников тепловой энергии сформированы на основе мероприятия, прописанного в Обосновывающих материалах к схеме теплоснабжения.
Капитальные вложения в техническое модернизирование котельных Явасского городского поселения представлены в таблице 10.1. Общая потребность в финансировании проекта составляет 130166,8 тыс. руб. с НДС в т.ч. стоимость приобретенного оборудования.
Таблица 10.1. Финансовые потребности в реализацию проекта по технической модернизации котельных Явасского городского поселения.
Наименование объекта
Мероприятия
Год ввода в эксплуатацию
Финансовые потребности, тыс. руб., с НДС
Котельная №1, г. п. Явас
Строительство новой котельной, мощностью 7 МВт, и присоединительной тепловой сети 50 м. (2-х трубной) Ду273, подземное исполнение, изоляция ППУ-ПЭ.
2020 г.
50918,68
Котельная №2, г. п. Явас
Строительство новой котельной, мощностью 4 МВт и присоединительной тепловой сети 5 м. (2-х трубной) Ду219, подземное исполнение, изоляция ППУ-ПЭ.
2020 г.
29683,81
Котельная №3, п. Озерный
Строительство новой котельной, мощностью 2 МВт и присоединительной тепловой сети 20 м. (2-х трубной) Ду150, подземное исполнение, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г.
24440,96
Котельная №4, п. Парца
Строительство новой котельной, мощностью 3 МВт и присоединительной тепловой сети 20 м. (2-х трубной) Ду150, подземное исполнение, изоляция ППУ-ПЭ
2020 г.
25123,37
ИТОГО
130166,8
10.4.2 Инвестиции в строительство, реконструкцию и техническое перевооружение тепловых сетей и сооружений на них
Оценка стоимости капитальных вложений в реконструкцию и новое строительство тепловых сетей осуществлялась по укрупненным показателям базисных стоимостей по видам строительства (УПР), укрупненным показателям сметной стоимости (УСС), укрупненным показателям базисной стоимости материалов, видов оборудования, услуг и видов работ.
Полная сметная стоимость каждого проекта приведена в таблице 10.2. Согласно данной таблице полная стоимость проектов с НДС составляет 323395,20 тыс. руб.
Таблица 10.2. Финансовые потребности в реализацию проектов по развитию системы теплоснабжения части тепловых сетей (тыс. руб. с учетом НДС)
Наименование проекта
Период реализации проекта
Стоимость мероприятия, с НДС, тыс. руб.
Строительство тепловых сетей с оптимизацией диаметров трубопровода
-
-
Строительство тепловых сетей в связи с исчерпанием срока эксплуатации
2020 г.
323395,20
ИТОГО
323395,20
11 Обоснование предложений по определению единой теплоснабжающей организации
11.1 Общие положения
Понятие «Единая теплоснабжающая организация» введено Федеральным законом от 27.07.2012 г. №190 «О теплоснабжении» (ст.2, ст.15).
В соответствии со ст.2 ФЗ-190 единая теплоснабжающая организация определяется в схеме теплоснабжения. Для городов с численностью населения пятьсот тысяч человек и более единая теплоснабжающая организация утверждается уполномоченным федеральным органом власти (Министерство энергетики РФ).
В соответствии с пунктом 4 постановления Правительства РФ от 22.02.2012 г. № 154 «О требованиях к схемам теплоснабжения, порядку их разработки и утверждения» в схеме тепло-снабжения должен быть разработан раздел, содержащий обоснования решения по определению единой теплоснабжающей организации, который должен содержать обоснование соответствия предлагаемой к определению в качестве единой теплоснабжающей организации критериям единой теплоснабжающей организации, установленным в правилах организации теплоснабжения, утверждаемых Правительством Российской Федерации (пункт 40 ПП РФ № 154 от 22.02.2012).
Критерии и порядок определения единой теплоснабжающей организации установлены постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 № 808 «Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации».
Правила организации теплоснабжения, утверждённые постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 № 808, в пункте 7 Правил устанавливают следующие критерии определения единой теплоснабжающей организации (далее ЕТО):
– владение на праве собственности или ином законном основании источниками тепловой энергии с наибольшей рабочей тепловой мощностью и (или) тепловыми сетями с наибольшей емкостью в границах зоны деятельности единой теплоснабжающей организации;
– размер собственного капитала;
– способность в лучшей мере обеспечить надежность теплоснабжения в соответствующей системе теплоснабжения.
Рабочая тепловая мощность в соответствии с ПП РФ №808 - средняя приведенная часовая мощность источника тепловой энергии, определяемая по фактическому полезному отпуску источника тепловой энергии за последние 3 года работы.
Емкость тепловых сетей в соответствии с тем же постановлением - произведение протяженности всех тепловых сетей, принадлежащих организации на праве собственности или ином законном основании, на средневзвешенную площадь поперечного сечения данных тепловых сетей.
В соответствии с указанными пунктами постановлений Правительства РФ в схеме теплоснабжения разрабатываются:
– реестр зон действия всех существующих (на базовый период разработки схемы теплоснабжения) изолированных (технологически не связанных) систем теплоснабжения, действующих в административных границах поселения, городского округа;
– реестр зон действия перспективных изолированных систем теплоснабжения, образованных на базе действующих и перспективных (предлагаемых к строительству) источников тепловой энергии;
– реестр зон деятельности для выбора единых теплоснабжающих организаций, определённых в каждой существующей изолированной зоне действия в системе теплоснабжения.
11.2 Определение существующих изолированных зон действия теплоисточников в системе теплоснабжения Явасского городского поселения
В схеме теплоснабжения установлена следующая зона действия изолированных систем теплоснабжения (см. «Существующее положение в сфере производства, передачи и потребления тепловой энергии для целей теплоснабжения»). Зона действия, образованная на базе источников тепловой энергии котельных ООО «ЖКХ Явас». Тепловые сети в рассматриваемой зоне деятельности находятся в хозяйственном ведении и эксплуатируются одной организацией ООО «ЖКХ Явас». Перспективная зона деятельности энергоисточников сохраняется до 2049 года в основном в границах, действующих на 2019 год.
11.3 Выводы
После внесения проекта схемы теплоснабжения на рассмотрение теплоснабжающие и/или теплосетевые организации должны обратиться с заявкой на присвоение статуса ЕТО в одной или нескольких из определенных зон деятельности.
Решение о присвоении организации статуса ЕТО в той или иной зоне деятельности принимает для поселений, городских округов с численностью населения пятьсот тысяч человек и более, в соответствии с ч.2 ст.4 Федерального закона №190 «О теплоснабжении» и п.3. Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных постановлением Правительства РФ №808 от 08.08.2012 г., федеральный орган исполнительной власти, уполномоченный на реализацию государственной политики в сфере теплоснабжения (Министерство энергетики Российской Федерации).
Обязанности ЕТО установлены постановлением Правительства РФ от 08.08.2012 № 808 «Об организации теплоснабжения в Российской Федерации и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Правительства Российской Федерации» (п. 12 Правил организации теплоснабжения в Российской Федерации, утвержденных указанным постановлением). В соответствии с приведенным документом ЕТО обязана:
– заключать и исполнять договоры теплоснабжения с любыми обратившимися к ней потребителями тепловой энергии, теплопотребляющие установки которых находятся в данной системе теплоснабжения при условии соблюдения указанными потребителями выданных им в соответствии с законодательством о градостроительной деятельности технических условий подключения к тепловым сетям;
– заключать и исполнять договоры поставки тепловой энергии (мощности) и (или) теплоносителя в отношении объема тепловой нагрузки, распределенной в соответствии со схемой теплоснабжения;
– заключать и исполнять договоры оказания услуг по передаче тепловой энергии, теплоносителя в объеме, необходимом для обеспечения теплоснабжения потребителей тепловой энергии с учетом потерь тепловой энергии, теплоносителя при их передаче.
Границы зоны деятельности ЕТО в соответствии с п.19 Правил организации теплоснабжения могут быть изменены в следующих случаях:
– подключение к системе теплоснабжения новых теплопотребляющих установок, источников тепловой энергии или тепловых сетей, или их отключение от системы теплоснабжения;
– технологическое объединение или разделение систем теплоснабжения.
Сведения об изменении границ зон деятельности единой теплоснабжающей организации, а также сведения о присвоении другой организации статуса единой теплоснабжающей организации подлежат внесению в схему теплоснабжения при ее актуализации.
12 Воздействие на окружающую среду
12.1 Анализ воздействия энергоисточников на воздушный бассейн (существующее положение)
12.1.1 Краткая характеристика метеорологических условий и их влияние на рассеивание вредных веществ в атмосфере
Явасское городское поселение – муниципальное образование в Зубово-Полянском районе Республики Мордовия РФ.
В состав территории поселения входят исторически сложившиеся населенные пункты:
посёлок Явас,
посёлок Парца,
посёлок Лесной,
поселок Озерный.
К ним прилегают сельскохозяйственные угодья, пользования, территории природопользования.
Явас (мокш. Яваз) — посёлок городского типа в Зубово-Полянском районе Республики Мордовия, центр городского поселения.
Город расположен в северной части Зубово-Полянского района Республики Мордовия на берегу реки Явас, в 241,8 км от Саранска.
Озёрный - поселок в составе Явасского городского поселения Зубово - Полянского муниципального района. Посёлок – русский.
Границы:
с юга территория городского поселения граничит с Леплейским и Подлясовским сельскими поселениями;
с севера - с Теньгушевским районом Республики Мордовия;
с запада - с Рязанской областью;
с востока – с Торбеевским и Темниковским районами Республики Мордовия.
Парца - поселок в составе Явасского городского поселения Зубово - Полянского муниципального района. Парца (Парьхця), посёлок – мокш. Назван по реке Парца, на которой расположен.
Лесной - поселок в составе Явасского городского поселения Зубово - Полянского муниципального района. Лесной, посёлок – мокш. Находится недалеко от реки Вад.
Городское поселение занимает площадь в 26057 га.
Климат на территории посёлка городского типа умеренно-континентальный.
По строительно-климатическому районированию проектируемая территория расположена во II-м климатическом районе, подрайон II-В, который характеризуется: умеренной зимой, обусловливающей необходимую защиту зданий, значительной продолжительностью отопительного периода.
Приток прямой солнечной радиации изменяется от 5,0 (в декабре) до 58,6 кДж/см2 (в июне). Суммарная радиация за год 363,8 кДж/см2, радиационный баланс – 92,1 кДж/см2. Около 70 – 80% солнечной энергии идет на испарение, 20 – 30% затрачивается на нагревание воздуха. Среднегодовая температура воздуха колеблется от 3,5 до 4°С. Средняя температура самого холодного месяца (января) изменяется в пределах - 11,5… - 12,3 °С, абсолютная минимальная температура – минус 47° C. Средняя температура самого теплого месяца (июля) 18,9… 19,8 °С. Экстремальные значения температуры летом достигают 37 °С.
На рассматриваемой территории из геологических процессов получили: заболачивание, затопление, образование конуса выноса, эоловые процессы, процессы суффозии и эрозии, овраго- и оползнеобразования. Экзогенные геологические процессы обладают сильной и средней интенсивностью проявления.
Инженерно-геологический район характеризуется, как неблагоприятный для градостроительного освоения.
Надпойменные террасы охватывают слабо расчлененные плоские равнины на древних аллювиальных отложениях. С поверхности на глубину 1,5-4,0 м отложения надпойменных террас большей частью перекрыты слоем делювиальных суглинков.
Численность населения составляет – 7782 человека.
ПРИЛОЖЕНИЕ
1
Дополнительные сведения
| Государственные публикаторы: | "Вестник" № 20.03.2020 от 05.04.2020 |
| Рубрики правового классификатора: | 050.050.050 Снабжение топливом и другие вопросы теплоснабжения |
Вопрос юристу
Поделитесь ссылкой на эту страницу:
